La Secretaría de Energía finalmente publicó el acuerdo por el que, por órdenes de dos jueces federales bajo, quedó suspendida definitivamente la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica.
Dicha suspensión definitiva está dada bajo la nómina de medida cautelar tras los más de 70 amparos presentados en las últimas semanas y tendrá validez hasta que se resuelva el fondo del juicio de amparo, previsto para el próximo 27 de abril, como audiencia constitucional en este caso.
KarenOrtizOrtega, experta en análisis regulatorio del sector energético, comentó cómo prosigue la situación judicial sobre la reforma: “Esta medida suspende cualquier aplicación posible por parte de las autoridades hasta que no se resuelva de fondo la constitucionalidad de la reforma”.
“Las autoridades competentes, como el Centro Nacional de Control de Control de Energía o la Secretaría de Energía, no van a poder materializar ningún acto o disposición relacionada con la reforma”, agregó.
Con ello la especialista destacó que “es clave lo que el Juez hizo, trató de proteger no solo a los participantes del sector, sino también al consumidor y la sociedad en general”.
Karen Ortiz Ortega – Experta en análisis regulatorio del sector energético
Respecto a las acciones por parte de las autoridades del sector energético, Ortiz Ortega marcó que “no van a poder emitir ninguna legislación secundaria que aplicara a la reforma ni tampoco van a poder hacer actos de molestia a los particulares”.
Esto quiere decir que las autoridades están sujetas al cumplimiento de la Ley de la Industria Eléctrica con los precedentes, con los artículos previos a la reforma. Por lo que el CENACE, la Comisión Federal de Electricidad, la Comisión Reguladora de Energía y la SENER deberán de abstenerse de ejecutar los preceptos reclamados, incluyendo los artículos transitorios.
¿Qué podría ocurrir en caso que no acaten la suspensión? Karen Ortiz Ortega señaló que “si en algún momento las autoridades llegan a ejecutar algún acto, se podrá imponer una pena de tres a nueve nueve años de prisión, una multa de cincuenta a quinientos días o destitución e inhabilitación por empeñar el cargo”.
Por otra parte, la especialista comentó por qué se considera inconstitucional a la reforma aprobada por el Poder Legislativo federal de México: “En la Constitución hay varios bienes jurídicos tutelados que entre ellos se encuentran la competencia y la libre concurrencia”.
“Entonces cuando se abre la reforma energética y la participación a la iniciativa privada, uno de los principios constitucionales es que van a haber reglas claras del juego, donde los participantes pueden actuar de manera equitativa”.
Hecho que no se ve reflejado en el sector y Ortiz Ortega lo argumentó: “Es inconstitucional porque fortalece y da poder sustancial, o posiciona de manera preferente a la Comisión Federal de Electricidad, alejándose de criterios económicos, técnicos o de competencia económica”.
¿Qué debería hacerse para que sea constitucional? Según la visión de la experta en análisis regulatorio del sector energético, “debería ser una modificación o propuesta que respete los principios constitucionales de libre concurrencia, de competencia, de derechos fundamentales de cuidado al medio ambiente, transparencia a los consumidores”.
Energe abre sus puertas en la ciudad de Quilmes (Av 12 de octubre 781, Quilmes Oeste, Provincia de Buenos Aires). Y lo hace con un evento online el día viernes 26 de marzo para vincular en una charla inspiradora y distendida a voces del sector público y privado, bajo el eje del cuidado ambiental y la responsabilidad en la toma de acciones concretas.
«¡Creemos que podemos revertir esta crisis ambiental!», aseguran desde Energe.
El evento será transmitido via Facebook Live y su participación es completamente gratuita.
Sobre el evento:
Fecha: 26/3/2021
Hora streaming:18hs
Duración: 50 minutos
Link streaming: https://www.facebook.com/energesa/
Moderador: Agus Neglia
¿Por qué Quilmes?
Con sus casi 600 mil habitantes es una de las ciudades más antiguas y grandes del país, completamente urbanizada y sede de distintas industrias, potencia la oportunidad de impactar positivamente en nuestro medio ambiente con soluciones de energía renovable a partir de sistemas domésticos, espacios públicos e incluso para la demanda de energía en procesos productivos.
Desde su historia, supo ser muy concurrido y ser el primer balneario de la República Argentina. El correr de los años y la creciente contaminación del río la fueron alejando de ese esplendor. Hoy existen herramientas de cambio en el aprovechamiento del sol como fuente de energía, prácticas favorables desde el consumo, eficiencia en el transporte, entre otras, que están llevando esta linda su ciudad a su mejor versión.
El uso de energía solar y el ya mencionado aporte ambiental trae consigo además la posibilidad de ahorro económico, al disminuir el uso de energía convencional (electricidad y gas) baja el impacto que conllevan los aumentos en las tarifas y acorta considerablemente los plazos de amortización al adquirir esta tecnología. Desde el punto de vista de los productos Energe hace foco en la vida útil de los mismos para bajar la huella en la producción y la fabricación propia desde su planta industrial elevando el standard de calidad (certificación ISO 9001-2015), facilitando el post venta y generando empleo local.
Las tarifas de la energía han estado en el punto de mira durante las últimas semanas en Argentina, ya sea con ciertos inconvenientes en la provincia de Buenos Aires, como así también en la nueva planificación energética apuntada por el gobierno actual.
Omar Zorzenón, Coordinador de la Comisión de Política Energética de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad (FACE), analizó el panorama en el país y dedujo cuál es la problemática: “El tema de las tarifas energéticas en Argentina es mucho más amplio y termina dentro de las energías renovables”.
“Los problemas tarifarios energéticos en Argentina no de distribución, ni de transporte ni de generación, es todo el problema”, agregó.
Incluso puso de manifiesto una licitación lanzada durante la gestión de JuanJoséAranguren como Ministro de Energía de la Nación: “Lanzó una licitación de 1000 MW de energía de urgencia con motores de 62 MW cada uno. Pero estos funcionan tres o cuatro meses al año con suerte y le pagan como si trabajara todo el año”.
“La tasa de retorno en dólares de la inversión de esta energía tradicional es del 48% anual. Ya ahí hay un problema en el precio de la generación, que no tiene nada que ver con energías renovables”, explicó.
Omar Zorzenón – FACE
Además, Zorzenón identificó una serie de componentes que, bajo su punto de vista, hicieron de un precio alto, sin importar la fuente: “Una doble tasa de indemnización en dólares, que dentro de los precios está el riesgo país, una tasa de retorno no menor a entre 12 y 18% de los proyectos y hubo especistas extranjeros que una vez aprobados los proyectos por la Nación tuvieron que autorizarlos”.
Por lo que llegó a la conclusión de que “el tema de fondo en Argentina no es el precio de la energía renovable, el problema es todo el precio”. “Lo mismo el tema del transporte, no hay costos diferenciales por tipo de transporte”, apuntó.
“Luego está la distribución, que es un problema de cada provincia. La determinación de los precios es problema provincial, donde todos compran energía al mismo precio y después le agrega el valor de distribución provincial”, añadió.
Esto tiene relación con lo que sucedió en Buenos Aires, donde hubo diferencias entre las tarifas cobradas de distribución. De todos modos, el especialista afirmó que “el primer problema que tiene la provincia de Buenos Aires es no haber adherido a la Ley Nacional de Energías Renovables, dado que todos los beneficios que tiene la Ley no son aplicables a la provincia, es una vergüenza”.
¿Cómo se puede resolver? “A nivel nacional se debe trabajar en el transporte, hay que hacer uno que tenga el equilibrio lógico del sistema de transporte”.
Por otra parte, nuevamente en el plano nacional, Omar Zorzenón señaló que “en Argentina está subsidiada la producción y no está subsidiado como corresponde el consumidor final, es el que tiene que estarlo”. “Con una tarifa social bien aplicada, se acabó el problema”, comentó.
“Es una entelequia plantear que el problema de la energía en Argentina es el precio exclusivamente de la energía renovable”, aludiendo a un inconveniente general. “Las energías renovables no son un problema tarifario”, concluyó.
De acuerdo al último reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile sobre energías renovables no convencionales (ERNC), hasta febrero pasado se contabilizaron 12.328 MW de estas tecnologías tanto en construcción como con Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) aprobadas.
En lo que respecta a proyectos en obra, la entidad relevó un total de 144 iniciativas por 5.339 MW, conformadas por: un 58% (3.116 MW) de solares fotovoltaicos, un 37% (1.958 MW) de eólicos; 3% (166 MW) de biomasa y 1% (66 MW) de mini hidros. También se contabiliza la planta geotérmica “Cerro Pabellón Unidad”, de 33 MW.
Si bien los emprendimientos ingresarán en operaciones de forma paulatina hasta febrero del 2023, la CNE informó que el grueso de ellos lo hará durante este año.
Fuente: CNE
Asimismo, el informe destaca que existen 29 centrales en etapa de pruebas, por 709 MW. 375 MW corresponden a iniciativas solares fotovoltaicas, 327 MW a eólicas, 6 MW a biomasa y 1 MW a mini hidro.
Evaluación ambiental aprobada
Por otra parte, el reporte de la Comisión Nacional de Energía asegura que el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) expidió Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) durante los últimos 13 meses para proyectos de energías renovables un total de 6.989 MW.
Cabe destacar que estas iniciativas constituyeron el 97,3 por ciento de toda la potencia aprobada durante ese período de tiempo y motivarán inversiones por 7.067 millones de dólares.
Fuente: CNE
Además, el informe asegura que hasta febrero pasado ingresaron en etapa de calificación un total de 219 emprendimientos renovables no convencionales (187 solares fotovoltaicos, 27 eólicos, 3 mini hidros y uno de biomasa).
Estos emprendimientos totalizan 11.447 MW, equivalentes a inversiones en torno a los 12.530 millones de dólares.
Fuente: CNE
Matriz eléctrica
El documento de la CNE también señala que la potencia instalada neta con base de energías renovables no convencionales, a febrero del 2021, asciende a los 6.818 MW, llegando al 26,9 por ciento de la matriz eléctrica chilena.
En una saga que bien podría ser una novela por entregas, el área energética del gobierno y Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, se trenzaron en una discusión técnico-legal sobre la forma en que la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2021.
El Ente Regulador de Electricidad (ENRE), que hoy dirige Soledad Marín, publicó hace 10 días una auditoría que cuestiona duramente ese proceso y recomienda la anulación del mismo. Tres días más tarde Edenor envió una contestación a ese documento, en la que critica punto por punto los ejes centrales de lo auditado por el organismo eléctrico. EconoJournal publicó ayer una nota en la que aborda ese contrapunto.
Cuando parecía que el tema estaba concluido, ayer a primera hora de la tarde, e ENRE, que en los hechos depende de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica y en los hechos el hombre fuerte del gobierno para el sectoreléctrico, envió a este medio un documento en respuesta a Edenor, en el que retoma los argumentos esgrimidos por la distribuidora, que pertenece a Pampa Energía y está en proceso de venta al grupo Vila-Manzano-Filiberti. La cartera apuntó a defender argumentalmente la auditoría inicial realizada por el ente regulador. A continuación se presentan los principales títulos de la respuesta enviada por la Subsecretaría.
I) Grave situación económico-financiera de Edenor
¿Qué dice Edenor?
Mediante su carta el ENRE, la distribuidora planteó que «en la Auditoría Final se afirma equivocadamente que «detrás del lema de defensa de la transparencia», el gobierno de Cambiemos impulsó una política deliberada de «mejora de ingresos de las concesionarias”. “No hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”, justificó la distribuidora.
¿Qué le respondió el ENRE?
“Resulta llamativo el enfoque que brinda Edenor sobre la ‘grave situación económica-financiera’. Si bien es real que, en el año 2015, la empresa recibió subsidios del Estado Nacional a través de la Res. SE Nº 32/2015, se debe resaltar que dicha resolución le permitió obtener un resultado operativo de $ 2.241,7 millones y un resultado neto de $1.142 millones garantizando una rentabilidad extraordinaria sin que se pudieran auditar el destino los fondos involucrados ante el cambio de gestión».
«En efecto, a partir del año 2016 se comienzan a implementar estrategias para mejorar los ingresos de las distribuidoras. La primera de ellas es a través de la Res. ENRE Nº 1/2016 en donde se aplica el “Régimen Tarifario de Transición” y de la Res. MINEM 6/2016 que estableció nuevos precios de la energía», continuó.
«En este sentido, en un mes (de enero a febrero de 2016) un usuario residencial promedio pasó de pagar 30 $/mes a 183 $/mes por el consumo de energía eléctrica resultando en un incremento del 510%. No parecería ser una “tarifas ni justas ni razonable” en los términos de la Ley 24.065«, cuestionó la Subsecretaría. Y agregó: «Sin embargo, y tal como se expuso a lo largo del Informe, la RTI aplicada en febrero 2017 no resultó de la magnitud de los ingresos aprobados por el ENRE porque a través de una nota emitida por el Ex Ministro de Energía y Minería a las autoridades del ENRE, se decidió “topear” el incremento que le hubiese correspondido según la RTI a un 42% respecto de los ingresos del 2016».
«En consecuencia, existió una política que tuvo como objetivo mejorar el ingreso de las concesionarias, sólo que ante la adversidad de la situación que se estaba evidenciando por parte de los reclamos de los usuarios ante el “tarifazo” implementado en el 2016 (tanto en gas como en energía eléctrica) decidieron postergar parciamente la aplicación de los ingresos reconocidos a las empresa, pero manteniendo dicha diferencia inalterable en términos reales para la distribuidora, no así para los hogares, comercios e industrias que vieron reducir su poder adquisitivo», señaló la Subsecretaría.
«Por su parte, el incremento significativo de las pérdidas no técnicas es parte de la responsabilidad empresarial y, en efecto, parte de los ingresos reconocidos son para llevar adelante una gestión de cobranzas eficiente. En consecuencia, se evidenciaban graves errores de estimación, al suponer que la quita de subsidios más el reconocimiento de mayores ingresos a las distribuidoras no iban a impactar en el consumo energético de la población tal como se verificó especialmente a partir de 2017, en particular al segmento industrial”, analizó la Subsecretaría.
Base de capital: A. Utilización del método del VNR
En este punto Edenor afirma que en el Informe se adoptó la metodología del VNR en detrimento del Flujo de Fondos de donde surge esa justificación. “Si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor. En este sentido, el ente regulador reconoce que este último me todo «termino arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo termino desestimando”, afirmó Edenor.
Respuesta del organismo regulador: “La utilización del método de flujo de fondos fue desestimado por el ENRE, no a través de un análisis exhaustivo del método, sino como “justificación” para considerar la propuesta de la Concesionaria que optó por el VNR porque consideraba que “la base de capital basada en valores contables ajustados por índices de actualización no es representativa del valor de los activos requeridos para prestar el servicio en las condiciones de calidad establecidas en el Acta Acuerdo, por lo tanto no se efectuó la determinación de su valor”. (1 Informe “Revisión Tarifaria Integral (RTI) -2016 Propuesta Tarifaria”. EDENOR, 05/09/2016.)
En ese sentido, el ENRE, a partir de los costos “aprobados” por el organismo los incorporó en un flujo de fondos sin justificar por ejemplo el cálculo de impuestos, lo que efectivamente determinó un ingreso superior al aprobado. En realidad, más que la selección de un método, lo que se estaba avalando eran los costos propuestos por la distribuidora, sólo que, por medio del flujo de fondos, los resultados hubieran sido completamente inaplicables, aún más de los que efectivamente se aprobaron y tampoco pudieron llevarse a cabo en forma total”
B. Error al analizar la base de capital
Edenor interpretó que: “En el Informe Final el ENRE sostiene que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado por el ENRE, se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones: las aprobadas por el ENRE serían un 22% menores a las informadas por el distribuidor. Este análisis erróneo parte de no tener en cuenta que el ente regulador excluyo del VNR los activos totalmente amortizados. La tabla transcripta y estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, argumentó la empresa de Pampa Energía.
Sobre este punto, el organismo de de Energía Eléctrica respondió que “resulta atractiva la respuesta de Edenor en relación a la Base de Capital Regulada aprobada por el ENRE en el marco de la RTI. Sin embargo, en el Informe de Auditoría hace referencia a que en la información vertida en los expedientes no se desprende que el regulador excluyó a los activos totalmente amortizados en cuyo caso debió ser $0. Sino simplemente hay valores arbitrarios que no reflejan las fórmulas de depreciación”. “En consecuencia, lo que allí está vertido como conclusiones, son las que se desprenden del análisis de la información disponible para la auditoría, no las que evidentemente Edenor le envío al regulador como “dato” para ser considerada en la RTI”, indicó.
C. Confusión sobre la rentabilidad sobre los activos
Edenor consideró que: “Se hacen afirmaciones confusas y tendenciosas sobre la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido. Por ejemplo, se afirma que «[s]i bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”. Y agrega la empresa: “en el informe final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”.
El gobierno recogió el guante y afirmó que “no es llamativo este tipo de explicación que proviene de una empresa privada cuyo objetivo claramente es la rentabilidad”. “No necesariamente en todas las metodologías de regulación de servicios públicos se ‘rentabiliza’ el capital invertido no importa su procedencia. En el caso de que la expansión se haga vía tarifas o vía subsidios, implica ciertamente una transferencia de ingresos de los usuarios a las empresas, quien, en realidad, a través de la propia rentabilidad debería invertir para expandir/renovar la red de distribución. No es el caso de Edenor, que se trató de una empresa del Estado que ha sido privatizada y todos sus activos son en realidad del Estado Nacional”, interpretó.
D. Contralor sobre el valor de los activos
En su presentación, Edenor indicó que “en relación con el valor de los activos considerados en la base de capital, en el informe (del ENRE) se afirma que «se aceptaron los datos provistos por las empresas sin hacer un relevamiento o contar con un seguimiento actualizado de los activos en cuestión»”.
“Si bien es cierto que no se realizó una auditoría de bienes, los precios de los bienes utilizados en el marco de la RTI resultaron de los precios en el mercado, de licitaciones realizadas por los distribuidores, de cotizaciones llave en mano, etcétera. Además, esos valores fueron verificados y/o modificados por Quantum, la consultora contratada por el ENRE para asesorarlo durante la RTI. Ello puede verificarse, por ejemplo, en las fojas 1187 y 1188 del expediente de la RTI”, indicó la empresa.
En relación con este punto, central para la determinación monetaria de la base de capital, la Subsecretaría de Energía Eléctrica informó que “se ha constatado en la auditoría que el capital físico existente al 31/12/2015 no fue relevado por el ENRE, sino que tomaron los datos de las empresas Distribuidoras (por sistema) o bien por muestreo de las consultoras contratadas por las Distribuidoras para tal fin, por consiguiente, que la valuación sea con “precios de mercado” no dice nada sobre su veracidad”. “En consecuencia, y tal como se expuso a lo largo del Informe de Auditoría la valuación del capital físico es inverificable, dado que se realizó a través de cotizaciones a proveedores que se desconoce su procedencia”, respondió.
Inversiones
Sobre esta cuestión, Edenor indicó que “en primer lugar, es incorrecto afirmar que el ENRE incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”. “De acuerdo con la RTI, sólo se activan las inversiones realizadas. En efecto, las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior (a través del mecanismo del cálculo del Factor Q). En tercer lugar, el ENRE afirma (equivocadamente) que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes «son sólo 10%». Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el informe final. En cuarto lugar, no existe duplicación alguna relación con la activación de intereses y personal”, cuestionó la empresa.
En lo que se refiere a este punto, la cartera que responde a Basualdo respondió que “como se menciona en el informe de auditoría, el Factor Q captura el incremento del CPD necesario para el año “n” para cubrir el costo de capital (remuneración al capital y depreciación) y los costos de explotación derivados de las inversiones realizadas por la empresa en el año “n-1” (con el criterio de puesta en servicio y no de los desembolsos)”. “El hecho de afirmar que las inversiones se incorporan a la base de capital no implica que se incorporen en la misma cuantía a la remuneración o reconocimiento de ingresos, como pretende tergiversar Edenor a partir de una exposición confusa de extractos del Informe”.
“En segundo lugar, es imprescindible identificar las inversiones destinadas a sustituir o mejorar activos existentes a diciembre 2015 para que no se suponga el costo de capital del activo existente y el que surge de las inversiones de renovación puestas en servicio. En este caso, no se pone en pie de igualdad el porcentaje de participación de las inversiones de renovación en las inversiones totales frente al porcentaje valor no amortizado del activo que la inversión de renovación viene a reemplazar, sino que se afirma que resulta sobresimplificada la forma de deducir las inversiones que sustituyen activos existentes. Teniendo en cuenta que era la primera RTI luego del inicio de la concesión y que el relevamiento de la infraestructura (no sólo su existencia sino su operatividad efectiva y vida útil remanente) fue presentado por la empresa y corroborado parcialmente por la empresa Quantum en un lapso de meses, no parece adecuado no realizar un análisis más profundo de este aspecto”, continuó la dependencia.
“Además como se menciona en el Memorandum del ENRE donde se presenta el análisis de la propuesta de la empresa, no es posible identificar para todas las inversiones por reposición el activo que sustituyen. Por último, cabe señalar que el ENRE aprobó el Plan de Inversiones presentado por la empresa con unos leves ajustes. Sin embargo, este Plan era por demás ambicioso (por ejemplo superó en supero en más de $ 10.000 millones las inversiones propuestas por Edesur). La magnitud del Plan hacía suponer su difícil capacidad de ejecución y esto queda demostrado por el desempeño posterior de la empresa. A nivel global, en los años 2017 y 2018, Edenor no llegó a cumplir con la puesta en servicio de las obras comprometidas en el Plan de Inversiones, detrayendo parte de los ingresos que le hubieran correspondido si se habría cumplido la incorporación las inversiones. Si me toman las unidades físicas, en el período 2017-2019, Edenor puso en servicio el 56% de los kilómetros de línea de media y baja tensión que se había comprometido”, criticó el organismo.
Costos de explotación y mantenimiento
El ente señaló que “a lo largo de este apartado, Edenor esgrime argumentos en contra del informe de auditoría (en relación a las inversiones, a los costos de OyM) justificando que luego de 15 años de ‘congelamiento’ era urgente y necesario actualizar las tarifas y adaptar la red a la demanda”. “Es llamativo encontrar inconsistencias a lo largo de este “descargo” dado que la empresa da cuenta en muchos párrafos que han recibido ingresos por otras vías. En efecto, en la primera frase del informe comienza diciendo que la RTI se trató de una sustitución de ingresos de subsidios por tarifa (es decir traslado a los usuarios)”, añadió.
Evolución de las tarifas eléctricas
El ENRE indicó que “Edenor pretende decidir qué parte de la política tarifaria puede ser abordada en un informe de auditoría que está establecido bajo la Ley 27.541. El análisis de las tarifas de energía eléctrica, no se puede aislar de lo que efectivamente el usuario paga por todo concepto. En efecto, no tiene porqué saber los diferentes componentes de la factura y por lo tanto el análisis debe contemplar la totalidad de los costos”. “Lo que el informe da cuenta no es sólo la política en el segmento de distribución, sino la política tarifaria en todos sus aspectos. Claramente aislar los ‘conceptos’ sería un análisis parcial de lo sucedido entre 2015-2019 en este sentido”, agregó.
Calidad del servicio
¿Qué respondió la cartera eléctrica?
En relación con el apartado de calidad de servicio, la Subsecretaría indicó que “la nota de Edenor crítica la auditoria, cuando lo único que allí se manifestó es una crónica de las resoluciones emitidas por el ENRE, donde efectivamente se establecieron senderos de calidad que eran de fácil cumplimiento para las distribuidoras los primeros años de la RTI, porque justamente el punto de partida fue a través de la selección de un período arbitrario que daba ‘aire’ a las empresas para que cumplan con los objetivos de calidad”.
Y continuó que: “En consecuencia, la flexibilización de los parámetros para evaluar la calidad de servicio técnico derivó en que las distribuidoras obtengan un mejor resultado del que deberían haber tenido si se aplicaba la metodología anterior a la RTI, minimizando de esta forma las sanciones y otorgando así un grado de ‘éxito’ a la política tarifaria que no fue tal”. “En efecto, quedo visibilizado en el Informe de Auditoria el cambio significativo que se imprimió en la RTI, el cual estableció una subdivisión de cada una de las áreas de concesión en partidos de PBA y comunas de CABA, que acepta diferentes niveles de calidad para distintos usuarios dentro de una misma área de concesión. Es decir, que se establecieron múltiples objetivos de calidad de servicio para un mismo cuadro tarifario, avalando que usuarios con igual tarifa obtengan un servicio diferenciado. Aún donde el esfuerzo para mejorar los índices de calidad es mayor en los partidos con una peor calidad de servicio, las asimetrías establecidas en el Objetivo de Calidad de los indicadores quedan manifiestas”, argumentó. Y concluyó: “Claramente estás áreas pueden tener diferente topología de red (área o subterránea), sin embargo, Edenor justifica dichas asimetrías indicando que los usuarios con peor servicio recibirán una “bonificación” en sus facturas. De esta manera, considera que la falta de luz (servicio público) se compensaría con menor tarifa como si fuesen cuestiones intercambiables, mostrando a las claras que el servicio Público de energía eléctrica se trata de una mercancía más”.
Race to Zero es la campaña internacional para una recuperación de carbono cero saludable y resiliente y tiene como objetivo reunir compromisos netos cero de ciudades, empresas e inversionistas de toda la comunidad de acción climática en el período previo a la COP26. Sobre esto presentó el Champion de la COP25, Gonzalo Muñoz.
“Una de las grandes virtudes que tiene esta campaña fue haber logrado que empresas de distintos ámbitos se unieran en pos de un mismo objetivo. Le da una fuerza única a esta alianza, la capacidad de que todos estemos trabajando con un mismo objetivo y con criterios comunes», comentó Gonzalo.
Y agrega: «Pasa a ser la alianza de carbono neutralidad más grande que ha existido y la única que junta a actores estatales y no estatales para hacer sus compromisos visibles al proceso global. A través de esta colaboración estamos diciéndole al mundo que si quieren ser parte de la solución, éste es el punto donde pueden hacer visibles sus compromisos”
La campaña Race To Zero se basa en el criterio científico creíble definido por el IPCC, y la metodología es validada y verificada constantemente por un grupo de expertos globales liderados por la Universidad de Oxford (UK), lo que avala la seriedad y compromiso del proceso.
El evento contó también con palabras de bienvenida y motivación de la ministra del Medio Ambiente, Carolina Schmidt, quien hizo un enérgico llamado a las empresas presentes a sumarse a esta iniciativa y construir juntos un planeta más limpio y eficiente.
“Son las empresas de ACERA las que han sido el rostro de la transformación del sector privado de nuestro país. Ustedes son nuestra mejor carta, son nuestro gran orgullo y tienen que formar parte de esta campaña, mostrando un compromiso claro con la carbono-neutralidad y resiliencia al año 2050 como tope. Es un compromiso y una transformación de cada una de las empresas y de cada una de las personas que queremos lograr combatir el calentamiento global con la urgencia que necesitamos. Esa es la invitación y yo estoy segura de que van a estar a la altura de las circunstancias”, indicó la ministra.
La invitación está hecha. Chile ha demostrado trabajar de forma acelerada en el combate de la crisis climática, ahora es momento de que cada organismo haga también su propio compromiso y así, en forma conjunta, lograr la gran meta de emisiones netas cero para Chile y el mundo.
La subasta en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para la provisión a CAMMESA de gas natural para generadoras en el mes de abril arrojó como resultado la oferta de suministro de 11 millones de metros cúbicos día, con precios en origen de 2,04 a 2,30 dólares el millón de BTU.
Los precios de ése gas puesto en el acceso al Gran Buenos Aires oscilaron entre 2,59 y 2,61 dólares el millón de BTU.
Las ofertas fueron de 1 Millón de metros cúbicos día desde Chubut ; 2,5 Millones desde Santa Cruz; 3,5 Millones desde Neuquén, y 4 Millones de metros cúbicos día desde Tierra del Fuego.
En la 130° reunión de la Comisión Federal de Escuelas Técnicas Pampa Energía presentó, a través de su Fundación, el recorrido virtual 360 a la Central Termoeléctrica Genelba, una manera interactiva y diferente de conocer una de las principales plantas generadoras de la compañía.
En la reunión que contó con la presencia del director del Instituto Nacional de Educación Tecnológica (INET), Diego Golombek y más de 50 subsecretarios, coordinadores y directivos, se realizó una demostración del recorrido, que es una solución digital que surgió durante la pandemia, para continuar con el programa de visitas a diferentes activos de Pampa.
“Entre 2017 y 2019, más de 5.500 personas visitaron nuestros activos. La pandemia nos obligó a cambiar muchas de cosas que veníamos haciendo de forma presencial, sin perder de vista el objetivo de seguir generando esa “cercanía”, afirmó Pablo Diaz, Director de RSE y Fundación Pampa.
Al respecto, añadió que “fue así como surgió el proyecto de realizar un recorrido virtual 360, una propuesta que logra que las personas puedan tener la experiencia de visitarnos y entender cómo funciona una Central Termoeléctrica”.
Por su parte Diego Golombek destacó que la compañía “tiene un genuino interés por colaborar con la educación técnica.” El INET, organismo dependiente del Ministerio de Educación de la Nación declaró de interés educativo este recorrido, por la utilidad que tendrá para la educación técnica secundaria y superior del país.
Acerca de Genelba
La Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, provincia de Buenos Aires, posee una potencia instalada total de 1.253 MW y cuenta con 2 ciclos combinados (compuestos por 4 turbinas de gas y 2 de vapor). Según datos de CAMMESA fue la planta de ciclo combinado más confiable del país en 2008, 2009 y 2010, y ganó el Premio Nacional a la Calidad 2013.
En 2020, con una inversión de US$ 350 millones, Pampa inauguró el segundo ciclo combinado, aumentando su capacidad y con la posibilidad de generar energía para 2.500.000 hogares.
Podrás ingresar a la visita desde este link https://www.pampaenergia.com/360-grados/
Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil, realizando o mejorando instalaciones internas, es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma más de 14 organizaciones beneficiadas en 3 años y hoy se potencia desde el trabajo en articulación.
Desde 2020 y en línea con su experiencia de trabajo en alianza, MetroGAS -la principal empresa de distribución de gas del país- se sumó a una mesa de gestión convocada por el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS) con la participación del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, conformando una alianza para potenciar el impacto del programa Instalaciones Solidarias.
De esta manera, se integró a la acción territorial la identificación de organizaciones sociales, lo que amplía la base de selección y evaluación de viabilidad, según criterios previamente definidos por MetroGAS en relación a aspectos sociales, legales y técnicos.
A la fecha, son 3 las organizaciones beneficiarias que se encuentran con obras activas y 1 en proceso de aprobación, para la instalación total de gas y habilitación de cocinas industriales, hornos, anafes, termotanques, y calefactores según el caso, impactando en 1.040 familias que están vinculadas a su servicio comunitario y de asistencia en alimentación. Estas son:
Asociación Civil y Recreativo de Primera Infancia “El Grillito”, en Almirante Brown; Asociación Civil Camino y Vida, en Lomas de Zamora, Comedor Luz de Alejandrina, en Florencio Varela y Luna de Chocolate, también en el partido de Almirante Brown.
En todos los casos, se trabaja con profesionales gasistas matriculados particulares a cargo de la instalación de llaves de paso reglamentarias, rejillas de ventilación, construcción de gabinete para medidor y la doble regulación requerida por el nivel de consumo, además de integrar a las organizaciones al panel de trabajo del Voluntariado Corporativo de MetroGAS ante campañas y acciones particulares.
“Estamos felices de potenciar el ritmo y alcance de Instalaciones Solidarias, un programa estratégico y muy querido en la compañía por su aporte al bienestar de personas, familias y organizaciones comunitarias, reflejando en la acción nuestra capacidad técnica y el trabajo en cercanía que nos caracteriza”, comenta Alejandro Di Lazzaro, Director de Relaciones Institucionales de MetroGAS.
“Contar con gas natural significa una mejor calidad de vida para nuestros chicos, significa contar con un lugar calentito, con meriendas reforzadas, con agua caliente, y poder cocinar, todo en un mismo espacio”, detalla Sandra Tapia, coordinadora del Centro Cultural y Recreativo “El Grillito”. “Estamos muy agradecidos a MetroGAS, primero porque pudimos hacer realidad un sueño de muchos años y, segundo, por el acompañamiento e involucramiento que tuvieron durante todo el proceso”.
El programa Instalaciones Solidarias forma parte de la estrategia de Sustentabilidad y Responsabilidad Social “Desarrollar, Cuidar y Compartir”, de la compañía.
El Poder Ejecutivo Nacional decidió incorporar dentro del objeto social de Integración Energética Argentina S.A. (Ex ENARSA) a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias, indicó IEASA .
Uno de los objetivos principales será el litio. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas.
“En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, sostuvo el presidente de IEASA, Agustín Gerez, quien agregó que “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”.
“Puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios”, aseguró el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, en referencia al aumento que podría autorizar el gobierno en la tarifa eléctrica luego de las audiencias públicas que tendrán lugar el 29 y 30 de marzo. En diálogo con el programa «Pasaron Cosas» de «Radio Con Vos», el funcionario analizó los pedidos de aumentos de Edesur y Edenor, reconoció que el gobierno va a seguir apuntalando el funcionamiento del sector con subsidios y aseguró que trabajan en la posibilidad de avanzar con una segmentación tarifaria, pero no dio precisiones sobre cuándo podría implementarse.
–La semana que viene son las audiencias públicas y las empresas eléctricas pidieron aumentos elevados, ¿qué piensa hacer el gobierno?
-Efectivamente, las audiencias públicas son el lunes y martes. El lunes de transporte eléctrico y el martes de distribución. Para nosotros es un hecho muy importante la audiencia en sí. Estamos organizando para que tengan una participación todos los actores que se ven afectados e incluidos en este servicio público. Van a participar pymes, clubes de barrio, asociaciones de usuarios, electrodependientes, los sectores de la cultura como centros culturales y teatros para expresar su situación y sus necesidades. Si bien es cierto que no son vinculantes, es un ejercicio público ciudadano que nos interesa revalorizar dado que está muy asociada la audiencia pública a los ajustes tarifarios. En el pasado las audiencias públicas se intentaron dejar en un lugar secundario porque son la antesala de un ajuste tarifario. No es el caso de las audiencias de lunes y martes porque el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario y en ese sentido nos interesa la participación de toda la ciudadanía.
-¿Qué quiere decir que el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario?
-La política tarifaria del gobierno va a acompañar la recuperación de la economía y el poder adquisitivo de los trabajadores. En ese sentido digo que no va a ser un ajuste del poder adquisitivo ni que impacte de sobremanera en los costos de la actividad económica.
-¿Cuánto es sobremanera?
-Los requerimientos que las empresas presentaron al ENRE, me refiero a Edenor y Edesur, son mucho mayores a los mencionados. Edenor plantea recomponer sus ingresos en un 100% y esto se logra con un aumento promedio en la factura del 34%, pero si uno observa en detalle la propuesta de Edenor a los Residenciales 1 y 2, que explican cerca del 80% de la demanda residencial, se le aumenta al Residencial 1 un 157% y al Residencial 2 un 65%.
-¿Ellos dicen que la factura tiene que aumentar más de un 100%?
-No, sus ingresos anuales.
-¿Eso se consigue con un aumento de la factura de cuánto?
La propuesta de ellos es aumentarle a los residenciales entre un 65% y un 157% y a los comercios un 58%.
-¿Y el gobierno cuánto está dispuesto a conceder?
-El gobierno no va a tomar en cuenta esta senda propuesta por las concesionarias sino que en función del programa económico va a adecuar las tarifas de manera tal de acompañar la recuperación. Obviamente no te puedo decir un número, lo que quiero decir es que puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios.
-Si el aumento sale en esta banda del 7% al 15%, ¿esto significa que el Estado se va a hacer cargo de los cargo del mantenimiento o parte de la operación?
-Por los números que solicitan las empresas resulta inviable el proceso tal cual lo presentan los concesionarios. Con lo cual, efectivamente, se aumente un 7, un 9%, un 15% o un 40% el Estado va a tener que intervenir económicamente en el funcionamiento sectorial. De hecho, ya lo está haciendo. Nosotros venimos de un 2020 muy complejo en términos del esfuerzo del Estado para sostener el funcionamiento del sistema eléctrico y esto se refleja en el nivel de endeudamiento que Edesur, Edenor y el resto de las distribuidoras registran con CAMMESA, que es la que les vende la energía. Un elemento más para cerrar el cuadro de requerimientos de las empresas es que además de solicitar una recomposición de ingresos en el caso de Edenor de 100% y en el caso de Edesur de 250%, solicitan que le flexibilicemos los parámetros de calidad del servicio. Esto quiere decir que baje la calidad del servicio de la distribución eléctrica en el AMBA.
-¿En qué sentido qué baje? ¿Qué se relajen qué requisitos de calidad?
-Que se relaje tanto el requisito de duración como de cantidad de cortes.
-¿Las empresas abiertamente les dijeron a ustedes que va a haber más cortes de luz y que ustedes lo habiliten porque sino tienen que aumentar mucho más la tarifa?
-No dicen que va a haber más cortes de luz. Lo que dicen es “no me exijas tanto”.
-¿Ustedes hasta qué tome van a subsidiar? Guzmán en las últimas entrevistas que dio está diciendo que la hoja de ruta es el presupuesto y el presupuesto fija un techo para los subsidios del 1,7% del PIB.
-Existe la necesidad de ir adecuando las proyecciones y el funcionamiento del sector energético a las posibilidades del Estado, pero nuestra hoja de ruta además del presupuesto es nuestra plataforma electoral.
-¿En qué sentido?
-Uno de los puntos más importantes de nuestra plataforma electoral estuvo vinculado con la política tarifaria del gobierno anterior y con la necesidad de reformular esa política tarifaria. Hoy estamos asistiendo a una renegociación tarifaria que nos va a permitir dejar atrás la RTI del macrismo e iniciar un camino de una política tarifaria que tenga foco en la recuperación del poder adquisitivo y de la actividad económica.
-El ENRE dice que el esquema tarifario aprobado por el gobierno anterior estaba mal hecho. Si hubo una transferencia de los hogares y las pymes a las distribuidoras de energía eléctrica y esa RTI se cae, ¿existe la obligación de las concesionarias de devolverles la plata a los usuarios?
-No, simplemente la RTI inaugurada por el gobierno de Macri en términos prácticos nunca se aplicó dado que lo proyectado siempre fue recortado por el mismo gobierno de manera tal que la RTI termina siendo, incluso después del congelamiento tarifario, una entelequia que no tiene relación con la realidad. Nosotros estamos tomando cartas en el asunto y estableciendo una hoja de ruta por dos años de una transición tarifaria que nos permita acoplar la política energética y tarifaria a los principios económicos de nuestro gobierno.
-Si bien ahora se abre una etapa de transición, está como objetivo la posibilidad de que el Estado intervenga más, ya sea tomando el control o dirimiendo mucho más la operación en el día a día de las empresas.
-Claramente, hoy los servicios públicos están atravesando una situación en donde el marco regulatorio y de control necesita una discusión profunda para su reforma. En cuando a la intervención del Estado, la intervención del Estado hoy en el sector energético, en el eléctrico y en el de gas, es muy importante. De hecho, si uno mira el presupuesto está después de Seguridad Social en términos de cantidad de fondos destinados del Estado a la actividad energética. En ese sentido, nuestro objetivo es ordenar las capacidades del Estado para que esos fondos destinados sean utilizados de la manera más eficiente y como norte esta política que les comento de acompañar la recuperación económica.
-Los acusan de volver a subsidiar a las clases medias y medias altas, de malgastar recursos que podrían ir a los sectores más pobres.
-Maneras de mejorar hay. El presidente lo planteó. Una política de segmentación que permita retirarle el subsidio a los usuarios de mayores ingresos que puedan pagarlo, pero nosotros partimos de una realidad donde el 50% está por debajo de la línea de pobreza y un 20%/25% pelea todos los días para no caer. En ese sentido nosotros vamos a acompañar con la política energética la recuperación de esas familias y obviamente vamos a desarrollar los instrumentos para hacerlo de la manera más eficiente y la política de segmentación es una de ellas.
-¿En el aumento que va a regir desde abril se va a aplicar una segmentación?
-En el aumento que va a regir ahora desde abril no, pero paulatinamente vamos a ir trabajando en un proceso gradual de segmentación. Más que una política es un proceso porque implica una inteligencia estatal muy importante y una capacidad de vincular a distintos organismos del Estado para este fin.
-¿Esto se barajó hacer y no se hizo o nunca fue posible?
-La segmentación es una idea que ronda en el sector energético desde hace muchos años. De hecho, en 2012 el gobierno de Cristina lo implementó de manera parcial por los amparos que se presentaron. Luego de eso no hubo ninguna otra experiencia y nosotros estamos trabajando para hacerlo más especializado, en el sentido de ir usuario por usuario.
IEASA, ex ENARSA, informó que el Poder Ejecutivo decidió incorporar dentro dicha empresa pública a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
“El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias”, indicó la compañía a través de un comunicado.
A partir de la nueva iniciativa, el litio pasará a cumplir un rol central. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas. “En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, indicó IEASA.
En este sentido, el presidente de IEASA, Agustín Gerez, expresó su satisfacción y optimismo de cara al futuro: “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”, aseguró.
El CEO de Kalpa Group, César Castillo, está finalizando una ronda de negocios en Houston, en el estado de Texas (EE.UU.), donde mantuvo diversos encuentros con empresarios locales, “con el objetivo de afianzar vínculos con socios comerciales, cerrar nuevos acuerdos y obtener inversiones para el crecimiento de las empresas del grupo”, indicó la firma.
Según señalaron directivos del grupo, el viaje de Castillo estaría arrojando “resultados positivos, sobre todo en lo que respecta al crecimiento de la red de estaciones de servicioVoy con Energía”.
El CEO del grupo indicó que “estamos reuniéndonos con actuales socios estratégicos y delineando una fuerte impronta a nuestra red de estaciones en lo que refiere a nuevos sistemas que nos ayudarán a eficientizar la cadena de valor, además de otros aspectos referidos al transporte”.
De esta manera, Voy, la primera red de estaciones de servicio low cost del país, podrá continuar agilizando sus procesos y manteniendo precios competitivos, privilegiando la calidad de sus productos.
Con más de 20 años de trayectoria en la industria, entre las empresas que componen el grupo de pymes totalmente integradas (lo que le da una ventaja competitiva de gran valor) hay que destacar, además de Voy, a RefiPampa (única refinería de capitales 100% nacionales), AllRoad (logística y transporte de sustancias) y Bull Trailer (diseño y fabricación de semirremolques, camiones cisterna y tolvas).
Por su parte, RefiPampa está enclavada en el área Medanito Sur, uno de los principales nodos productivos de la región pampeana, Este campo cuenta con interés estratégico para el desarrollo de la política hidrocarburífera provincial y está dentro del yacimiento Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
Además, Voy es el representante y comercializador exclusivo en la Argentina de la marca Lubrax y actualmente planifica tener abanderadas más de 50 estaciones para fin del 2021.
A raíz de la convocatoria a la audiencia pública para definir las tarifas de transición, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) finalmente hizo público el 15 de marzo el informe de auditoría donde recomendó la anulación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) realizada durante el gobierno de Mauricio Macri. El documento fue incluido en el expediente electrónico en el que obran los antecedentes correspondientes a la audiencia y motivó la reacción de la distribuidora Edenor que elaboró una durísima crítica al informe del ENRE, desglosada en ocho puntos que se reproducen a continuación. A pedido de la empresa, la misma también fue incorporada entre los materiales para la audiencia.
1. Situación económico-financiera de Edenor
El informe de auditoría comienza cuestionando al gobierno de Mauricio Macri al decir que “detrás del lema de defensa de la transparencia, el gobierno impulsó una batería de normas que otorgaron institucionalidad a su política deliberada de reducción de subsidios y mejora de los ingresos de las concesionarias”. Edenor cuestiona esa afirmación al asegurar que “no hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”.
Luego Edenor sostiene que, pese a lo remarcado más arriba por la intervención del ENRE, varios fragmentos del informe de auditoría sirven para confirmar que, por cuestiones ajenas a la empresa, la concesionaria tuvo que enfrentar una grave situación económica-financiera, aún antes de la pandemia y eso está vinculado a supuestos errados que formaron parte de la RTI de 2017.
Para demostrarlo, recuerda que la demanda real de energía durante el período 2015-2019 fue sustancialmente menor a la proyectada para calcular las tarifas en el marco de la RTI. “En varios tramos del Informe Final, el ENRE reconoce que esa diferencia impactó significativamente en los ingresos de Edenor”, subraya la distribuidora.
Por otro lado, Edenor señala que las pérdidas reales de energía fueron mucho mayores que las proyectadas en la RTI y ello también hizo que una fracción cada vez mayor de la energía que las empresas compraban a CAMMESA no pudiera ser facturada a los usuarios finales.
Además, Edenor subraya que el aumento en la tasa de incobrabilidad mermó el margen operativo de las empresas: mientras en la RTI se previó una incobrabilidad del 0,6% de los ingresos por venta de Edenor, en 2019 ella fue de 1,5%
2. Base de capital
2.1. Utilización del método de Valor Nuevo de Reposición
El informe de autoría elaborado durante la gestión de Federico Basualdo señaló que la elección de la metodología para obtener los costos de capital no fue lo suficientemente fundada. “El ENRE permitió que Edenor no presentara el cálculo del Flujo de Fondos, uno de los métodos definidos a considerar en el marco de la RTI. Si bien el organismo lo estimó, lo hizo a través de un cálculo muy sencillo y lo terminó descartando sin demasiada justificación. En definitiva, se terminó adoptando la base de capital bajo el método del VNR (Valor Nuevo de Reposición) propuesto por Edenor, en tanto el cálculo realizado por el ENRE y ajustado por (la consultora) Quantum resultó ser tan sólo un 1% inferior”, señala el ENRE.
Edenor cuestiona esa conclusión y afirma que “si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor”.
De hecho, la propia auditoría de la intervención destaca que “el ENRE realizó sus propios cálculos a partir del VDT (Valor Depreciado Técnico) de la base de capital contable y de los requerimientos de costos de explotación aprobados para la RTI y los aplicó al Flujo de Fondos. Sin embargo, este método terminó arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo terminó desestimando”.
Esa contradicción es aprovechada por Edenor al señalar que “por un lado, se critican las tarifas resultantes de la RTI porque resultaron –a juicio del ente regulador- excesivas o inaplicables y, por otro, se cuestiona la no utilización de un método que hubiese arrojado tarifas sustancialmente superiores».
2.2. El cálculo de la base de capital regulatoria
El ENRE sostiene en su informe que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado realizado por el ENRE (-1%), se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones. “Las depreciaciones arrojan un valor un 22% inferior al cálculo de Edenor, cuando en realidad debería llegarse a un valor cercano al de la distribuidora. Este valor es ‘llamativo`, dado que, aplicando los mismos criterios de vida útil regulatoria y valuación de la base de capital, no es posible llegar al valor calculado por el ENRE”, remarca.
“Estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, responde Edenor.
Luego la distribuidora, adquirida recientemente por Daniel Vila y José Luis Manzano, agrega que si bien es cierto que el VNR presentado por el distribuidor fue de 77,143 millones pesos, a los fines de calcular el VAD de Edenor el ENRE solo aprobó 63,925 millones pesos. La diferencia entre ambos valores, siempre según Edenor, se explica por activos que aunque continúan en servicio, se encuentran totalmente depreciados. “Es por decisión del regulador que dichos activos no generan ni cuota de amortización ni rentabilidad”, sostiene.
A raíz de ello, Edenor la emprende con una dureza inusitada contra la intervención: “El análisis hecho en el Informe Final es equivocado y este error se traduce en las conclusiones a las que se llega. Es llamativo el error incurrido ya que muestra un desconocimiento sustancial de los criterios adoptados en el marco de la RTI”.
2.3. La rentabilidad de los activos
En lo que refiere a la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido, el informe oficial sostiene que la RTI no abordó debidamente el tema. La intervención remarca que teóricamente la ganancia surge de comprometer capital propio o asumir una deuda con terceros para obtener ingresos futuros. Sin embargo, en los servicios regulados concesionados, no todos los activos son propiedad del concesionario y, en la mayoría de los casos, la demanda solventa las inversiones.
“Si bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”, sostiene el ENRE
Edenor responde que en el artículo 40 de la ley 24.065 se reconoce expresamente que las tarifas deben remunerar las amortizaciones, sin distinguir en modo alguno el origen del capital invertido. Luego agrega que la rentabilidad es el beneficio del capital, por lo que, ya sea que las nuevas inversiones se financien con esa rentabilidad o que se capte capital de terceros, en ningún caso son pagadas por los usuarios. “En el Informe Final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”, concluye la empresa.
3. Inversiones
La intervención sostiene en el informe de auditoría que durante la RTI el ENRE efectuó sólo algunos ajustes (como tomar la fecha de puesta en servicio para dar de alta las inversiones) a lo presentado por EDENOR y detrajo un porcentaje menor (del orden del 10%) para las inversiones en reposición. “De esta manera, sin demasiadas objeciones (más que una verificación de la valuación por parte de Quantum), incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”, remarcó.
Edenor responde que es incorrecta esa afirmación porque de acuerdo a la RTI solo se activan las inversiones realizadas. “Las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior”, asegura la distribuidora.
En otro fragmento, el ENRE sostiene que “una consideración importante es no remunerar inversiones que sustituyen capital existente porque, en este caso, la empresa estaría pasando inversiones de renovación como inversiones de calidad, para así poder integrarlas a la base de capital y, por ende, recibir más ingresos”.
Edenor responde que ello ya había sido expresamente tenido en cuenta por el ENRE durante la RTI al establecer que para cada año se deduciría de las inversiones de renovación el monto equivalente a la parte ya amortizada de los bienes correspondientes. “Es evidente que, durante la RTI, el ENRE tuvo especialmente en cuenta la cuestión planteada confusamente en el Informe Final”, dice la empresa.
La distribuidora cuestiona también la afirmación del ENRE de que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes “son sólo 10%”. “Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el Informe Final”, concluye Edenor.
4. Costo de explotación y mantenimiento
El informe final de la auditoría señala que si bien los costos de explotación presentados por Edenor para 2015 fueron de 8012 millones de pesos, el ENRE realizó una serie de ajustes y terminó aprobando 5971 millones de pesos, un 25% por debajo de los costos eficientes de una empresa modelo. Pese a ello, advierte la intervención, los costos de explotación aprobados superan en un 12% lo calculado por la consultora Quantum bajo el método de empresa modelo y en 34% respecto de la contabilidad regulatoria.
Edenor responde que “no es lógico ni razonable comparar los costos necesarios en una empresa equilibrada (o modelo) respecto de los de una empresa con una red no adaptada a la demanda”. Para justificar esa afirmación advierten que el informe de auditoría omite mencionar el estado de atraso tarifario y falta de actualización de los ingresos vigente al realizarse la RTI. “Ello ya había generado en Edenor un delicado estado patrimonial y un fuerte empeoramiento de sus indicadores de calidad”, remarca.
Edenor afirma además que esa falta de actualización tarifaria generó un incremento desmedido de la demanda de energía eléctrica, lo cual provocaba que las necesidades de inversión fueran mayores que las realmente necesarias. También sostiene que la falta de ingresos también la obligó a realizar una menor actividad en las acciones de recuperación de energía, con el consiguiente incremento en las pérdidas no técnicas ya que al no tener los ingresos suficientes, el distribuidor priorizó la calidad de servicio en detrimento de la gestión de fraude y pérdidas de energía.
“El desconocimiento de estos hechos lleva al ente regulador a conclusiones erróneas en el Informe Final”, dice Edenor.
Edenor aclara luego que lo que hizo el ENRE durante la RTI fue compar los costos de una empresa modelo, de la contabilidad regulatoria y del modelo presentado por Edenor y concluyo que “las mayores diferencias se verifican en gestión de morosidad (incorporada como servicio técnico comercial) y gestión y recuperación de pérdidas (registrado como inspección y normalización de suministros)”. “Esta reducción sustancial en los costos de explotación afectó (lógicamente) las actividades a realizar en el período post RTI”, remarca Edenor.
5. Evolución de las tarifas eléctricas
Edenor cuestiona la auditoría en este punto pues afirma que en el capítulo “la evolución de las tarifas eléctricas 2015-2019” se mezclan los resultados de la RTI con las evoluciones posteriores del Valor Agregado de Distribución y de los precios de la energía. “Si se persigue examinar técnicamente el resultado de la RTI (que se refiere exclusivamente al VAD, es decir a los ingresos del distribuidor) el análisis debe separarse de otras cuestiones tales como el aumento de los precios estacionales que implicó la quita de subsidios estatales”, remarca la distribuidora.
Luego aclara que los aumentos del VAD implicaron una reducción en los subsidios pero no necesariamente incrementos de igual magnitud en los ingresos de los distribuidores eléctricos, ya que esos incrementos reemplazaron subsidios del Estado.
6. Calidad del servicio
La auditoría del ENRE señala que la gestión de Cambiemos desatendió el principio de protección de los usuarios establecido en el marco regulatorio, imprescindible en la operación de un servicio de naturaleza monopólica. “Las tarifas no sólo dejaron de ser justas y razonables, sino que tampoco supusieron mejoras sustanciales en la calidad de servicio”, asegura la intervención.
Al analizar la evolución sendero de calidad propuesto en la RTI, cuestiona que se tome como punto de partida el promedio de los índices de calidad registrados entre marzo de 2014 y febrero de 2016, considerando todas las interrupciones, incluso las consideradas como de “fuerza mayor”, ajenas a la responsabilidad de las distribuidoras, las cuales habían sido dejadas de lado en el Acta Acuerdo.
“El indicador que funciona como parámetro es un valor más alto porque contienen los eventos de fuerza mayor; sin embargo, al momento de controlar, estos casos serán excluidos del cálculo de indicador. En consecuencia, aunque haya demostrado un peor desempeño queda parcialmente invisibilizado debido a que el parámetro de control incluye las interrupciones generadas por fuerza mayor. Es decir, se establece una vara más baja y se lo evalúa con un indicador menos exigente (principalmente al comienzo del sendero)”, remarca la intervención.
Edenor responde que “el ENRE se concentra en datos menores tales como la diferencia entre excluir o no del cálculo de los índices las interrupciones producidas por causa de fuerza mayor”, lo que, según agrega, representa una diferencia menor al 5% en los indicadores, pero “omite constantemente tomar en cuenta el punto de partida al momento de realizar la RTI (i.e., el atraso tarifario, el estado de red, la calidad que recibían los usuarios, etc.)».
En otro fragmento el ENRE cuestiona los objetivos de calidad impuestos por la RTI porque afirma que hacia el final del período tarifario (2021) se debe llegar a cumplir objetivos que las empresas tuvieron hace más de 20 años. Frente a ese punto, Edenor responde que eso es consecuencia del impacto negativo que generó en el estado general de la red el congelamiento tarifario vigente durante 15 años y acusa a la intervención de ignorar esa situación.
Por último, Edenor subraya que “sobre-alcanzó los valores del sendero objetivo establecidos en la RTI tanto considerando los casos de fuerza mayor como no teniéndolos en cuenta”.
7. Traspaso de Edesur y Edenor a PBA y CABA
El informe de auditoría incluye en uno de sus puntos un análisis crítico del “Acuerdo de Regularización de Obligaciones” firmado en mayo de 2019 por la Secretaría de Energía con Edenor y Edesur como parte del transpaso de ambas concesionarias a las jurisdicciones de la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad de Buenos Aires. Edenor se limita en este punto a advertir que “la inclusión de este análisis en el Informe Final no es oportuna ya que es una cuestión totalmente ajena a la RTI”.
“Se trata de un acuerdo entre el Poder Concedente y las distribuidoras Edenor y Edesur. El Ente Regulador no es un órgano competente para realizar una auditoría del mencionado acuerdo (como sí lo es la Sindicatura General de la Nación, órgano que participó oportunamente en esa competencia)”, agrega la empresa.
Lo único que señala Edenor sobre la cuestión de fondo es que “no hubo condonación de deudas, sino compensación con las deudas que el Estado Nacional mantenía con las distribuidoras (Acuerdo Marco, Tarifa Social y Activo Regulatorio). Erróneamente o quizás por desconocimiento, estas deudas no fueron tratadas en el Informe Final”.
8. Consideraciones jurídicas
Por último, Edenor aclara en su respuesta que decidió no abordar las afirmaciones del Informe Final referidas a “(a) consideraciones genéricas sin mayor fundamento o apreciaciones de oportunidad, merito o conveniencia de la RTI; (b) supuestos vicios en el procedimiento que se alegan sin mayor fundamento, y (c) cuestiones estrictamente legales”. No obstante, en lo que refiere al punto c ensaya una breve respuesta al remarcar que “pese a que en su elaboración no habrían participado las áreas jurídicas del ENRE, en el Informe Final se hacen consideraciones jurídicas equivocadas o carentes de todo respaldo sin mayor análisis”.
Para justificar el cuestionamiento se cita un textual del informe de la intervención donde dice que “la RTI carece de validez jurídica toda vez que no se realizó teniendo en cuenta la realidad social y económica del país, no fue razonable ni prudente en su diseño y aplicación vulnerando el marco regulatorio del sector y los derechos de los usuarios”. “No existe análisis jurídico alguno que justifique semejantes afirmaciones, carentes de todo sustento”, responde Edenor.
Luego se cita la frase de la autoría donde dice que “se recomienda considerar nula la RTI aprobada durante el gobierno de Cambiemos” y se cuestiona dicha conclusión al afirmar que “en ningún lugar del largo informe se mencionan siquiera los requisitos necesarios para declarar la nulidad de un acto administrativo y mucho menos se examina el cumplimiento de esos requisitos en este caso”.
También se cuestiona la recomendación de impugnar el Acuerdo de Regularización de Obligaciones porque no se sustenta “en ningún análisis jurídico”. “Esas recomendaciones de aparente carácter legal (pero sin respaldo jurídico alguno) tampoco son abordadas en esta presentación. Ello no debe considerarse como un consentimiento de Edenor al respecto”, remarca la distribuidora.
La cantidad de usuarios con capacidad de generar energía eléctrica a partir de fuentes renovables para autoconsumo o para inyectar (vender) el excedente producido a la red registró un aumento interanual del 304%, según información de la Secretaría de Energía. También creció 170% la potencia instalada de esta modalidad conocida como generación distribuida.
El régimen promocional que establece la posibilidad de que un usuario sea, al mismo tiempo, generador de energía cuenta con 12 provincias adheridas y 138 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.
La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, informó los resultados obtenidos en 2020 en el marco del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, donde destacó “un avance muy positivo hacia la generación de energía por parte de los usuarios, lo cual también contribuye a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional”.
“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte, ya que la electricidad se genera muy cerca de donde se consume. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó Darío Martínez.
El régimen promocional creado por la Ley N° 27.424 establece el marco regulatorio para que los usuarios de la red de distribución eléctrica como hogares, PyMEs, industrias o establecimientos de producción agrícola generen energía para su autoconsumo a partir de fuentes renovables y puedan inyectar -y vender- el excedente a la red.
En diciembre de 2020, el programa que opera en el ámbito de la Subsecretaría de Energía Eléctrica alcanzó los 338 usuarios-generadores, con una potencia total instalada de 3.145 kW, lo cual equivale al consumo anual de más de 1.000 hogares promedio.
Hitos cumplidos y desarrollo por provincias
En seis de las doce provincias adheridas al régimen hay actualmente usuarios-generadores activos, siendo Córdoba la que más registraba, a diciembre de 2020, con casi 200. Además, es la provincia con mayor potencia instalada ya que llega a 1.711 kW. Chubut y Chaco, por su parte, registraron su primer usuario-generador en 2021.
Según categorías de consumo, al concluir el 2020 había 2017 usuarios-generadores residenciales con una potencia total instalada de 758 kW, lo que arroja un promedio de 3,49 kW de potencia instalada residencial. Por su parte, los comercios e industriales llegaron a 121, con una potencia total instalada de 2.387 kW, lo que arroja un promedio de 19,73 kW de potencia en esta categoría.
Durante febrero de 2020 se alcanzó el hito del primer megawatt (MW) de potencia instalada. En octubre se presentó la mayor cantidad de usuarios-generadores, al habilitarse 40 proyectos, y se registró la mayor potencia instalada por 394 kW. El año cerró con más de 3 MW instalados.
Se firmaron asimismo 271 Certificados de Usuario Generador correspondientes al año 2020, con los que se podrá gestionar su acceso a los beneficios promocionales, entre los que se encuentra el Certificado de Crédito Fiscal de jurisdicción nacional y otros alcances ofrecidos por las provincias mediante programas propios que buscan incentivar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.
Se considera usuario-generador a quien ya conectó su equipo de generación distribuida bajo la normativa vigente, por lo que de esta manera puede generar un ahorro económico en la factura del servicio eléctrico y también contribuir a la diminución del impacto ambiental. El primero en la Argentina se incorporó a la red en junio de 2019.
Los planes suman 1.030 millones de dólares, proyectando más perforación que el año pasado. Se sigue con atención la evolución de la segunda ola del coronavirus. Según detalló el ministro Martín Cerdá, el total asciende a 1.030 millones de dólares, estimándose que podría incluso superar esa cifra, según confió el ministro de Hidrocarburos, lo que se terminará de definir a fines de este mes. Los anuncios de las principales operadoras de la cuenca durante la última semana, que fueron valorados por los gremios y ámbitos de gobierno, proyectan un importante recupero de inversiones y perforación para el año 2021 en […]
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En mayo termina el régimen de promoción y la prórroga de los beneficios y desnudó una batalla de intereses cruzados entre productores, petroleros y traders, verdaderos ganadores del sistema. Una tormenta de intereses cruzados, de argumentos encontrados y de millones de dólares se posaron estos días sobre el mundo de los biocombustibles. Allí conviven petroleros, productores de combustible verde y, sobre todo, los traders del mercado, verdaderos ganadores de un sector agazapado que silenciosamente mueve varios miles de millones de dólares por año. El motivo de la disputa es la prórroga de la ley de promoción, una norma que se […]
La Secretaría de Energía de Río Negro y el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) avanzan en el desarrollo de tres proyectos que promueven el aprovechamiento de recursos, la eficiencia y el diagnóstico energético en edificios públicos. En este sentido, firmaron en Cipolletti, un convenio de colaboración, la secretaria de Energía, Andrea Confini, y el presidente del INTI Argentina, Rubén Geneyro. Uno de los proyectos está enmarcado dentro de la política de diversificación de la matriz energética provincial, y consiste en caracterizar el potencial uso energético de residuos de biomasa en el Alto Valle rionegrino. Para lo cual se estudiarán […]
El presidente de la comisión de fomento de Cañadón Seco, Jorge Marcelo Soloaga, calificó de “inadmisible” la ambigua postura existente en torno al sombrío panorama que se cierne en el ámbito petrolero respecto a “la amenaza de la depredadora china que se llama Sinopec”. El jefe comunal acompañó el martes la masiva asamblea de trabajadores de empresas de servicios que, apoyados por la conducción del Sindicato Petrolero y Gas Privado que lidera Claudio Vidal, paralizaron los yacimientos de la operadora luego que ésta, de manera sorpresiva, ordenara desafectar de funciones a varias cuadrillas de operarios. Ello lo llevó a decir […]
La petrolera estatal chilena ENAP invertirá unos 40 millones de dólares para desarrollar una campaña de perforación en un bloque petrolero a su cargo en la amazonia ecuatoriana, lo que permitirá elevar reservas en unos 4,5 millones de barriles hasta el 2034, dijo el miércoles el Ministerio de Energía de Ecuador. La unidad de ENAP en el país andino y el Ministerio de Energía suscribieron una modificación al contrato de prestación de servicios vigente para la exploración y explotación del bloque 46, ubicado en la provincia amazónica de Orellana, y cuya producción se ubica en 16.700 barriles diarios (bpd). “La […]
El Consejo de Administración de la petrolera brasileña Petrobras aprobó este miércoles la venta por 1.650 millones de dólares al fondo de inversiones Mubadala Capital, de Emiratos Árabes Unidos, de la primera de las ocho refinerías que incluyó en su plan de desinversiones. Se trata de la Refinería Landulpho Alves (RLAM), localizada en el estado de Bahía y que tiene una capacidad de procesamiento de 333.000 barriles de petróleo por día (14 % de la capacidad total de refino de petróleo de Brasil). “La firma del contrato de venta se producirá en breve”, informó la mayor empresa de Brasil en […]
Se lo planteó el titular del organismo, David Malpass, a Alberto Fernández durante una videoconferencia; el presidente dijo que el país honrará sus deudas. El presidente del Banco Mundial, David Malpass, le enfatizó al presidente Alberto Fernández la importancia de que la Argentina avance con la estabilización de la economía con medidas que respalden la inversión privada, el desarrollo de los negocios y el acceso al crédito, en una reunión que mantuvieron por videoconferencia. Fernández, a su vez, indicó que la Argentina va a honrar sus deudas, un mensaje que llegó casi a la par de un discurso en Buenos […]
RWE, el tercer mayor grupo europeo de energías renovables, ha decidido invertir 3.000 millones de libras (4.100 millones de dólares) en su proyecto de parque eólico marino Sofía, según informó el miércoles. El proyecto de 1,4 gigavatios, que se ubicará a 195 kilómetros de la costa noreste de Reino Unido, representa el mayor parque marino de RWE y se espera que esté terminado para el cuarto trimestre de 2026. “El éxito en el desarrollo de un proyecto de esta envergadura demuestra una vez más nuestra experiencia y nuestra trayectoria positiva en el suministro de energía eólica marina rentable e innovadora […]
La demanda afirma que el mandatario violó la ley al prohibir la realización de nuevos arrendamientos de petróleo y gas en terrenos de propiedad federal. Una demanda contra la administración del presidente de Estados Unidos, Joe Biden, presentada por 13 estados, afirma que el mandatario violó la ley al prohibir la realización de nuevos arrendamientos de petróleo y gas en terrenos de propiedad federal y busca una orden judicial que requiera que las subastas de arrendamiento canceladas procedan según lo programado originalmente. “La Ley de Tierras de la Plataforma Continental Exterior y la Ley de Arrendamiento de Minerales establecen deberes […]
Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, una vez más ha sido reconocida como una de las compañías más éticas del mundo por Ethisphere, líder global en la definición y promoción de los estándares de comerciales éticos.
Creada en 2006, la lista anual de las Compañías más Éticas del Mundo reconoce a aquellas empresas que han demostrado un liderazgo ético ejemplar en sus sectores, elevando el estándar de la conducta corporativa, como estrategia eficaz a largo plazo. Basado en el Ethics Quotient® patentado de Ethisphere, el proceso de evaluación de las compañías más éticas del mundo incluye más de 200 preguntas sobre cultura, prácticas medioambientales y sociales, ética y actividades de cumplimiento, gobernanza y diversidad, así como iniciativas para apoyar una sólida cadena de valor. En 2021, las empresas reconocidas han sido 135, ubicadas en 22 países y pertenecientes a 47 sectores.
“Estamos muy orgullosos de haber sido reconocidos un año más como una de las empresas más éticas del mundo por el Instituto Ethisphere,” asegura Olivier Blum, Chief Strategy and Sustainability Officer de Schneider Electric. “El comportamiento ético no es negociable: es la base fundamental sobre la que debe construirse la actividad empresarial sostenible y la confianza, dos pilares de nuestros compromisos de sostenibilidad.”
Los “Principios de Responsabilidad” de Schneider Electric, un programa dinámico sobre ética y cumplimiento, así como su sólida cultura de comunicación, se encargan de prevenir, identificar y abordar rápidamente cualquier aspecto relacionado con el cumplimiento.
Schneider Electric lleva mucho tiempo comprometida con mantener altos estándares sociales, de gobernanza y éticos, incluyendo a su ecosistema de partners. Recientemente, ha lanzado su programa Sustainability Impact 2021-2025, que incluye el objetivo de mantener la confianza de todos sus empleados a la hora de informar sobre comportamientos contrarios a sus Principios de Confianza. Además, incluye el nuevo compromiso de garantizar que el 100% de sus proveedores estratégicos proporcionen un trabajo digno a sus empleados (de acuerdo con la definición de trabajo digno de la Organización Internacional del Trabajo). “Durante el 2020, algunas compañías han destacado claramente a la hora de ganarse la confianza de sus stakeholders, con su resiliencia y su compromiso con la ética y la integridad,” afirma Timothy Erblich, CEO de Ethisphere. “Las empresas incluidas en la lista de las Compañías más Éticas del Mundo siguen demostrando un compromiso inquebrantable con los mejores valores e impactan positivamente en sus comunidades. Enhorabuena a todos los que forman Schneider Electric por ser una de las Compañías más éticas del mundo.”
Se trata de un contrato de suministro de seguidores bifaciales para un proyecto que la compañía Elecnor desarrollará en la región de Pirapora en el estado de Minas Gerais, Brasil.
La incorporación de este proyecto, que ya estaba contemplado en el pipeline para 2021 de la compañía, aumenta los indicadores operativos de Soltec (backlog). De acuerdo con los datos a cierre de diciembre de 2020, Soltec Industrial contaba entonces con un backlog de 190 millones de euros y un pipeline valorado en 2.665Mn€.
Según Raúl Morales, Consejero Delegado de Soltec Power Holdings: “Estamos muy orgullosos de poder trabajar con Elecnor en este proyecto. Esto supone un reflejo del compromiso que desde Soltec tenemos con el mercado brasileño, y además pone de manifiesto nuestra consolidación en el país como uno de los líderes en el sector fotovoltaico”.
El mercado brasileño es estratégico para Soltec Power Holdings, donde cuenta con una posición de liderazgo clara, con una cuota de mercado del 35,7% en Brasil y un track record de 2,2 GW en proyectos instalados (sobre 8,4 GW de track record total de la compañía).
Durante el mes de marzo la compañía ha anunciado dos grandes hitos en el país: por un lado, la firma de un contrato con Focus Energia para el suministro de seguidores solares para un proyecto que asciende a 852 MW, y que se corresponde con la primera fase del que será el proyecto solar fotovoltaico más grande de América Latina, con seguidores bifaciales.
Adicionalmente, Soltec Power Holdings, a través de Powertis, comunicó recientemente el inicio de la construcción de sus primeras plantas fotovoltaicas en Brasil situadas en Pedranópolis (São Paulo) y Araxá (Minas Gerais), con una potencia de 225 MW en total (112,5 MWp cada una).
Los mecanismos de fijación de precios del carbono pueden desempeñar un papel importante a la hora de estimular las vastas inversiones que deben desembocar en tecnologías renovables como la energía solar fotovoltaica (PV) si queremos avanzar rápidamente hacia objetivos climáticos ambiciosos, y merecen una consideración urgente por parte de los gobiernos y los responsables políticos en el antes de las conversaciones sobre el clima de la COP26.
El precio del carbono, y la consiguiente eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles, tendría el efecto inmediato de desalentar la inversión en activos que dañan el medio ambiente y actividades contaminantes en favor de las fuentes de energía renovables y otras tecnologías limpias.
En un contexto en el que la energía solar y eólica ya se han convertido en las fuentes de generación de energía de menor costo en muchas partes del mundo, poner un precio a cada tonelada de carbono emitida permitiría a las energías renovables competir por la inversión en un campo de juego nivelado en el que la El impacto ambiental de las inversiones intensivas en carbono sería claro.
Para ayudar a crear conciencia sobre el problema y estimular un debate más amplio sobre cómo fijar el precio de las emisiones de carbono de una manera que cree soluciones beneficiosas para todos, el Global Solar Council anunció hoy que se ha unido a Worldwide Carbon Price como miembro fundador.
Las dos organizaciones llevaron a cabo un seminario web con expertos y economistas internacionales que explicaron por qué este es el momento perfecto para expandir los precios del carbono en el mundo, cómo podrían funcionar dichos sistemas y los beneficios para los regímenes fiscales, el comercio, la inversión y la política climática.
«El Global Solar Council está tomando la iniciativa de lanzar un diálogo global sobre el precio del carbono porque sería una medida transformadora para acelerar los esfuerzos de descarbonización global y la rápida adopción de la energía solar», dijo Gianni Chianetta, CEO, Global Solar Council, y presidente. , Precio mundial del carbono.
«Hacemos un llamado a todos aquellos en la industria de la energía renovable, asociaciones ambientales y otras partes interesadas relevantes para que se unan a WCP y apoyen la adopción de políticas de precios del carbono a nivel mundial en el período previo a la cumbre climática COP26 en noviembre».
Si bien ya existen algunas iniciativas de fijación de precios del carbono, más de la mitad (55%) de las emisiones en los países de la OCDE y el G20 no tienen precio, según la OCDE, y el 90% no tiene un precio que refleje una estimación mínima de sus costos climáticos. a unos 30 euros por tonelada métrica de CO2.
Al mismo tiempo, poner un precio global a las emisiones de carbono presenta una solución única para superar el estrés fiscal posterior a la pandemia e impulsar la transición a tecnologías ecológicas.
Jonas Teusch, economista, Centro de Política y Administración Tributaria de la OCDE
“El precio del carbono es más que una buena política climática”, comentó Jonas Teusch, economista del Centro de Política y Administración Tributaria de la OCDE.
“Además de incentivar reducciones de emisiones rentables, el precio del carbono ayuda a abordar la contaminación local y moviliza los ingresos nacionales necesarios para financiar servicios gubernamentales vitales. Los ingresos de la fijación de precios del carbono podrían utilizarse para proporcionar apoyo específico para mejorar el acceso y la asequibilidad de la energía, mejorar las redes de seguridad social y respaldar otras prioridades económicas y sociales «.
Worldwide Carbon Price, una asociación sin fines de lucro con sede en Bruselas, está promoviendo un debate basado en la posición de que cualquier impuesto al carbono debería introducirse progresivamente en todos los sectores que actualmente no están cubiertos por otros mecanismos de fijación de precios del carbono, pero que cualquier política de este tipo debería generar cero adicionales netos en general. ingresos fiscales. Los impuestos al carbono, además, deberían ir acompañados de medidas que permitan a las personas y empresas interesadas en cambiar su comportamiento para obtener ventajas económicas al hacerlo a corto plazo. Los impuestos al carbono también deberían introducirse de la forma más homogénea posible entre los países. Todos estos puntos son elementos clave para garantizar una transición energética «justa».
Paul Ekins, profesor de Recursos y Política Ambiental y Director del Instituto de Recursos Sostenibles de la UCL, University College London
Aunque muchos países han introducido mecanismos de fijación de precios del carbono, tener en cuenta los subsidios a los combustibles fósiles significa que los precios netos del carbono son actualmente negativos a nivel mundial, dijo Paul Ekins, profesor de Recursos y Política Ambiental y Director del Instituto de Recursos Sostenibles de la UCL, University College London. Poner precio al carbono representa la forma más eficaz de reducir las emisiones de carbono.
“En muchos países, la electricidad solar es más barata que las alternativas, y será aún más barata”, comentó el profesor Ekins. «La fijación de precios del carbono indicará esto a los inversores y evitará inversiones en combustibles con alto contenido de carbono o activos que quedarán varados».
En la Unión Europea, el sistema de comercio de emisiones (ETS) cubre alrededor del 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero de la UE. Las reformas al mecanismo de asignación gratuita han ayudado a elevar los precios de unos 10 euros por tonelada métrica de carbono a unos 40 euros recientemente. La Comisión Europea está buscando fortalecer el sistema a la luz del aumento recientemente decidido en el objetivo de reducción de gases de efecto invernadero de la UE 2030 bajo el Green New Deal al menos al 55% desde el 40%, ajustando el ETS existente y posiblemente extendiendo el ETS a los sectores. como el transporte por carretera y la calefacción de edificios.
Hans Bergman, Jefe de Unidad, Desarrollo de Políticas y Subastas de ETS, Dirección General de Acción por el Clima, Comisión Europea
“El EU-ETS ya genera muchos ingresos en la actualidad y, si lo ampliamos a estos dos sectores, potencialmente podríamos generar mucho más, que podría usarse de varias maneras para abordar los aspectos sociales”, dijo Hans Bergman, Jefe de Unidad. ETS Policy Development & Auctioning, Dirección General de Acción por el Clima, Comisión Europea. “Con su mayor precio y mayor credibilidad de los mercados financieros, el mercado de las energías renovables y todos aquellos que necesitan fijar el precio del carbono para obtener mejores incentivos para sus inversiones, ETS funciona: está descontando algunos combustibles fósiles a corto plazo y a largo plazo ayuda a las inversiones en la dirección correcta.»
Gran parte del debate actual sobre el precio del carbono se centra en los desarrollos en los EE. UU. A la luz de la atención renovada que el presidente Joe Biden ha prestado a la política climática. Sin embargo, las propuestas de fijación de precios del carbono se enfrentan a vientos políticos en contra.
Marc Hafstead, miembro y director, Carbon Pricing Initiative, Resources for the Future
“El Senado es donde la política climática vivirá o morirá”, dijo Marc Hafstead, miembro y director de Carbon Pricing Initiative, Resources for the Future. “Si bien la administración Biden no se ha opuesto a la fijación de precios del carbono, no ha adoptado plenamente la fijación de precios del carbono. Puede ser una pieza del rompecabezas de la política climática, pero sin que la administración Biden haga una declaración clara a favor, es difícil ver en este momento cómo podría aprobarse la política climática primaria o única en este momento en los EE. UU. »
«CAN insta al mundo a reducir la contaminación global por carbono de los combustibles fósiles en un 50% en esta década como lo sugiere la ciencia para evitar que el cambio climático peligroso afecte a las comunidades vulnerables y la naturaleza», comentó el Dr. Stephan Singer, asesor sénior de política energética global y ciencia climática, Clima Action Network International. “CAN apoya un movimiento global completo hacia una energía renovable 100% sostenible para el año 2050, siendo la energía solar y la eólica los componentes cruciales. Los sólidos precios del carbono a nivel nacional y sectorial y los sistemas de comercio de emisiones de CO2 ambiciosos y creíbles son contribuyentes fundamentales al igual que otras herramientas de política y financiación de la energía renovable ”.
La grabación completa del seminario web y las presentaciones de diapositivas están disponibles en el sitio web del GSC:
El Parque Solar Bosques de Los Llanos es el primer proyecto financiado por el gobierno local y fue implementado en conjunto por Trina Solar y Matrix Renewables. Contempla la instalación de una central eléctrica en la ciudad de Puerto Gaitán, Departamento de Meta.
Con una capacidad instalada de 82 Megawatts pico, podrá generar 153 Gigawatts por hora de electricidad al año, equivalente a la energía consumida por 71,400 hogares, la planta ayudará a reducir alrededor de 58,350 toneladas de emisiones de dióxido de carbono anualmente.
Las dos primeras fases del proyecto ya están operando y se han conectado a la red energética nacional de Colombia, la tercera contempla su puesta en marcha este mes.
Para capturar la máxima cantidad de luz solar durante todo el año, Trina Solar instaló 2,250 juegos de seguidores TrinaTracker de la serie Vanguard que fueron elegidos por la eficiencia y confiabilidad que han demostrado aportar en dos granjas solares en México que tienen características ambientales similares a Los Llanos.
Los rastreadores Vanguard también se consideran bastante versátiles y adaptables para su uso en muchos tipos de proyectos y terrenos. Están libres de lubricantes y han pasado la prueba del túnel de viento de RWDI, la agencia canadiense de ingeniería más importante del mundo en hacer dichas evaluaciones.
Con su eje singular horizontal, el seguidor solar de Trina tiene una línea única con un controlador de giro más actualizado y confiable, que permite un acceso completo entre filas y permite realizar diseños de sitios flexibles y de alta densidad. Viene con varios puntos de ajuste para adaptarse a un amplio rango de pilotes saturados de cimentación y cualquier desalineación potencial de la instalación.
Adicionalmente a los rastreadores solares, más de 200 mil unidades de módulos mono PERC de doble cristal de alta potencia, que proveen más del 20% de la eficiencia máxima, se han instalado en el Parque Solar Bosque de Los Llanos.
La adecuada adaptación entre los paneles de Trina Solar y sus sistemas de seguimiento puede reducir el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y brindar a los usuarios una gran confiabilidad, alta generación de energía y mayores retornos de inversión.
La fase 1 del proyecto ha creado cerca de mil puestos de empleo para los habitantes locales, ya que cada instalación requirió más de 300 trabajadores. Anteriormente, en la región de Puerto Gaitán, el petróleo y el gas eran las principales fuentes de energía. Sin embargo, con la construcción del parque solar, los colombianos han aprendido cómo trabajar con tecnologías de vanguardia y técnicas nuevas.
El gobierno también está invirtiendo en energía solar para evolucionar de fuentes contaminantes de electricidad, a sustentables.
En 2020, el Covid-19 ha modificado la agenda y prioridades de los países, sus sociedades, empresas e individuos. ¿Considera que temáticas como el cambio climático, la descarbonización, la eficiencia energética y la gestión de la energía, pueden volver a tener la atención e importancia que merecen?
El Banco Mundial afirma que el Covid ha disparado la mayor recesión global en décadas. La respuesta a este desafío ha sido igualmente única, ya que en todo el mundo se han implementado planes de estímulo económicos y financieros por alrededor del 20% del PBI, de modo de permitir a los países, sus industrias y ciudadanos afrontar mejor la crisis.
El mundo debería aprovechar parte de estas grandes cantidades de dinero disponible para canalizarlos hacia objetivos estratégicos, como por ejemplo el de acelerar la transición energética. Confío en que sabremos aprovechar esta oportunidad para encarar a fondo el proceso de descarbonización de los sistemas energéticos, las industrias y la sociedad.
Respecto a la creciente demanda de energía que existe a nivel global, ¿qué propuestas considera más oportunas para hacer frente al enorme desafío de responder a dicha demanda, y a la vez poder cumplir con el objetivo de garantizar acceso a energía asequible y no contaminante (ODS 7)?
El esfuerzo global por limitar el calentamiento global a menos de 2°C ha dado lugar a una enorme y esperanzadora inversión en energías renovables en el sector eléctrico, aumentando la cuota de renovables hasta cerca del 22% a nivel mundial. Sin embargo, ello ha tenido relativamente poco impacto en las emisiones globales de carbono, ya que alrededor del 60% proceden de sectores como el transporte, los edificios o la industria, que han avanzado poco en su proceso de descarbonización.
Se debe hacer más, y más rápido, si queremos evitar un cambio climático irreversible. Para alcanzar el deseado objetivo de cero emisiones de CO2 a mediados de este siglo, hay que adoptar un enfoque integral, que permita descarbonizar profundamente a todos los sectores de la economía.
En este sentido, el llamado «acoplamiento sectorial» es un elemento fundamental de la transición energética, e implica una mayor electrificación de otros sectores, empleando fuentes renovables en una forma extendida.
Debemos ser pragmáticos y encarar estos desafíos con un enfoque holístico, paso a paso, expandiendo las energías renovables, aumentando la eficiencia de los activos existentes, reemplazando el carbón por el gas, para ir a futuro mudando hacia sistemas híbridos y combustibles verdes.
¿Cuál es el papel que juegan las empresas para contribuir a esta transición energética? Las empresas pueden y deben hacer una importante contribución para viabilizar este proceso de transición, y con este objetivo en mente deben trabajar fuertemente para mejorar su eficiencia energética y reducir su propia huella de carbono. El impulso y las motivaciones para el desarrollo de la Eficiencia Energética tiene básicamente tres factores de éxito principales:
1-Costo de la energía 2-Responsabilidad social de la empresa (contribución a la protección ambiental, objetivos corporativos propios) 3-Relevancia política, a través de la legislación (estableciendo objetivos climáticos, incentivos impositivos, crédito).
Es cierto que probablemente en nuestro país los incentivos en estos 3 ejes no sean actualmente suficientemente fuertes, pero ello no debiera ser una excusa, ya que encarar esta transición es hoy técnicamente posible, económicamente viable y socialmente imprescindible, por lo que en definitiva es una cuestión de compromiso y liderazgo empresarial.
¿Cree que las empresas necesitan personal capacitado en gestión eficiente de la energía dentro de sus organizaciones?
Ser responsables con el medio ambiente no es solo una cuestión ética sino además un buen negocio, ya que existe una relación directa entre la gestión eficiente de la energía y la competitividad de una empresa. Contar con personal capacitado para una gestión eficiente de la energía dentro de la organización le permite a una empresa desacoplar el crecimiento económico del impacto ambiental generado.
De allí la importancia del EUREM, que brinda a los graduados capacidades para reducir el consumo energético de las empresas, disminuyendo costos, mejorando la competitividad, facilitando el acceso a mercados internacionales y reduciendo la emisión de gases de efecto invernadero.
En resumen, un graduado del EUREM puede jugar un rol clave en una empresa, no solo por el impacto de su gestión en el corto plazo sino por su contribución a la sostenibilidad en el mediano y largo plazo.
AFRY, desde su división de Management Consulting, se dedica a análisis de mercado, asesoramiento estratégico, servicios transaccionales y de excelencia operativa para clientes en más de 50 países.
En la región sudamericana, pone especial énfasis en países como Colombia, Perú y Chile, que guardan horizontes promisorios para desplegar energías renovables en su red. ¿qué semejanzas y diferencias existen entre estos?
Dorian de Kermadec, Principal Consultant en AFRY Management Consulting, analizó los retos de inversionistas renovables en estos mercados durante el Wind and Solar Virtual Summit 2021 de Latam Future Energy.
Empezando su análisis sobre Colombia, consideró que la energía eólica y solar fotovoltaica son las mejores candidatas para cubrir el fuerte crecimiento de la demanda en un contexto donde los precios de la electricidad son altos y volátiles.
“La penetración de las energías renovables mitigará la volatilidad de los precios debido a las condiciones climáticas”, aseguró de Kermadec.
Aquella volatilidad podría representar diferencias de hasta 50 USD/MWh. Pero que, con el ingreso de nuevas centrales renovables a partir de este mismo año, sus modelos de pronósticos indican que se puede aplacar aquella volatilidad en torno a los 20 USD/MWh.
Tres aspectos del mercado eléctrico colombiano traerían desafíos e incertidumbres adicionales: la puesta en servicio de Hidroituango, demoras en la infraestructura de transmisión y el avance del mercado de gas natural.
Algo similar sucedería en Perú, mercado que también encontraría retos y oportunidades en torno a la participación del gas en la matriz eléctrica y su impacto sobre proyectos renovables.
Sobre los retos, históricamente, la regulación del sector del gas habría derivado en ofertas de gas muy bajas y precios de la electricidad muy por debajo del LCOE renovable, lo que no permite un desarrollo acelerado de la capacidad comercial renovable en la actualidad.
No obstante, como gran oportunidad, Dorian de Kermadec señaló: “algunas reformas de mercado que se discuten actualmente tendrán un efecto inmediato en los precios mayoristas de la electricidad y convertirán al Perú en una oportunidad interesante para los inversionistas renovables”.
“La liberalización del precio interno del gas sería la clave para acelerar la penetración de las renovables comerciales en el Perú”, agregó este profesional con más de 15 años de experiencia en el sector y que actualmente está a cargo de las actividades de consultoría para Sudamérica para AFRY Management Consulting.
Otro mercado que abordó el especialista de AFRY fue Chile. Sobre este se enfocó en la zona SING, con un recurso solar excepcional pero con una demanda e interconexión limitadas.
“Lo que vemos es un efecto de canibalización evidente de la energía solar”, observó de Kermadec.
“El precio capturado por las plantas solares está bastante por debajo del precio medio del día. Y lo que ya vemos en 2021 se agravará en 2023”, explicó.
Este proyecto emblemático, liderado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, tiene la iniciativa de instalar soluciones fotovoltaicas en hogares a un menor costo, por medio del subsidio entregado por la Agencia y el plan de reducción de costos por equipos gracias a la acumulación de casas.
A través del programa Casa Solar, beneficiarios podrán ahorrar entre 100 mil y 300 mil pesos al año en sus cuentas de luz, gracias al cofinanciamiento de hasta un 50% para equipar estas viviendas con energía solar.
Es así como se dispondrán paneles solares en 151 casas de 1 kWp y 99 casas de 2 kWp, instalando un total de 349 kWp en 250 casas de la comuna de Puente Alto.
Entregar mayores oportunidades de financiamiento para la realización de proyectos de energía solar, es clave en el sector residencial. Logrando una mayor democratización de este tipo de energía limpia y permitiendo que residentes generen ahorros económicos, en adición a promover el autoconsumo eléctrico.
Todo esto permitirá dar una solución de largo plazo para la reducción de los consumos energéticos de la familia, aprovechando el recurso del sol, tan abundante en el país, de la mano con mitigar el cambio climático.
En EvoluSun estamos muy felices de ser parte del proyecto Casa Solar, impulsado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, lo cual va a beneficiar a 250 familias en la comuna de Puente Alto, que van a aprovechar los techos de sus casas para generar energía solar fotovoltaica limpia y más económica que la que consumen, contribuyendo a la descarbonización y cumpliendo un rol social significativo.
¡Estamos felices de marcar este hito en nuestra empresa y seguir promoviendo la energía solar!
A través de la implementación de un sistema de energía inteligente, Chint Group se ha establecido en más de doscientas plantas fotovoltaicas en todo el mundo, con 4 GW de capacidad instalada construidos y otros 3 GW en reserva.
Así lo informó EstebanXia, Country Manager México/Colombia de la empresa, durante el evento Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
Dentro de esa capacidad instalada el especialista mencionó que “se han construidos un total de 330 MW de plantas fotovoltaicas complementarias de solar y arena en varias provincias de China”.
Mientras que una de sus plantas fotovoltaicas en el país asiático ocupa un área de 2000 kilómetros cuadrados y tiene una generación anual de 145.000.000 kWh que puede satisfacer el consumo diario de 80.000 hogares.
“Apoyándose en las ventanas industriales, Chint explora la aplicación de internet e industria en el campo de la energía, llevando a cabo una operación de gestión inteligente de plantas eléctricas”, afirmó Xia.
La generación distribuida también está en los planes de la compañía: “En la actualidad el número de usuarios de plantas de generación distribuida alcanzó los 200.000 hogares”, comentó el Country Manager.
Pero, ¿qué es la energía inteligente? Esteban Xia aseguró que “es un nuevo tipo de sistema que utiliza energía como enlace central para lograr una complementariedad de múltiples fuentes y un alto grado de integración de energía e información”.
“La energía inteligente presta más atención al cambio bidireccional bajo demanda y el uso dinámico y equilibrado de la energía. Y en el futuro más minoristas participarán en transacciones de múltiples partes para realizar la energía personalizada”, agregó.
Por otra parte, Xia señaló que “la gestión de la distribución de energía tiende a ser más ordenada y se mejora la estabilidad del funcionamiento del sistema”.
Y gracias a esto “Chint se convirtió en la primera empresa de la industria eléctrica en construir una plataforma industrial en internet”, según detalló el especialista durante la ponencia.
“Chint se esfuerza por construir un sistema de energía inteligente complementado de múltiples energías, proporcionar un paquete de soluciones energéticas para gobiernos y usuarios finales, y promover la formación de ecosistemas de beneficios para gobiernos y empresas”, explicó.
Hecho que la empresa ha podido desarrollar en más de ciento treinta países y regiones del globo terráqueo, a tal punto que sus activos totales de este año llegan a “10.5 billones de dólares y la venta alcanza 12 billones de dólares”.
¿Qué condiciones hay para desarrollar el hidrógeno en el país?
Tenemos muchas fuentes renovables que sería muy difícil de aprovechar de otra manera que no fuera produciendo hidrógeno.
De todos modos, no hay que perder de vista que la capacidad de la red eléctrica de absorber potencia de fuentes variables, es limitada por una cuestión de equilibrio de parámetros. Y que la red tal como está ahora no estaría en condiciones de aceptar más de 10 GW de potencia variable instantánea.
Cuando uno analiza cuánto recurso hay disponible, se da cuenta que esos 10 GW son una fracción insignificante de lo que realmente hay a disposición. Entonces para superar ese límite, prácticamente la única alternativa es convertir esa energía en hidrógeno.
¿Y qué desventajas observa?
Estamos lejos y el transporte de ese hidrógeno hasta los centros de consumo todavía no está resuelto. Esa idea de que acá a cinco años se transporte hidrógeno líquido por buques a través de todos los océanos no es cierta. Sí, va a pasar alguna vez, pero requerirá más tiempo de desarrollo.
Por lo que, de momento, aunque se pudiese generar localmente una inmensa cantidad de hidrógeno, sería difícil su transporte a otros mercados.
El mercado interno naturalmente sería muy pequeño y no sería un aliciente para promover la producción a gran escala. No significa que sea un motivo para no iniciar desarrollos, pero la realidad es que el mercado interno es pequeño.
Luego está la dificultad macroeconómica, que no da certezas en el mediano y largo plazo, no son favorables ni para inversiones en el hidrógeno ni en nada.
¿Hace falta regulación en el país?
Sin duda. Se está trabajando sobre la generación de una legislación adecuada. De hecho, años atrás ya hubo una ley de promoción del hidrógeno [Ley 26.123], que si bien no llegó a reglamentarse, sí fue aprobada en ambas Cámaras.
Por el paso del tiempo y forma, se está pensando en la posibilidad de la derogación y reemplazo por una nueva, más que su modificación, son detalles formales.
La tecnología del hidrógeno no ha avanzado en ninguna parte del mundo sin disponer de una legislación acorde, y fundamentalmente de la decisión política de hacer esto como política de estado.
¿Es factible pensar que Argentina pueda ingresar al mercado del hidrógeno?
Estamos geográficamente lejos de los focos de desarrollo de hidrógeno, como Alemania, Japón o Estados Unidos, lo cual complica eventualmente una inserción de un posible hidrógeno renovable argentino en los mercados centrales actuales.
No resulta posible abastecer a los posibles consumidores fuertes, pero es algo que vamos a tener que hacer tarde o temprano. Es una posibilidad energética y económica demasiado importante como para no aprovechar.
Argentina no sería un productor marginal si se aprovechan los recursos disponibles. Y el mercado internacional de hidrógeno no tendría techo a futuro.
El gobierno que encabeza Jair Bolsonaro decidió en forma unilateral, y comunicó a la Cancillería argentina, que “no renovará el Acuerdo de Transporte Marítimo entre Brasil y Argentina vigente desde 1985 “, y puntualizó que la caducidad del convenio se producirá en febrero de 2022.
La notificación data de febrero último y nada explica acerca de los motivos de tal decisión, encendiendo de inmediato luces de alarma entre las empresas navieras de ambos países, principales socios del bloque subregional Mercosur.
Los armadores argentinos y brasileños autorizados a operar en los tráficos cubiertos por la ley argentina 23.557 y decreto brasileño 99.040/90 se reunieron en el Servicio de Transporte Marítimo Argentina-Brasil (SEMABRA), sede Buenos Aires, y se abocaron a explicar las consecuencias económicas y la afectación en materia de política de transporte que traerá aparejada la concreción de esta medida.
Plantearon sus expectativas en que el tema se analice y discuta también políticamente en el ámbito del Mercosur (de cuya creación se cumplen 30 años) y emitieron un documento conjunto cuyo texto señala:
1. Las empresas navieras que participan de este Acuerdo, representan la casi totalidad de las Flotas Mercantes de ambos países; y estos tráficos marítimos, al igual que su proyección natural al Mercosur, sumado a los cabotajes nacionales, constituyen el eje y el norte del presente y futuro de ambas Marinas Mercantes, generadoras de inversiones de capital intensivo; y fuentes de trabajo para los tripulantes, astilleros y talleres navales nacionales.
2. Una perspicaz política para el desarrollo del comercio de bienes y servicios debe ponderar la necesaria presencia de los armadores locales, en este caso argentinos y brasileños. En nuestra opinión la importancia estratégica del sector que representamos, ha podido ser dimensionada por las respectivas autoridades nacionales, en oportunidad de negociarse el acuerdo de libre comercio entre el Mercosur y la Unión Europea, finalizado el 15 de julio de 2019.
3. La fuerte concentración internacional de la oferta de servicios de transporte marítimo, principalmente de contenedores, da cuenta de la desaparición de competidores locales y la consiguiente alza de los fletes marítimos. En general, las megaempresas de navegación internacional, que ostentan posiciones dominantes en el mercado mundial de fletes, operan en paraísos fiscales con exenciones de tributos y cargas fiscales y sociales; configurando así una “competencia desleal” para las empresas navieras regionales que matriculan sus buques en sus propios registros nacionales.
4. Desde hace varios años, el mercado internacional de fletes se define a partir de términos como Autopistas del Mar; Indices de conectividad; Servicios de transporte marítimo de corta distancia; e Integración vertical de los puertos, que tienen por objeto responder a las necesidades estratégicas de los grandes operadores logísticos internacionales, quienes deciden también cuándo atender, o no, los requerimientos de los cargadores de determinada área geográfica; sumado a ello, el contexto actual de la guerra comercial entre las grandes potencias mundiales.
A lo largo de la pandemia del COVID ́19 -que viene atravesando el mundo- se hizo notar la estrategia de “blank sailings” (suspensión de servicios) desplegada por las navieras internacionales en detrimento de los intereses de los cargadores, quienes han visto aumentos récord en los fletes durante el año 2020; ratificándose así la necesidad de contar con una férrea política naviera nacional para neutralizar esas prácticas desleales.
A la fecha y debido al posible impacto que la referida concentración del mercado tenga en los fletes durante la contracción que deviene de la pandemia del COVID ́19 y la posterior recuperación, organismos internacionales como la CEPAL ya muestran su preocupación.
5. El Convenio bilateral sobre transporte marítimo suscripto entre la Argentina y Brasil data del año 1985. Posteriormente, los Estados Parte del MERCOSUR ratificaron su vigencia a través del Protocolo de Montevideo sobre el Comercio de Servicios del Mercosur -Terrestre y por agua- y establecieron que el bilateral sea complementado por los correspondientes Compromisos Específicos emergentes del Programa de Liberalización del referido Protocolo.
Es decir que, a través del paso del tiempo -y la envergadura de las obligaciones asumidas por los Estados Parte del Mercosur- el referido Convenio pasó a integrar la mesa de negociación del Mercado Común. En su defecto, se estaría lesionando la seguridad jurídica de los armadores argentinos y brasileños que suscriben la presente Declaración Conjunta.
Este Convenio bilateral integra también los compromisos asumidos por Argentina, Brasil y el Mercosur en el ámbito de la negociación del Acuerdo de Libre Comercio MERCOSUR/UE, que contempla el acceso de los armadores extranjeros recién después de 10 años de entrada en vigencia del Acuerdo Biregional. El acceso anticipado a estos mercados de servicios de transporte, también lesionaría la seguridad jurídica de los referidos armadores argentinos y brasileños.
6. No existen restricciones ni impedimentos en ninguno de nuestros países para que cualquier armador extranjero se instale y opere como armador nacional y regional.
Todos los argumentos hasta aquí vertidos ponen de manifiesto la necesidad y conveniencia de mantener la vigencia del Convenio sobre Transporte Marítimo Argentino-Brasileño.
Por otra parte, y dado que lo que está en juego es el futuro mismo de nuestras representadas, instamos a todos los organismos de ambos países que se encuentren evaluando este tema, que defiendan este instrumento de política naviera; que nos convoquen -a la brevedad- para ejercer nuestro derecho a ser oídos en el marco de los compromisos asumidos como Gobiernos Abiertos y nos brinden acceso a las respectivas evaluaciones de impacto elaboradas, a fin de anticipar y abordar los principales efectos que la eventual denuncia del bilateral tendría para este sector productivo.
El documento lleva las firmas del presidente del SEMABRA, Gustavo Roca, y de Mark Juzwiak, que encabeza el Comité Río de Janeiro de dicha entidad.
Para reforzar los argumentos planteados se hizo referencia a lo que establece el acuerdo subregional Mercosur acerca del procedimiento que se debe seguir cuando aparezca cualquier tema que pueda resultar controversial.
“Cada Estado Parte recurrirá al presente régimen sólo en casos excepcionales, a condición de que cuando lo haga, notifique al Grupo Mercado Común y exponga ante el mismo los hechos, las razones y las justificaciones para tal modificación o suspensión de compromisos”. “En tales casos, el Estado Parte en cuestión celebrará consultas con el o los Estados Partes que se consideren afectados, para alcanzar un entendimiento consensuado sobre la medida específica a ser aplicada y el plazo en que tendrá vigencia”.
El gobierno brasileño pretende desconocer este requisito, y los armadores esperan que la Cancillería argentina sostenga su cumplimiento.
Este Tratado Bilateral finaliza el 5 de febrero de 2022, pero desde el Gobierno de Brasil ya se anticipó por vía diplomática la intención de no renovarlo. “Nosotros estamos en contra de la denuncia del Acuerdo de Transporte Marítimo y esperamos poder revertir la decisión del Gobierno brasileño” señaló Mark Juzwiak, director de la Asociación Brasileña de los Armadores de Cabotaje -ABAC-.
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Durante el día 1 del Wind & Solar Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Felipe de Gamboa, Director General de EDPR Colombia, fue uno de los disertantes del panel denominado “El rol de la energía eólica en el portafolio de los grandes actores regionales”.
Allí el directivo destacó que la empresa que representa planea construir 4 GW por año hasta el 2025, para alcanzar 20 GW en total. Y destacó que Colombia se destaca en la estrategia.
Precisó que EDPR cuenta con 800 MW eólicos en La Guajira que están “en proceso de maduración”, y que tienen otros dos emprendimientos más en esa zona: Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos adjudicados en la subasta a largo plazo de energías renovables del 2019.
Estos casi 500 MW deberían entrar en funcionamiento a finales del 2022. Pero “hay tres temas que son retadores en el momento de hacer estos proyectos”, indicó de Gamboa.
“Uno es el de las comunidades, que hay que manejar muy inteligentemente. En este momento estamos en la etapa crítica de obtención de licencia ambiental para la línea de conexión”, señaló.
Si bien ya comenzaron con las actividades en el área, Gomboa advirtió que algunos miembros de las comunidades que no están involucrados directamente en los procesos de negociación están reclamando derechos a ser consultados. “Eso lo hace aún más difícil”, agregó. Aseguró que el Gobierno está ayudando para su avance.
El segundo tema que mencionó el directivo tiene que ver con la actividad minera de carbón Cerrejón, que opera desde hace 35 años en La Guajira y no sólo cuenta con el puerto para sus transacciones comerciales sino con toda una infraestructura que debe convivir con el desarrollo de los parques eólicos.
“Todos convivimos con la infraestructura del Cerrejón. Se nos cruzan nuestras líneas eléctricas, férreas y rutas con las de ellos”, indicó de Gamboa.
Y señala que “lo que ellos nos piden, con toda la razón del mundo, es que su operación minera no se vea afectada con estas construcciones pero para ello se requiere de mucha coordinación y no es tan fácil”.
Por último, el ejecutivo de EDPR puntualizó sobre el intercambio de información y protocolo con las agencias de Gobierno, como con la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, Instituto de Ecología, la Agencia Nacional de Consultas Previas.
“Para esa interacción el Gobierno tiene la mejor disposición de hacerla rápido pero también son protocolarios, llevan tiempo, toman trabajo y a veces devuelven documentos por pequeños detalles a subsanar”, lo cual demora mucho tiempo, observó.
Y concluyó: “En esos tres temas está ahora el 80 por ciento de nuestra actividad para llevar a estos proyectos a ponerlos a funcionar y producir energía eléctrica”.
No obstante a ello, de Gamboa recordó que a mediados de marzo obtuvieron la clasificación de “Proyecto de Interés Nacional Estratégicos” (PINES). “Eso hace que el Gobierno le dé prioridad a estos proyectos y mucho más seguimiento”, celebró.
“Eso ayuda inmensamente para que el Gobierno nos dé prioridad y de alguna manera le dé visibilidad en esas agencias estatales para que los proyectos se muevan más rápidos en estos temas protocolarios que hay que seguir”, resaltó el directivo.
En la actualidad, las redes de Edesur Dominicana tienen interconectados sistemas de generación distribuida por una potencia instalada total que alcanza los 55,511.56 kW.
Según precisaron desde la empresa distribuidora, el 58% de las instalaciones (26,795.56 kW) corresponden a clientes MTD1 (Media tensión con Demanda); es decir, clientes cuyo suministro se efectúa en media tensión y su potencia conectada es igual o mayor a 15 kVA.
Consultando a autoridades de Edesur sobre ¿cuánto resta para lograr el tope de penetración fotovoltaica permisible en su red? sus autoridades respondieron indicando los siguientes circuitos con mayor penetración. Y aseguraron que otros tantos aún tienen capacidad disponible.
Respecto al mecanismo de solicitud, indicaron que el cliente debe someter la capacidad a instalar a la distribuidora y se le contestará cuánto podrá instalar efectivamente.
Para tener mayores precisiones, Energía Estratégica consultó al director de Regulación y Compra de Energía de Edesur Dominicana, el Sr. Manuel Aquino:
¿Es posible ingresar mayores cuotas de generación fotovoltaica en sus redes en caso de propiciarse alguna adaptación que no altere el funcionamiento de su sistema?
Respuesta: Es correcto. Para esto, el reglamento de generación distribuida manda a un estudio suplementario que determina las adecuaciones necesarias, lo cual el cliente interesado procede a costear.
¿Qué revisiones del marco regulatorios proponen para asegurar la confiabilidad de su sistema ante el avance de este tipo de alternativa, en su mayoría renovables?
Respuesta: Tenemos varias observaciones, pero la principal es cambiar el modelo económico de medición neta a uno de facturación neta, de Net Metering a Net Billing.
El desarrollo de las energías renovables lleva a buscar nuevas metodologías y soluciones para continuar con el progreso. Esto, y el análisis del sector en Latinoamérica, fueron algunos de los puntos que se trataron durante el Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
CamiloSerrano, General Manager en México de Atlas Renewable Energy, fue uno de los panelistas del evento y observó que “hay intenciones gubernamentales en promover las energías renovables en toda la región, incluso en mercados chicos”.
Con ello se refirió tanto a mercados avanzados como el de Brasil o Chile, así como también a los más pequeños “pero con planes muy ambiciosos”, como puede ser el caso de Puerto Rico o República Dominicana.
“El mercado bilateral cada vez se despega mucho más. Hay un interés muy fuerte por tener energía renovable por todos los grandes consumidores”, agregó.
Camilo Serrano – Atlas Renewable Energy
El rol de los grandes clientes cada vez es mayor, a lo que Serrano notó “una intención muy grande por parte de los grandes consumidores de tener cadenas de suministro más verde y tener energía renovable se ha vuelto un sello de calidad que todos quieren mostrar”.
Para ello, el General Manager en México de Atlas Renewable Energy mencionó que “el producto solar tiene que evolucionar hacia algo más completo”. ¿Cómo? Una de las propuestas del especialista es que “hay que pensar en la combinación solar-eólica o solar con baterías”.
“Realmente se debe ofrecer un producto que sirva para la intención. Así como hay países que quieren volverse 100% renovables, las empresas piensan en lo mismo. Por lo que es clave esa tendencia para el crecimiento de la industria solar en la región”, explicó.
Otro elemento que puede jugar un papel importante como aliado, para Serrano, son las baterías en temas de tecnología. “Hay sitios donde todavía no son competitivas, pero ya lo estamos viendo en algunos mercados de Latinoamérica donde incluso en licitaciones nos vamos a presentar con baterías y esto nos ayudará a mejorar nuestro producto”, declaró.
“Aparte de encontrar una mezcla entre energía solar y eólica que se puedan complementar para ofrecer un producto más completo, las baterías es el siguiente gran aliado, seguido por el hidrógeno verde”, sostuvo.
Cabe resaltar que en el último tiempo el avance en materia de hidrógeno verde ha sido relevante en varios países de América Latina, ya sea en Chile como México, por nombrar algunos, donde ya hay interés sobre el tema. Al respecto, Camilo Serrano afirmó que «el hidrógeno verde es la siguiente ola”.
En su último informe sobre la industria energética, donde releva datos de febrero de este año, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aseguró que durante el mes de febrero se ejecutaron 163 nuevas conexiones de Generación Distribuida, con el mecanismo de monetización Net Billing, en el marco de la Ley N°21.118.
Se trata de un nuevo record de conexiones, ya que se superaron las 127 instalaciones que se habían ejecutado en 2018.
Durante el mes de enero de este año también se conectaron 163 proyectos, número que, del mismo modo rompió la marca de campañas pasadas (la más alta había sido el año pasado, con 154), por lo que se vislumbra un gran año en materia de autogeneración a través de fuentes de energías renovables en Chile.
Fuente: SEC
En el acumulado, el 2021 ya suma 4.761 kW de Generación Distribuida. En enero hubo 2.842 kW de potencia instalada y en febrero 1.919 kW.
La capacidad alcanzada este año ya llega al 15 por ciento de toda la potencia conectada durante el 2020, cuando se instaló la cifra record de 31.479 kW. A este ritmo es probable el 2021 marque un nuevo record, considerando que los meses donde se suele instalar mayor potencia son los venideros.
Fuente: SEC
Ordenar el espectro
Cabe recordar que a principios del mes pasado, el Gobierno de Chile lanzó la Plataforma de Información Pública para Generación Distribuida que permite a todos los usuarios, desarrolladores y clientes de las distribuidoras o cooperativas, obtener información técnica y comercial sobre las redes de distribución existentes en el país, pudiendo con ello determinar fácilmente la posibilidad de instalar un sistema de generación distribuida para autoconsumos y PMGD.
Además, los desarrolladores de proyectos podrán utilizar esta información para determinar de mejor forma el mercado potencial de generación distribuida y poner esfuerzos donde éste se pueda desarrollar de manera óptima. De esta manera, la Plataforma permitirá disminuir las barreras de entrada a los proyectos y estimular la penetración de estos.
Esta plataforma de información pública es también uno de los primeros pasos que se están dando en transformar nuestra red de distribución en una red más inteligente y con mayor penetración de energías renovables.
Visto el gran potencial que guarda Latinoamérica para aprovechar recursos naturales, el sector empresario pide por reglas de mercado claras para impulsar nuevos proyectos de fuentes renovables en la región. Estos no sólo generarán energía a partir de fuentes no contaminantes y colaborarán al cumplimiento de los compromisos de transición energética, sino que también garantizarán estabilidad en los precios eléctricos a largo plazo.
Sobre los mecanismos para impulsarlos, Farid Mohamadi, gerente de ventas en Colombia, Centroamérica y el Caribe para Enercon, consideró:
“Requerimos estabilidad para invertir tiempo y recursos (…) Coincido en que necesitamos claridad y previsibilidad para las subastas, además de la posibilidad para contratar directamente entre empresas, como los Corporate PPAs”.
Ahora bien, el referente empresario reforzó la idea de nuevas convocatorias renovables: “el mercado requiere competitividad y para obtenerla una de las mejores opciones son las subastas”.
Al respecto, consideró que las autoridades eléctricas del sector público deben evaluar y ser claros al comunicar cuánta energía o potencia necesita, el plazo en el que requerirán que entren en la red proyectos de determinada tecnología y curva de demanda específica, qué precios se podrían esperar de acuerdo a la condición macroeconómica local y definir si anunciarlos con antelación o el mismo día de la subasta, ya que eso también tendría repercusiones.
¿Es necesario ir por subastas por tecnología en la región? ¿Qué nuevos mecanismos se pueden plantear para ganar mayor protagonismo en el Caribe? Fueron algunas preguntas que Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, realizó al referente de Enercon durante su participación en el panel “Avances tecnológicos, nuevas soluciones y necesidades del mercado latinoamericano: visión de los fabricantes”.
En el caso del Caribe, reconoció como grandes mercados en los que está presente Enercon a República Dominicana, Jamaica, Bonaire y Guadalupe. Mientras que, en otros países como Haití o Cuba no encontrarían oportunidades de invertir en el corto plazo por características macroeconómicas locales.
Aquí, se enfrentarían a determinados retos. Entre ellos destacó dos principales:
Inicialmente, advirtió que “esas islas tienen que resolver el impacto de las energías renovables en la red”. Y consideró que por ello empieza a cobrar más sentido diseñar proyectos que incluyan el almacenamiento para acompañar a las renovables, regulando y estabilizando el sistema.
Como segundo punto, retomó los desafíos de seguridad jurídica que traen consigo participar de las convocatorias públicas en la región, ya sean para licitaciones propiamente dichas, request for proposal (RFP) u otros mecanismos.
«Desde nuestro punto de vista estamos dispuestos a apoyar. Esperamos nada más que el gobierno nos dé claridad sobre las subastas y que no aplacen procesos como en República Dominicana o Jamaica”, concluyó.
Aela Energía es una compañía de generación de energía renovable no convencional con un portafolio de 332 MW en centrales eólicas distribuidas a lo largo de Chile.
Desde su creación, en el año 2013, hasta la fecha, se ha convertido en el mayor generador independiente (IPP) de energía renovable no convencional del país.
En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, César Vásquez Hormazábal, Gerente Comercial de la compañía, cuenta los pasos a seguir de Aela en Chile.
¿Cuántos activos opera actualmente Aela en Chile, de qué tecnologías y qué potencia?
Actualmente, Aela cuenta con 3 activos que totalizan 332MW, todos ellos eólicos. Sarco, de 170 MW, ubicada en Freirina, región de Atacama; Cuel de 33 MW, que se encuentra en Los Ángeles, región del Biobío; y finalmente Aurora de 129 MW emplazado en Llanquihue, región de Los Lagos.
¿Qué cartera de proyectos tiene Aela para desarrollar, llevar a construcción y operar en Chile para los próximos años?
Aela posee una cartera de proyectos en desarrollo en diversas ubicaciones del país, para los cuáles estamos siempre en proceso de búsqueda de clientes que se adapten de mejor manera a nuestro perfil de generación.
¿Este año avanzarán o inaugurarán algún nuevo proyecto en Chile?
Aela acaba de poner en servicio en el último trimestre de 2020 el proyecto Aurora de 129 MW, con lo que finaliza la primera etapa de su plan de negocios. En el corto/mediano plazo apuntamos a concretar nuevas oportunidades de negocio para inaugurar nuevos proyectos.
Se está por lanzar una nueva Licitación de Suministro. ¿Qué opinión tiene sobre la convocatoria?
Las licitaciones de Suministro para clientes regulados se convirtieron en una herramienta exitosa de materialización de cuantiosas inversiones en energías renovables.
Aela resultó exitosamente adjudicada en dos de los últimos tres procesos anteriores, destacando la licitación del año 2015, cuando Aela fue adjudicataria del 64% de los contratos de suministro de energía para clientes regulados.
César Vásquez Hormazábal, Gerente Comercial de Aela Energía
¿Están interesados en participar de la nueva Licitación?
La nueva convocatoria ofrece interesantes variantes tales como el reconocimiento de sistemas de almacenamiento, la inclusión de un período de suministro complementario y la habilitación de incorporar niveles de facturación mínima si la legislación lo faculta.
Actualmente Aela se encuentra analizando sus niveles excedentarios de energía, así como la cartera de proyectos para evaluar su participación.
Paralelamente se está discutiendo el avance de una Ley de Portabilidad Eléctrica, donde se creará la figura del Comercializador. ¿Ven a esa actividad como una oportunidad de negocios?
En primer lugar, celebramos el espíritu de esta iniciativa que otorga la posibilidad a consumidores finales de energía a optar por su proveedor y ejercer portabilidad, tal como ya lo hemos visto en otras industrias, como las telecomunicaciones y el sector financiero.
Esperamos solamente que este cambio normativo, al igual que cualquier otro, sea respetuoso con los compromisos que los suministradores actuales hemos adquiridos con anterioridad y se resguarde el equilibrio económico de los contratos de suministro vigentes.
Aela ya está habilitada para comercializar energía mediante la firma de contratos de suministro entre generadores o clientes finales.
Creemos que la figura del Gestor de Información, que introduce este proyecto, ayudará a reducir asimetrías de información para acceder a un portafolio de clientes más diversificado que agregue valor a nuestra plataforma.
Chile es uno de los países de Latinoamérica que más viene creciendo en materia de renovables no convencionales. No obstante, ¿considera que los años venideros serán igual de prósperos?
Sin duda, junto a los privilegiados recursos de energía limpia que posee nuestro territorio sumamos un marco regulatorio estable destacado internacionalmente que ha permitido dar confianza a los inversionistas que llegan a Chile.
Si logramos mantener la estabilidad regulatoria, pese a los desafíos de distinta índole que enfrenta la industria-entre ellos tecnológicos y sociales-entonces podremos mantener la prosperidad y liderazgo del desarrollo de energías renovables en la región.
¿Están interesados o están indagando en nuevas tecnologías, como pudiera ser el hidrógeno verde?
Así es. El hidrógeno verde se convertirá en el combustible del futuro y vemos con optimismo la apuesta que está desarrollando el gobierno.
Adicionalmente, vemos muy de cerca la incorporación de nuestra normativa de operación a sistemas de almacenamiento, considerando todos los productos que ofrece, así como la prestación de nuevos servicios complementarios y las subastas que lleva adelante el coordinador.
Cuando en el 2007, se lanzó la meta de convertir a Costa Rica en un país carbono neutral para el 2021, se veía como una meta muy lejana en tiempo (2021) y también aspiración.
Pese a la duda de su factibilidad, muchos nos enfocamos en imaginar futuros posibles que lograran llevarnos a ese destino y trabajamos en importantes aventuras, algunas exitosas y otras no, para buscar que así fuera.
Sin embargo, nos faltaba algo que no nos era posible resolver: tecnologías claves para atacar los sectores más problemáticos como movilidad eléctrica, generación fotovoltaica, y almacenamiento en baterías daban pasos acelerados, pero no estaban en su periodo de factibilidad económica.
Es así como al fin nos llega el 2021, con una fuerte deuda cercana a los 10,000,000 de toneladas de CO2 equivalente que necesitamos reducir, pero con muy buenas noticias en varios frentes.
Nuestro sector más contaminante, el transporte, tiene acceso ya a un marco regulatorio adecuado a través de la Ley N° 9518, de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico, e importantes esfuerzos para lograr cambiar nuestro modelo de transporte como el tren eléctrico de pasajeros de la GAM comienzan a avanzar.
De igual manera, cambios en el tejido industrial del país, mejoras en la eficiencia y la incorporación de Generación Distribuida nos han permitido cancelar proyectos que nos alejarían de nuestra meta, pero que eran necesarios en su momento como el Proyecto Hidroeléctrico El Diquis, trayendo importantes ahorros, ya que no se deberán invertir los $3600 millones presupuestados para esto.
Sin embargo, estas rutas de avance requieren de una seguridad jurídica en sus principales tecnologías de soporte, como la generación solar y el almacenamiento en baterías, de manera que seamos todos los costarricenses de acuerdo con nuestras capacidades los que realicemos las inversiones necesarias, para realizar estas conversiones.
De no darse esto, podemos estar a las puertas de un revés, el cual será sólo responsabilidad nuestra. No nos falló la tecnología, nos habrá fallado el sentido común y la decisión de anteponer el beneficio colectivo al beneficio de unos pocos.
Es urgente la firma por parte del Sr. Presidente de la República del decreto de Generación Distribuida, el decreto para la importación de Baterías, y finalmente la convocatoria del proyecto de Ley 22009 para la Promoción y Regulación de los recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables.
Y así, nuestra Costa Rica pujante económicamente y CO2 Neutral se convierte en una meta alcanzable.
Ernesto Moreno G.
Presidente de la Cámara de Generación Distribuida.
El ingeniero Antonio Almonte y la licenciada Biviana Riveiro sostuvieron este lunes un encuentro en el que analizaron la conveniencia de trabajar de manera conjunta para ejecutar acciones concretas que redunden en beneficio de las inversiones extranjeras y locales.
Durante el encuentro, realizado en la sede del MEM en el sector de Naco, los funcionarios estuvieron acompañados de los ejecutivos de ProDominicana Marcel Smeter y Jaime Licairac, y por el ministerio, Freddy Lara y Gustavo Mejía-Ricart, asesor y director de Relaciones Internacionales respectivamente.
Almonte prometió entregar a la licenciada Riveiro un expediente con las inversiones y solicitudes de inversiones que tiene el MEM en carpeta, tras considerar el encuentro como el inicio de unas buenas relaciones para el país.
En tanto que la licenciada Riveiro habló de la necesidad de simplificar los procesos, puso a disposición del MEM la experiencia técnica, así como los buenos contactos que tiene ProDominicana con diferentes organismos dedicados a las inversiones y con las embajadas acreditadas en el país.
Durante el encuentro se habló de la posibilidad de crear una mesa de trabajo permanente que permita conocer los proyectos de inversión de común acuerdo y poder examinar las mejores inversiones en favor del desarrollo de la República Dominicana.
En las propuestas de Transición Tarifaria presentadas ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad por las distribuidoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires se solicitaron reducciones en los indicadores de calidad del servicio, señaló el ENRE.
EDESUR y EDENOR presentaron al Organismo Regulador pedidos de incrementos que el Ente calculó en hasta el 81% y 157 %, respectivamente, de cara a la audiencia pública que se realizará el martes 30 de marzo desde las 8 a.m. para definir el Régimen Tarifario de Transición, luego de dos años de congelamiento.
“De las presentaciones se desprende una propuesta de aumento de los ingresos de las concesionarias y una reducción en la inversión a realizar, lo que repercutirá en detrimento en la calidad del servicio”, se advirtió.
Ocurre que la empresa EDESUR reclamó $ 22.160.000.000 en concepto de ingresos no percibidos por el congelamiento tarifario que data de 2019, y presupuestó un aumento de 253 % en el Valor Agregado de Distribución (margen de ingresos de la empresa descontando la compra de energía), con respecto al 2020, siendo para el 2021 un total de $ 54.000.000.000.
Por su parte, la empresa EDENOR reclamó un total de $ 38.477.000.000 por ingresos no percibidos. La propuesta de aumento sobre el VAD es en este caso del 109 % respecto del vigente al 2020, alcanzando un total de $ 61.000.000.000 para el 2021.
Tales guarismos se modifican a la baja si fuera el caso de que las distribuidoras dejaran de reclamar lo que no percibieron desde los meses de pre-pandemia, último tramo del gobierno de Cambiemos.
Asimismo, se indicó, esta distribuidora propone una reducción en la cantidad de categorías para las Personas Usuarias Residenciales, un cambio en la estructura tarifaria con el objetivo de dotar de mayor previsibilidad sus ingresos y que, de aplicarse, generaría un incremento del 157 % en las facturas de casi 800.000 personas, calculó el Ente.”
A pesar de solicitar aumentos, señaló el Ente, “ambas distribuidoras exigieron disminuir los indicadores de calidad, proponiendo para los semestres del 2021 los establecidos en la Revisión Tarifaria Integral (de 2017) para los dos semestres del 2019, y para el 2022 los fijados para el año 2020”.
Con el objetivo de continuar trabajando en iniciativas que permitan mejorar la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados, Naturgy y la Fundación Oficios firmaron un convenio de colaboración y trabajarán en la formación de gasistas matriculados para unidades unifuncionales.
A partir de este acuerdo, Naturgy brindará a los jóvenes que participan del curso de Gasista Matriculado para unidades funcionales capacitaciones en materia de marketing digital, orientado al uso de redes sociales para promocionar su oficio y facilitar su desarrollo como emprendedores.
“Creemos profundamente que, desde la educación, podremos ayudar a favorecer la inclusión socio-laboral y la integración de la sociedad. Así, promovemos distintos programas para favorecer la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar
“Mujeres en la energía” tuvo el objetivo de visibilizar el rol de las mujeres en el sector eléctrico. Se realizó el viernes 19 de marzo de forma virtual y se inició con un homenaje a Elisa Bachofen, la primera ingeniera argentina y de la Región, quien finalizó su carrera en la Universidad de Buenos Aires en 1918.
Alejandro Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la UBA, dio a conocer un busto de Bachofen que se encuentra en la sede Paseo Colón de la facultad. Se sumó al reconocimiento, Verónica Saldaño, gerente de Recursos Humanos de Edet, quien se refirió al rol de la mujer en el sector eléctrico.
Luego, se abrió un panel dedicado a el sector eléctrico argentino de la mano de mujeres que tienen roles de liderazgo y que se destacan en sus ámbitos: Gabriela Rijter, directora de energías renovables y vicepresidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables – AMES-, quien se refirió a la transición energética en la Argentina; Martha Molinaro, gerente técnico de Edemsa, compartió información y proyectos relacionados a la generación distribuida; Agustina Skiarski, alumna avanzada de la carrera de Ingeniería Eléctrica, contó cómo se proyecta la carrera hacia el futuro; y Soledad Manín, interventora del ENRE, disertó sobre la confluencia entre el regulador y el regulado, como así también abordó la protección de los derechos humanos de los usuarios.
Carlos Ferrara, responsable de sostenibilidad de Enel Argentina, se refirió a la política de diversidad del Grupo ENEL y mencionó la importancia de reconocer el liderazgo de las mujeres para promover una mayor equidad de género y una mayor operatividad empresarial.
Se puede ver el video homenaje a Elisa Bachofen en la web de Adeera: www.adeera.org.ar.
La ADEERA está conformada por 48 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 38.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, consideró que todas las partes que intervienen en la producción de biocombustibles en el país “se encuentran, nuevamente, ante la posibilidad de contar con un régimen que esté en consonancia con una situación, tanto local como global, que responde a un nuevo contexto”, y agregó que “el objetivo del gobierno es lograr la mayor sinergia, cuidando cada puesto de trabajo y el impacto en el medio ambiente”.
Ante el vencimiento del actual marco normativo, en mayo próximo, Martínez sostuvo que el régimen de promoción vigente (Ley 26.093/06) “funcionó bien de acuerdo con el contexto nacional e internacional en el que se elaboró”. El Secretario expuso la postura del gobierno en una reunión (virtual) con miembros de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados,
Un proyecto para la prórroga de dicho régimen por cuatro años cuenta desde mediados de 2020 con la aprobación del Senado, pero su tratamiento en Diputados estuvo demorado y en las últimas semanas se planteó desde el oficialismo la alternativa de actualizar y adecuar el régimen legal para esta industria, que tiene por actores a productores del agro, plantas procesadoras, y exportadores.
Al respecto, trascendió la existencia de un borrador de proyecto de ley cuyos principales aspectos estarían siendo conversados por Energía con diversas cámaras empresarias. Pero no todas están al tanto de sus contenidos, y tampoco varios legisladores de la oposición, de acuerdo con lo afirmado por algunos de ellos en la reunión.
Incluso, varios de ellos insistieron en la necesidad de avanzar rápido con la prórroga del régimen actual para dar previsibilidad al desarrollo de las actividades del sector, cosechas incluídas.
Martínez remarcó que “la transición energética es fundamental para nuestra política en esta materia, el mundo va en ese camino”, y sostuvo que “las decisiones que toma la Secretaría de Energía, dentro de nuestro proyecto político, priorizan el cuidado de las pymes, la generación de empleo, el impulso a la producción y la incorporación de valor agregado”.
El Secretario se refirió al contexto en el que se elaboró y sancionó la norma actualmente vigente, diferenciándolo de la actual situación, nacional e internacional.
“El comienzo de la década del 2000 nos encontraba ante el horizonte de la transición energética y con nuestros yacimientos de hidrocarburos en un alto grado de madurez”, describió Martínez. Y agregó que la ley finalmente sancionada en 2006 fue un instrumento acorde al contexto de ese momento, para incentivar las oportunidades de inversión y exportación ante la demanda creciente por parte de otros países. Fue en ese marco en el que, recordó Martínez, se produjo “la decisión óptima del presidente Néstor Kirchner de avanzar con la Ley 26.093”.
A continuación, el Secretario consideró necesario evaluar la situación de los biocombustibles teniendo en cuenta los datos en la fluctuación de precios y costos, las realidades diferenciadas al interior del sector, el contexto local ligado al gas como combustible de transición, en el marco de una situación internacional marcada también por ese horizonte de transición y la necesidad de reducir las emisiones de Co2.
Especialmente, remarcó la distinción necesaria que debe hacerse entre los diferentes tipos de cultivos que participan de la producción, como es el caso del bioetanol elaborado a partir de la caña de azúcar que, a diferencia del maíz y la soja, carece de un mercado de exportación. Además de tener en cuenta la situación de la caña de azúcar, un nuevo marco normativo deberá también tener en consideración los posibles vaivenes en la cotización de los commodities, “encontrando algún tipo de esquema de equilibrio que evite afectar el costo de vida de nuestra población”, señaló.
Martínez hizo referencia a que la ley vigente alentó la construcción de 55 plantas elaboradoras de bios. 16 de bioetanol a base de caña de azúcar, 6 a base de maíz y el resto de biodiesel producido con aceite de soja. Al respecto señaló que en el proyecto que se está conversando resulta que 47 de las 55 plantas quedan incorporadas al nuevo régimen. Tendría vigencia hasta 2030, habría una leve baja en las proporciones actuales de corte a las naftas con bioetanol en base a maíz, y cambios para los productores de biodiesel en base a aceite de soja.
En el marco de la necesidad de hallar nuevos consensos que impulsen la actividad y tengan en cuenta la situación específica de los diversos integrantes de la cadena de producción, Martínez abogó por la creación de “una Comisión multisectorial en la que participen todos los actores involucrados”. Habrá que ver si resulta posible contar con una nueva ley en el corto plazo que resta hasta mediados de mayo o si se plantea una prórroga al menos hasta fin de año de la 26.093 como lo sugirieron algunos legisladores opositores.
Al respecto, el presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Baja, Omar Felix (FDT) opinó que “debemos animarnos a generar el debate a pesar de que todos sabemos que es un año electoral”.
“No estamos hablando de prorrogar una ley que hoy esta judicializada” (por algunos sectores) y estamos escuchando a todos porque hay distintas realidades para considerar y tratar de llegar a consensos “, agregó.
En tanto, diversas bancadas de la oposición intentarán el jueves 25 sesionar para tratar la prórroga al régimen actual.
Acerca de las proporciones de corte con bios a los combustibles en el mercado local, señaló que “no se trata de defender sectores (petrolero o de biocombustibles) sino a todos los consumidores”.
La Red de Políticas de Energías Renovables para el Siglo XXI (REN21) ha hecho público su nuevo informe “Renewables in Cities 2021 Global Status Report”, donde recoge que la inversión en capacidad de energía renovable en toda América Latina ha crecido notablemente, con un aumento del 43% en 2019 hasta un récord de 18.500 millones de dólares.
Cuatro países dominan esta inversión: Brasil (un 74% más, hasta 6.500 millones de dólares), Chile (un 302% más, hasta 4.900 millones de dólares), México (un 17% más, hasta 4.300 millones) y Argentina (un 18% menos, hasta 2.000 millones). No aparece Colombia, que apuesta claramente por las renovables.
El informe destaca que tres herramientas han protagonizado fundamentalmente estas inversiones: los PPP (public-private partnership), los PPA y las ayudas de financiación para el desarrollo proporcionan un apoyo clave a los proyectos en las ciudades de toda la región. Los PPP se han utilizado ampliamente en América Latina para financiar proyectos relacionados con el transporte, así como la generación distribuida. En 2019, México utilizó el modelo de PPP para atraer 2.100 millones de dólares para 15 proyectos de energía solar fotovoltaica, y en Santiago (Chile) se estableció una PPP para instalar puntos de recarga de vehículos eléctricos de 22 kW cada uno (que eventualmente utilizarán electricidad renovable) con un coste total de 2,5 millones de dólares.
El gobierno del estado de Piauí (Brasil) abrió una licitación en 2020 para una PPP de 32 millones de dólares para construir ocho plantas solares fotovoltaicas de 5 MW cada una en seis municipios (Caraúbas do Piauí, Miguel Alves, Piracuruca, Jose de Freitas, Cabeceiras do Piauí y Canto do Buriti) como forma de satisfacer la demanda de energía de todos los edificios estatales. También en Brasil, São Paulo inició una PPP para una inversión de 32,6 millones de dólares en energía solar fotovoltaica para abastecer al departamento de salud de la ciudad, y Curitiba se asoció con la empresa local de servicios públicos para financiar conjuntamente (51%/49%) un proyecto de energía solar-biomasa de 5 MW que abastecerá el 43% de las necesidades de electricidad del edificio municipal.
Los bancos nacionales han ayudado cada vez más a financiar las energías renovables en la región. El Banco de Desarrollo de Colombia (Bancoldex) ofrece una línea de crédito verde de 14,4 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable y eficiencia energética en ciudades de todo el país. En São Paulo (Brasil), la Oficina de Energía y Minas del Estado y la Agencia de Desarrollo de São Paulo (Desenvolve SP) conceden préstamos a largo plazo y a bajo interés para proyectos de energía renovable a pequeña escala, como plantas solares fotovoltaicas, eólicas y pequeñas centrales hidroeléctricas, así como equipos para plantas de biogás. Las agencias internacionales que financian la generación distribuida suelen coordinarse a través de asociaciones con bancos nacionales y regionales. Se han utilizado algunos instrumentos innovadores para financiar proyectos de menor escala, especialmente de energía solar fotovoltaica. Esto incluye el crowdfunding en Argentina y México y el uso de empresas de servicios energéticos (ESCO) en Brasil, Chile y Colombia. Los bonos municipales y los bonos verdes no se han utilizado en la medida que se ha visto en otras regiones del mundo, aunque existen ejemplos. La Ciudad de México (México) emitió el primer bono verde municipal de América Latina en 2016 con un enfoque en proyectos de movilidad, eficiencia energética, infraestructura y gestión del agua.
Los ejecutivos principales de algunas de las compañías petroleras más grandes de Estados Unidos prometieron colaborar con la administración Biden en su campaña contra el cambio climático durante una reunión con la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy.
Los líderes de la industria petrolera se comprometieron a apoyar las regulaciones federales que limitan explícitamente las emisiones de metano de los pozos y otros equipos de campos petroleros, una declaración que encaja con el voto del presidente Joe Biden de tomar medidas drásticas contra las fugas del potente gas de efecto invernadero.
También aplaudieron el regreso de EE. UU. al acuerdo climático de París e instaron a un mayor apoyo del gobierno a la tecnología de captura de carbono e hidrógeno que puede ayudar al país a cumplir con las nuevas promesas de reducción de carbono que se darán a conocer el próximo mes, según dos personas familiarizadas con la sesión que se llevó a cabo a través de Zoom.
McCarthy subrayó cómo los «planes de Biden para abordar la crisis climática se centran en impulsar nuestra recuperación económica equitativa, posicionar a Estados Unidos para ganar el siglo XXI y crear millones de empleos sindicales bien pagados directamente en las comunidades estadounidenses», dijo la Casa Blanca en un comunicado. después de la sesión. «Dejó en claro que la administración no está luchando contra el sector del petróleo y el gas, sino luchando por crear empleos sindicales, implementar tecnologías de reducción de emisiones, fortalecer la fabricación estadounidense y alimentar la economía estadounidense».
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La reunión, que incluyó a ejecutivos de tres grupos comerciales de la industria y 10 compañías petroleras, incluidas Exxon Mobil Corp., BP Plc, ConocoPhillips, Royal Dutch Shell Plc, Chevron Corp. y Devon Energy Corp., fue la primera de su tipo desde Inauguración de Biden en enero. Se produce después de que impuso una moratoria sobre la venta de arrendamientos de petróleo y gas en terrenos federales, y mientras su administración se prepara para revelar un nuevo objetivo de reducción de emisiones el próximo mes como parte del regreso de Estados Unidos al acuerdo climático de París.
La reunión fue descrita como agradable, sin el tipo de acritud que influyó en algunos de los intercambios de la industria petrolera con la administración del ex presidente Barack Obama. El formato no permitió un diálogo profundo de ida y vuelta. En cambio, McCarthy abrió la reunión, seguida de comentarios de Laura Daniel-Davis, subsecretaria adjunta principal del Departamento del Interior para la gestión de tierras y minerales, y cada uno de los participantes de la industria. Dave Lawler, presidente de BP America Inc., inició sus comentarios.
Casi todos los ejecutivos en la sesión virtual hicieron un discurso para poner un precio a las emisiones de dióxido de carbono, un cambio de política que dijeron que podría desencadenar una mayor inversión en tecnología de reducción de emisiones al tiempo que fomentaría más certeza para las empresas de energía. El Instituto Estadounidense del Petróleo está considerando respaldar un precio del carbono, que podría tomar la forma de un programa de comercio de emisiones o un impuesto sobre los gases de efecto invernadero que atrapan el calor.
“Nuestra industria se relaciona regularmente con todos los niveles de gobierno y quiere asegurarse de que los responsables políticos en Washington comprendan que podemos lograr nuestro objetivo compartido de un futuro con bajas emisiones de carbono al tiempo que fortalecemos el liderazgo energético estadounidense y respaldamos la recuperación económica de la nación”, dijo Mike, presidente de API. Sommers en una declaración enviada por correo electrónico. «Estamos comprometidos a trabajar con la Casa Blanca para desarrollar políticas gubernamentales efectivas que ayuden a cumplir las ambiciones del acuerdo de París y respalden un futuro más limpio».
El beneficio económico con la privatización de la estatal brasileña Eletrobras, calculado inicialmente en 62.250 millones de reales (11.355 millones de dólares), «será mayor» de lo previsto, según señaló la cúpula directiva de la compañía de energía eléctrica.
«El cálculo del beneficio económico de la privatización realizado por el Gobierno no incluye algunos ítems», como la indexación de valores no amortizados de la hidroeléctrica de Tucuruí, en el estado de Pará (norte), según indicó el consejero Wilson Ferreira, quien hasta el 5 de marzo era presidente de la empresa.
Ferreira, quien se mantiene en el Consejo de Administración de la estatal, no profundizó sobre los detalles de esa variación, pero garantizó que será «beneficiosa» para el Estado y «para los consumidores».
«No tengo duda de que el precio a largo plazo tiene que ser revisado, equilibrado en condiciones proporcionales, de forma real, y tengo la convicción de que será mayor que eso, es mi opinión», apuntó Ferreira, para quien el «Gobierno y las entidades reguladoras» serán los responsables de ese «nuevo contrato».
La privatización de Eletrobras se arrastra desde 2016 en el Congreso y hasta la fecha no se ha concretado.
Para el ahora expresidente de la entidad, el modelo presentado por el Gobierno es la «mejor alternativa de privatización» frente a otra iniciativa que tramita en el Legislativo.
«Estamos con el camino abierto para que el valor percibido esté a salvo y vamos a caminar en sentido a la propuesta ya presentada, que es la de creación de una corporación, pero, evidentemente, con las contribuciones en ese sentido que puede dar el Congreso», resaltó.
Por el modelo de venta aprobado y presentado por el presidente, Jair Bolsonaro, al Congreso, Eletrobras, controlada por el Estado pero con acciones en bolsa, promoverá un aumento de capital del que el Gobierno se abstendrá de participar y que permitirá que los accionistas privados pasen a ser mayoritarios.
Eletrobras, la mayor generadora de energía del país y una de las mayores transportadoras eléctricas, es la principal empresa del paquete de estatales que quiere privatizar el Gobierno de Bolsonaro.
La estatal obtuvo en 2020 un beneficio neto de 6.387 millones de reales (unos 1.165 millones de dólares), un 43 % menos respecto a 2019, debido al peor desempeño en el segmento de generación, con paradas no programadas en algunas de sus plantas, y por el aumento de las provisiones.
PLAN PARA TERMINAR OBRAS EN PLANTA NUCLEAR
De otro lado, Ferreira garantizó que existe también un «contexto regulador» para dar continuidad a la construcción de la planta nuclear Angra 3, en el estado de Río de Janeiro y que tiene obras adelantadas en un 75 %, requiriendo 18.500 millones de reales (unos 3.374 millones de dólares) para su conclusión.
«Parte de eso está andando por medio de la capitalización de Eletrobras», aseveró.
Según Ferreira, la compañía espera también que hasta el final de este año 476 empleados se acojan al plan de bajas voluntarias propuesto por la empresa y con el que se pretende un ahorro de 245 millones de reales (44,6 millones de dólares).
En 2020, Eletrobras redujo el número de empleados un 4,3 % y cerró el año con una plantilla de 12.527 trabajadores.
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Para Interenergy Group, proveedor de soluciones energéticas, los horizontes de inversión en Latinoamérica son prometedores. Este año, además de su parque de generación renovable actual, confirmaron la adquisición de nuevos parques renovables y un porfolio con 860 MW adicionales en desarrollo.
Uno es cómo evacuar la nueva energía en la isla y otro es qué características contemplar en las eventuales licitaciones que se convoquen.
“Para que una licitación sea exitosa hay que hacerla con tiempo”, valoró Mónica Lupiañez, Head of Renewables de InterEnergy Group, durante su participación en un evento de Latam Future Energy.
Desde la óptica de esta referente empresaria, previamente se deben garantizar ciertos criterios que el sector privado reclama, tales como: asegurar los puntos de interconexión, división por tecnología renovable e igualdad de condiciones para los jugadores del mercado.
Otro país que ve con gran atractivo Interenergy Group es Puerto Rico. Que adquirió gran notoriedad para el sector renovable este año, tras el anuncio de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE; o, PREPA por sus siglas en inglés) de convocar a un total de seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para los interesados en invertir en la isla.
Al respecto, Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, interrogó a la referente de Interenergy: «Puerto Rico anunció programas de renovables, ¿van a jugar?».
Sin dudarlo, Mónica Lupiañez respondió que sí competirán en este mercado. Todo indica que podrían presentarse a la primera RFP ya convocada.
Acceda aquí para conocer los testimonios completos de esta ejecutiva del sector, realizados durante el panel “El rol de la energía eólica en el portafolio de los grandes actores regionales”, del Wind and Solar Virtual Summit 2021 de Latam Future Energy.
Aprovechando su participación en el evento de Latam Future Energy, la ejecutiva de Interenergy también compartió el mapa de proyectos renovables -principalmente, de tecnología eólica y solar- de la compañía.
Como centrales emblema en la región, destacó la generadora eólica más grande de Centroamérica y el Caribe de 215 MW ubicada en Panamá, además de otra central solar de 40 MW en el mismo mercado.
Aquello está fundamentado en una estrategia de negocios en Latinoamérica que implica cambiar su impronta térmica y emigrar hacia fuentes de generación más limpias, como renovables y gas natural.
En lo que respecta a las fuentes «verdes», su apuesta este año es llevar del 40% al 60% su portafolio renovable y diversificar su oferta tecnológica, incluyendo hidroeléctrica y geotermia, además de eólica y solar. Así lo aseguró, Mónica Lupiañez, Head of Renewables de InterEnergy.
Como grupo de alcance global, Interenergy pone especial foco en esta región y planea continuar con sus 860 MW en desarrollos renovables para Chile, Colombia, Jamaica, México, Panamá, Perú y República Dominicana.
Y avanzar con fusiones y adquisiciones (M&A) en otros mercados adicionales como Uruguay. Parte importante de estos nuevos proyectos en la región podrían salir a la luz antes del 2030.
GreenYellow anunció un plan de inversión en Colombia de 150 millones de dólares hasta finales del 2023 en proyectos de energía solar fotovoltaica y eficiencia energética.
Al momento ya ha desembolsado 12,6 millones de dólares en 2020, cuyo principal proyecto tuvo que ver con la inauguración de Pétalos de Córdoba, de 12 MWp, el cual está abasteciendo a 27 tiendas de la cadena de retail Éxito. Y este año invertirá otros 41,5 millones de dólares.
Durante la Cumbre Solar, producida por Latam Future Energy Rodolphe Demaine, Presidente de GreenYellow para Colombia y Panamá, ratificó el plan de la empresa sobre el país andino.
“El Gobierno está dando muy buenas señales para los inversionistas y además el país tiene un potencial gigantesco, porque tiene 50 millones de habitantes con una concentración urbana muy fuerte en algunas ciudades (mayor a los países de Europa), con buenos niveles de radiación”, destacó.
No obstante, consideró que “Colombia tiene aún más cosas por simplificar para que lleguen mayores inversiones”.
“La concretización de los proyectos a nivel local no es tan fácil”, agregó al tiempo que reveló: “Nosotros podríamos invertir tres veces más de lo que estamos invirtiendo hoy si tuviéramos más proyectos”.
En esa línea, Demaine indicó que un obstáculo a sortear por el Gobierno es descomprimir y sanear el espectro de proyectos que tienen prioridad de conexión en redes pero que no avanzan en su construcción. Es decir, ocupan un lugar que no es aprovechado y que no permite que otro emprendimiento pueda desarrollarse.
Por otro lado, el Presidente de GreenYellow pidió por mayores regulaciones en la contratación bilateral de energías renovables, sobre todo para el mercado regulado. Ese nicho “es fundamental”, remarcó, al tiempo que apostó: “Es lo que va a impulsar a largo plazo proyectos en el país”.
Subasta, otro desafío
Asimismo, Demaine estableció dos observaciones sobre las condiciones de la subasta a largo plazo de energías renovables que está preparando el Gobierno para el segundo semestre de este año.
Si bien el directivo caracterizó a la convocatoria como “una muy buena iniciativa”, consideró que una de sus “limitaciones” es que no permite la participación de proyectos que ya tengan energía comprometida, como en contratos bilaterales. Es decir, sólo podrán participar emprendimientos “nuevos”.
Por otra parte, el ejecutivo de GreenYellow se mostró disconforme con la posibilidad que las empresas que oferten en el ‘Bloque 2’, el cual comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas, deban ofertar automáticamente un 15% de la totalidad del paquete de energía sobre el ‘Bloque 3’, que va desde las 17:00 horas y las 00:00 horas.
“Tendremos que ofertar en horas nocturnos a pesar que somos solares”, manifestó Deimane, al tiempo que advirtió: “Ese tipo de cosas no ayudan realmente a acelerar lo que tenemos que hacer”.
Sandro Yamamoto, Director Técnico de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), confirmó que “se debe llegar al final del 2021 con casi 20 GW y al final del 2024 con más de 28 GW instalados”.
Actualmente, según informó el especialista, “actualmente la energía eólica es responsable del 10,4% de capacidad instalada con 18,2 GW”, proveniente de aproximadamente 700 parques en operación.
De dicha cantidad de gigavatios, el mayor número se localiza en la región nordeste del país con 16,1 GW acumulados, mientras que el los dos 2,1 GW restantes de capacidad instalada se encuentran en la parte sur. Además, “hay muchos proyectos eólicos contratados que están en construcción”, reconoció Yamamoto.
Además, la energía eólica es, en promedio, la segunda más barata en la escala de precios de las subastas, llegando a 182,8 reales por MWh. Cerca de la tecnología más barata en las subastas: la hidroeléctrica (R$177 x MWh), que ocupa el 58,7% del total de la matriz energética.
“Esto muestra que la energía eólica tiene un precio de venta muy positivo que explica su crecimiento muy fuerte en el país”, opinó Sandro Yamamoto.
Por otra parte, en relación a las cuatro subastas programadas para este 2021, el Director Técnico de ABEEólica marcó que “lo importante aquí es que el sector necesita de Brasil un crecimiento económico mayor para aumentar la demanda de energía y tener mayor demanda en las subastas».
“Tenemos un sector eólico creciente con muchos desafíos. Y un crecimiento de producto bruto interno va a generar más demanda y con ello se venderá más energía y viabilizar más parques eólicos”, agregó.
“Cabe recordar que la mayoría de los parques eólicos de Brasil cuentan con financiamiento del banco nacional de gobierno. Y para que los inversores tengan acceso a mejores tasas de financiamiento, los equipos/equipamientos deben tener un grado importante de nacionalización, con muchos componentes fabricados en Brasil», apuntó el especialista.
Sin embargo, otro de los desafíos que notó Yamamoto tiene que ver con los sistemas de transmisión: “Precisamos más líneas, existen muchas en construcción, mas precisamos sumar expansión mayor porque tenemos muchos proyectos eólicos y solares en crecimiento”.
El director ejecutivo de la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña, conocido públicamente como C. P. Smith, envió una carta a la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE; o, PREPA por sus siglas en inglés), el pasado jueves 18 de marzo de 2021.
La misma fue remitida al Ing. Ralph Kreil Rivera, presidente de la Junta de Gobierno de la AEE, a quien se le solicitó una reunión para entender la posición oficial respecto al curso que tomarán las iniciativas tramitadas como alianzas público-privadas con la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (AAPP).
Haciéndose eco de aquello y para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica consultó a C. P. Smith acerca de los avances de su proyecto Hidroenergía Renace y las respuestas que han obtenido por parte de las autoridades eléctricas.
“No ha habido ninguna comunicación oficial de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) sobre la continuidad del proceso de Request for Proposals (RFP) del que salió seleccionada nuestro proyecto Hidroenergía Renace”, introdujo el referente de la cooperativa.
Y agregó: “hemos escrito también a la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (AAPP) sobre este asunto y… silencio. Ellos no han respondido a varias cartas a pesar de que nosotros hayamos calificado para ir a la siguiente ronda y cómo es que no respondes a quienes has hecho calificar”.
En tanto, las actividades de la cooperativa no se detienen. Además del proyecto de Hidroenergía Renace, se encuentran avanzando en el financiamiento de un nuevo proyecto de Resiliencia Energética Fotovoltaica Comunitaria denominado ReEnFoCo.
Contexto expuesto en la carta
“El 16 de abril de 2019, la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (AAPP) publicó un Request for Qualifications (RFQ) para la rehabilitación y operación de los recursos hidroeléctricos en Puerto Rico. El 25 de noviembre de 2019, la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña y su proyecto Hidroenergía Renace fue seleccionada entre las entidades cualificadas para participar en el proceso de Request for Proposals (RFP) sobre los recursos hidroeléctricos de Puerto Rico, particularmente los ubicados cerca de Utuado.
Desde entonces, junto a otros proponentes, cumplimos con los requisitos para participar del RFQ y el RFP, invirtiendo sumas significativas de dinero, recursos y tiempo.
No obstante, luego de 424 días de inacción y silencio de la AAPP, el director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), Ing. Efraín Paredes, fue citado en El Nuevo Día (22 de enero de 2021) indicando que, dada la asignación de $10.7 mil millones por Agencia de Manejo de Emergencias Federales (FEMA, por sus siglas en inglés) a la AEE, decidieron detener ciertas iniciativas tramitadas como alianzas públicoprivadas con la AAPP. En específico, mencionó detendrían el proyecto de revitalización de las plantas hidroeléctricas.
El 3 de febrero de 2021, le escribimos al Lcdo. Fermín Fontanés, director ejecutivo de la Autoridad de Alianzas Público-Privadas, solicitándole aclaración sobre las expresiones del Ing. Paredes. Hasta la fecha, no hemos recibido respuesta. De hecho, la página web de la P3 no incluye notificación alguna de que el proyecto de revitalización de las plantas hidroeléctricas haya sido cancelado. Las expresiones del director ejecutivo de la AEE no han sido traducidas a acciones oficiales, cartas o notificaciones.
Como la única entidad comunitaria que está participando en la transformación energética y en un proceso manejado por la AAPP y que ha invertido recursos significativos para competir en un proceso del gobierno, merecemos transparencia y claridad – y una expresión oficial – por parte de la AEE.
Aclaramos que no acudimos ante usted para abogar por los méritos de la propuesta de la entidad o consorcio que representamos en el proceso de RFP – en el que participamos con otros competidores.
Solamente estamos solicitando conocer si en efecto aún existe un proceso de RFP en el cual competir.
Por lo antes expuesto, solicitamos una reunión con la Junta de Gobierno de la AEE para conocer cuál es la posición institucional de la corporación pública sobre el proceso de RFP relacionado a los recursos hidroeléctricos antes mencionado.
Cada vez es más la sinergia que se ha generado en Latinoamérica alrededor de las renovables. Así lo han reconocido varios especialistas del sector a lo largo del Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
Sin embargo, aún hay ciertas problemáticas en la logística. Stacy Burger, Gerente de Marketing del Grupo Burger, remarcó que “en el ámbito de las grúas hace falta aún más hincapié en que estamos al lado como países”.
“Entonces podemos prestarnos y hacer esta sinergia que nos ayudaría a crecer un montón en el mercado eólico y que no vengan otros jugadores que ya saben hacer esto afuera”, agregó.
Bajo la misma línea, Burger puso en claro la idea de que los diversos actores del sector puedan bajar las barreras de entrada y salida que hay entre los distintos países y hacer sinergia. Es decir, “el desafío de cómo podemos atender nosotros mismos el desarrollo eólico desde Latinoamérica”.
Y justamente el gobierno chileno planifica incorporar 6.000 MW adicionales de energía eólica y solar al sistema, lo que representa un avance exponencial en el desarrollo de las renovables en el país.
Esto se da bajo el contexto de que Chile “ya está preparado para recibir turbinas de mayor altura (140 o 150 metros)” y que “existe una gran demanda por el transporte eólico y la oferta se ha nivelado”, según comentó Burger.
“La gracia viene en hacer un servicio integral, todo lo que es transporte junto con el montaje que permita aún más incrementar esta sinergia”.
“Si bien tenemos diez puertos que están listos para recibir turbinas muy grandes, desde Arica hasta Punta Arena, hay parques se hacen muy juntos. Por lo que si no se coordina bien, no se planifica, van a topar la capacidad que tiene el puerto”, explicó la especialista.
“La planificación de seis meses o un año, nos permite reservar los espacios y no tener que hacer doble desmontaje que generaría ineficiencias que son perfectamente mejorables”, agregó.
Otra de las barreras que destacó “tiene que ver con la mano de obra ya que en Chile no tenemos personal local idóneo de montajistas, no hay una empresa chilena de montaje per se que pueda dar un servicio al 100% y por ende son todos extranjeros”.
Ante dichas situaciones, ya sea para encontrar personal como para la organización de los puertos, la planificación previa se vuelve un factor fundamental. “Hacer hincapié en la planificación tiene que ver con que podemos hacer mucho más con los recursos que tenemos de una manera ordenada”, opinó la Gerente de Marketing del Grupo Burger.
“Una planificación de seis meses o un año nos permite evitar la congestión, tener alternativas de acopio, darle una vuelta a la logística y al montaje que puede ayudar a generar más megavatios y no traer más recursos”, añadió.
En Ventus percibimos el cambio como una necesidad natural que demandan nuestros clientes y el contexto. La capacidad de la empresa de poder entender esto y ser flexibles al cambio, ha permitido que desde Ventus hayamos podido avanzar hacia nuevos mercados fuera de América Latina, y sumar nuevas áreas de negocio complementarias.
En la actualidad Ventus cuenta con más de 900 colaboradores en 4 países. Producto de la consolidación en el los países donde operamos, la empresa está trabajando para desembarcar en Estados Unidos, con el propósito de ofrecer servicios de EPC para parques eólicos y solares.
¿En qué países están construyendo proyectos de renovables?
En la actualidad la empresa construye más de 315 MW solares distribuidos en 17 proyectos en Colombia, Chile y Uruguay. En Colombia y Uruguay, por ejemplo, estamos construyendo los proyectos de autoconsumo industrial solar más grande de estos países. Este tipo de desafíos nos llenan de orgullo y nos empujan a seguir avanzando en América Latina.
¿Qué rol tomó el sector fotovoltaico para la firma?
La construcción de parques solares se ha convertido en uno de los pilares de Ventus, así como los son la construcción de parques eólicos o la construcción de infraestructura.
Creo que en los últimos años Ventus ha logrado posicionarse como una empresa referente en la construcción de proyectos solares en países como Chile o Colombia.
¿Y el eólico?
Desde su origen de Ventus es una empresa especializada en la construcción de parques eólicos. En Uruguay, el país de mayor penetración de energía renovables del continente, hemos trabajado en más del 50% de los MW eólicos instalado en este país.
Confiamos en poder continuar trabajando y llevando nuestro know how a los países donde operamos localmente, como Argentina, Chile, Colombia o incluso Estados Unidos.
¿A esto se debe el cambio de nombre de la marca?
Siempre hemos sido Ventus. Seguimos siendo Ventus. Pero estamos “perdiendo” el “energía”, y utilizando un nuevo dominio para facilitar el posicionamiento de la empresa en mercados por fuera de las renovables, como es la construcción civil.
El complemento “global”, nos permite alinearnos mejor a la estrategia de la empresa, que busca crecer también hacia nuevas geografías.
¿Qué ventajas consiguen al involucrarse en otras actividades además del sector energía?
Las sinergias naturales de los sectores en los que operamos, la gran capacidad de nuestros profesionales de adaptarse a los diferentes escenarios de negocio, así como una necesidad de optimizar los servicios que brindamos a nuestros clientes hizo que en 2019 Ventus abriera su unidad de Construcción de Infraestructura.
La Construcción de infraestructura nos permite brindar soluciones más integrales a nuestros clientes en un sector que es menos cíclico y que nos aseguran la perdurabilidad en el tiempo.
En la actualidad la empresa ha construido más de 10 proyectos en Uruguay y Argentina, que van desde polos tecnológicos, centros educativos, puentes alcantarillas o edificios.
En una entrevista para Energía Estratégica, el equipo técnico de RG Principal, empresa especializada en la búsqueda global de los mejores profesionales para cada posición, comenta las características del rubro renovable y cuáles son los puestos más demandados en este momento.
Además, anticipan su nuevo método para la selección de personal, más sencillo y eficaz que los mecanismos tradicionales.
¿Cuáles son los puestos más demandados actualmente por las empresas de energías renovables en Latinoamérica?
Depende de la etapa en la cual se encuentre la compañía. Si está abriendo operación o en fase de introducción necesitaría cargos como un Business Development Manager y Project Development Manager.
En etapa de crecimiento de la compañía, los más demandados son Projects Manager, Project Finance y Electrical Manager.
Por otro lado, si la empresa se encuentra en fase de madurez, buscará un CEO, HR Manager y un Accounting.
En RG Principal creemos que en un mediano plazo la fusión de perfiles del sector de tecnologías de la información con el sector eléctrico generarán una demanda por roles que no existirán como tal y los tendremos que formar con los mejores talentos de ambos mundos.
¿Cuáles son los puestos más demandados en Colombia y, ante eso, podría generarse un fenómeno de ‘escasez’ de puesto a cubrir siendo que el mercado está en franco desarrollo?
Para el momento de negocio en el que estamos en Colombia, los cargos más demandados son los Desarrolladores de Negocio. Por fortuna para este tipo de cargos hay perfiles con que cubrirlos.
El problema estaría cuando las empresas estén en otra etapa en la cual requieran cargos técnicos, de los cuales hay escasez en el mercado. Para ello recomendaríamos incorporar talentos de otros sectores y que reciban capacitación o, si es necesario a corto plazo, incorporar talento de otro país para que forme talentos locales.
¿En qué consiste el nuevo sistema que han desarrollado para que las empresas puedan seleccionar personal de forma más sencilla y eficaz?
A través de nuestra metodología de consultoría de negocios fusionado con el RG Funnel, logramos mapear el mercado completo y nos permite dar una visión mucho más amplia respecto al mercado nacional, internacional y sobre todo la valoración relativa de candidatos, lo que permite tomar mejores decisiones de contratación, que a largo plazo se convierten en mejores resultados para los negocios de nuestros clientes.
¿Cómo se debe incentivar a los empleados?
Con la pandemia, los beneficios han cambiado, sobre todo el valor de la confianza en un contexto de “home work» como un beneficio emocional que en algunos casos ha aumentado el engagement y en otros ha mermado el clima organizacional y/o el rendimiento de los equipos.
Mi consejo para los líderes del sector es que revisen los objetivos de sus equipos bajo el concepto “SMART»; que se encarguen de entregar las herramientas para el contexto laboral actual y que la comunicación sea más transparente y más humana.
¿Qué atributos debe tener un buen jefe de área?
Un buen Jefe de Área es el que lidera a través del ejemplo, el que está siempre al día respecto al mercado y el que logra potenciar las cualidades de su equipo de trabajo.
Sabemos que hoy los salarios del rubro petrolero son muchos más altos que los de las renovables, bajo este contexto ¿Considera que con el correr de los años esa brecha podría achicarse? ¿Por qué y de qué manera?
Hoy las empresas de renovables no logran pagar un salario tan elevado, pero sí logran darles muchos beneficios a sus trabajadores.
Considerando que las energías renovables van en constante crecimiento, debemos decir que muchos perfiles del sector petrolero y minero están migrando porque consideran que están contribuyendo a la sostenibilidad del medio ambiente, sin importar el beneficio económico.
Por ahora la brecha es grande en Colombia, pero a medida que los negocios renovables tengan mayor volumen, aumentará su poder de contratación y la brecha disminuirá.
En Chile hemos visto ese efecto, donde el sector minero históricamente ha tenido los mejores salarios y hoy el sector de energía renovable lo ha superado en algunos roles producto de un crecimiento de dos dígitos por 7 años consecutivos.
Luego del congelamiento forzado por la pandemia, las distribuidoras eléctricas de las principales provincias del país han comenzado a aumentar sus tarifas, en algunos casos hasta un 37%, debido al impacto que viene provocando la inflación en su estructura de costos. El listado incluye a EPE (Santa Fe), Edemsa (Mendoza), EPEC (Córdoba), Edersa (Río Negro), Edet (Tucumán), Edesa (Salta), Enersa (Entre Ríos) y Edesal (San Luis).
En el Área Metropolitana de Buenos Aires, Edesur y Edenor permanecen con sus tarifas congeladas desde abril de 2019. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad convocó a una audiencia pública para el próximo 30 de marzo donde se analizará la posibilidad de autorizar un aumento. Si se decide avanzar con el ajuste, recién se podría aplicar con las boletas de mayo. Sin embargo, al interior del gobierno la decisión de subir las tarifas todavía no está tomada.
A diferencia de lo que ocurre en el sector del gas, por fuera del AMBA son los gobiernos provinciales los que tienen jurisdicción sobre las distribuidoras. Por lo tanto, y al igual que ocurría durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, mientras en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano los precios no se mueven, en el interior los gobernadores comienzan a autorizar ajustes para que al menos las tarifas no se licúen en términos reales y pueda garantizarse la continuidad del servicio.
¿Cuáles son las provincias que movieron fichas en el tablero del régimen tarifario de transición?
Tucumán
Mediante la resolución N°645 emitida el 28 de diciembre de 2020, el Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT) autorizó un aumento en las tarifas energéticas de la distribuidora Edet. El ajuste requiere aplicación en dos tramos: desde el 8 de enero rige un 23,4% y el 1 de abril el incremento será del 13,6% sumando un total de 37%.
El ente regulador acordó con la concesionaria del servicio un aporte de hasta 800 millones de pesos hasta el 31 de diciembre para subsidiar a los usuarios en condiciones de vulnerabilidad. Luis Fernández, ministro de Desarrollo Productivo, señaló que “de esta manera la provincia está ocupándose de aquellos que tienen menores posibilidades de afrontar los incrementos. Buscamos la forma de conseguir fondos suficientes para una Tarifa Social que tomará 170 mil medidores, consiguiendo que 800 mil habitantes de la provincia no sufran modificaciones en sus tarifas”.
Además, a partir del aumento autorizado, se definió un plan de inversiones de 4.215 millones de pesos a valores constantes en moneda de diciembre de 2020 que deberá cumplir la distribuidora Edet. El objetivo consiste en mejorar la calidad del servicio y destinar recursos a medidores, vehículos y software.
Mendoza
Durante la Audiencia Pública para el aumento de la tarifa eléctrica que se llevó a cabo el 11 de diciembre de 2020 se analizó el incremento del VAD, componente de la factura que no aumentaba desde el 2018. Finalmente, el 6 de enero de este año el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) puso en vigencia los nuevos cuadros tarifarios de Edemsa, la distribuidora de José Luis Manzano y Daniel Vila, con un incremento del 30%.
En rigor, el ajuste suscitó críticas y cuestionamientos. El diputado provincial Mario Vadillo (Ciudadanos por Mendoza) definió la operación como un “atropello”. “Edemsa no ha invertido nada en el último año y la calidad del servicio no es la mejor. No se propone ahorrar energía a partir de cambios de artefactos ni estudiar los gastos en las viviendas, subsidios y créditos blandos para agregar paneles solares”, concluyó el legislador.
En la misma línea, Romina Díaz Agüero, en representación de la ONG Protectora, argumentó: “Si se autoriza el aumento del VAD deberían hacerlo según el estudio del EPRE y no de las distribuidoras. No existe un cumplimiento del contrato de concesión por parte de Edemsa, que tiene el mercado mayoritario. No hay eficiencia en el servicio, hay cortes reiterados y deficiente atención al usuario”.
Córdoba
El gobernador de Córdoba, Juan Schiaretti, a través del Ente Regulador de Servicios Públicos (ERSEP), aprobó un aumento del 10,7% a partir de enero en la tarifa de energía que administra la empresa Epec.
El pedido de ajuste de la distribuidora, refiere a la aplicación de la llamada Fórmula de Adecuación Trimestral (FAT) que no se activó en todo el año pasado. La FAT fue polémica cuando comenzó a aplicarse en 2018 en tanto implica una fórmula de adecuación de costos trimestral con base en la inflación y, esencialmente, porque no requiere de una audiencia pública especial antes, sino después, recién al final del periodo de ajustes anuales. Uno de los argumentos oficiales a los que se apeló para defender su implementación era el de procurar mantener el equilibrio económico-financiero de la empresa ante el avance de la inflación.
Salta
La compañía salteña Edesa solicitó un incremento del 35 por ciento en la tasa del servicio de energía eléctrica. Sin embargo, debido a la inflación existente, el ente regulador aprobó solo un aumento del 21,78% que rige desde el 20 de enero.
Diversas asociaciones civiles en defensa del consumidor y bancas legislativas provinciales y municipales, se manifestaron en contra de la medida y solicitaron que se quite la licencia a la prestataria. Legisladores, concejales, dirigentes sociales y usuarios individuales coincidieron en rechazar el tarifazo previsto ya que el servicio eléctrico se ve frecuentemente interrumpido. Además, los discrepantes señalaron que Edesa es la única empresa que imparte el servicio esencial, sin ningún tipo de control ni multas representativas.
En medio de la puja y con el fin de calmar las aguas, el responsable del ente regulador Carlos Saravia subrayó: “Hemos ordenado que no se corte el servicio a sectores vulnerables y se autorizó un plan de pago de 6 cuotas sin interés y 12 o 18 cuotas con intereses flexibles”.
Santa Fe
El 1 de febrero la modificación del precio de compra de energía mediante la aplicación de la Resolución N°16/21 significó un alza del 4% en la tarifa final para la distribuidora estatal EPE. La Empresa Provincial de la Energía informó que la Disposición N°75/2018 dispuso incrementos en el precio mayorista de la electricidad, que no habían sido trasladados a los usuarios ni en mayo, ni en agosto del 2019.
Cabe mencionar que, de 1.400.000 usuarios de la Epesf, 252.690 acceden a tarifas subsidiadas: 164.134 son beneficiarios de la tarifa social provincial, 85.497 responden a la tarifa provincial de jubilados, 684 son electrodependientes y 1.781 constituyen instituciones deportivas además de 32 empresas recuperadas y 562 parques industriales.
Entre Ríos
El Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE) de Entre Ríos aprobó el nuevo esquema tarifario con una suba del 15%. Este cuadro, que rige desde el 1 de marzo, contempla tanto a la distribuidora Enersa como a las 18 cooperativas eléctricas que operan en la provincia.
El Consejo Empresario de Entre Ríos (CEER) expresó su preocupación por el aumento abrupto de la tarifa eléctrica y apoyó el pedido de la Unión Industrial de Entre Ríos (UIER) para que las autoridades revean esta decisión. El argumento consiste principalmente en que “cualquier política de ajuste de los costos de la energía tiene un efecto contundente sobre la economía, por eso debe implementarse en forma gradual e informada con anticipación para evitar saltos inesperados en los costos del sector privado”, sostuvieron desde el CEER.
Río Negro
El aumento de tarifas eléctricas implementado por la compañía Edersa el 1 de febrero, también desató el descontento en el distrito rionegrino. Sebastián Hernández, presidente de la Federación de Productores de fruta de Río Negro y Neuquén, envió -a través de una nota dirigida a la titular del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE)- Isabel Tipping, el rechazo de numerosos comerciantes de cara al incremento del 25% del VAD.
En este caso, los disidentes detallaron que “no se utilizó la audiencia pública que es la instancia en la que el sector productivo y comercial puede manifestarse. Este incremento no hace más que seguir asfixiando a los pequeños y medianos productores de la región, poniendo en peligro la continuidad de las actividades del sector frutícola, frigoríficos y riego”.
Por su parte, Tipping, a cargo del ente, explicó que el aumento responde al atraso en la tarifa que repercute en los costos operativos de la empresa y remarcó que “la resolución está avalada por la audiencia pública que se desarrolló en 2019”. En aquella oportunidad se había fijado que era necesario un aumento del 16,5% para cubrir esos costos, pero nunca se puso en vigencia.
San Luis
El presidente de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, Gerardo González, autorizó un aumento del 27% en la factura final de la luz para la distribuidora Edesal. La medida se tomó luego de la audiencia pública virtual realizada el 17 de febrero en audiencia pública virtual y comenzó a regir el 1 de marzo. Una vez anunciada la suba, el funcionario recordó que “el último aumento fue hace 18 meses, en agosto de 2019. Luego se promulgó la Ley 27.541 de emergencia económica que congeló las tarifas por 6 meses y luego por el DNU 543 de emergencia sanitaria se postergó durante seis meses más”.
El presidente y CEO de la compañía Vista Oil & Gas, Miguel Galuccio, se refirió a la transición energética que atraviesa el mundo y, también, la Argentina, entre las fuentes fósiles y las renovables. “Hoy somos una sociedad que vive del combustible fósil, pero estamos transicionando hacia algo. La realidad es que esa transición energética va a ser larga”, señaló Galuccio.
El creador de Vista Oil & Gas, que inició sus operaciones en 2018 y este año se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional de Vaca Muerta con una producción diaria de 15.278 barriles/día, remarcó también que “estamos en una sociedad donde la energía no es algo que daña, sino que es algo que nos permitió cambiar el mundo positivamente”. “El desarrollo es importante, pero creo que el desarrollo con sustentabilidad es muy importante y estamos en ese camino. Cuán rápido lo encontramos es básicamente para lo que estamos acá”, subrayó Galuccio en el ciclo de entrevistas “Cómo llegué hasta aquí” realizado por Infobae.
Por último, el ex presidente de YPF afirmó que “los riesgos medioambientales siempre existen, como existe el riesgo de que un avión se caiga. Si hacemos las cosas bien (la petrolera) es una industria que no debería tener accidentes importantes. La clave es poner arriba en las prioridades la seguridad y el medio ambiente”.
A fines de 2020, Vista Oil & Gas logró un aumento del 20% de la producción con respecto al trimestre anterior. Opera el bloque Bajada del Palo Oeste en Vaca Muerta, donde cuenta con 20 pozos en producción. En el área, la compañía exploró con éxito un tercer nivel productivo que amplió el potencial del campo, permitiéndole incrementar su inventario existente de 400 a 550 pozos.
La minera canadiense AIS Resources adquirió el 20% de la participación del proyecto de litio Incahuasi, ubicado en la provincia de Salta. La compañía de exploración, que ya participa en otros proyectos de exploración en el Noroeste del país, le adquirió las acciones a Tech One Lithium Resources, otra minera canadiense que tenía el 100% del desarrollo.
El proyecto está ubicado en el Salar de Incahuasi cerca de Jujuy y del límite con Chile. Está a 3.400 metros sobre el nivel del mar y pertenece a la Puna de Atacama. Está en el Triángulo del Litio, la zona que comparten la Argentina, Chile y Bolivia y que es la reserva más grande del mundo de este mineral. La compañía Tech One Lithium designó a AIS Resources como operador y estará a cargo de los equipos de exploración, según el comunicado de la minera.
El acuerdo entre ambas compañías canadienses implica que, si hay una estimación de recursos de al menos 45.000 toneladas de litio (metal equivalente), Tech One puede volver a adquirir el 20% ahora en poder de AIS y así obtener nuevamente un total del 100%, pero para eso deberá desembolsar US$ 6 millones.
Un área rica
El proyecto está en una importante área para la producción de litio conocida como Candela II en el Salar de Incahuasi, que está lindante del proyecto de la compañía Gangfeng Lithium, que es el mayor productor chino de metal para baterías. También se encuentra cerca del Salar de Olaroz en Jujuy, del productor de litio australiano Orocobre, uno de los pocos proyectos del país que se encuentran en fase productiva.
La compañía AIS Resources, que cotiza en la bolsa de valores de Vancouver, en Canadá, también desarrolla en la Argentina los proyectos mineros de litio Guayatayoc y Guayatayoc III, ubicados en un área de 5.000 hectáreas del salar homónimo en la provincia de Jujuy.
La electricidad generada con carbón en EEUU ascendió a 774 millones de megavatios hora (MWh) en 2020, que es menos que la generación de gas natural (1.600 millones de MWh) y nuclear (790 millones de MWh), según la Administración de Información de Energía de EEUU (EIA). El año pasado marcó la primera vez que el carbón no fue la mayor o la segunda fuente de generación de electricidad anual en los Estados Unidos desde al menos 1949 . Sin embargo, la EIA espera que la generación de electricidad a carbón de EEUU aumente y que la generación de electricidad con energía nuclear disminuya tanto en 2021 como en 2022.
La generación de electricidad a partir del carbón en los Estados Unidos ha seguido disminuyendo a medida que las unidades generadoras de carbón se han retirado o convertido para usar otros combustibles y las unidades generadoras de carbón restantes se han utilizado con menos frecuencia. La capacidad operativa de generación de electricidad a carbón de EEUU era de 313 gigavatios (GW) en 2008. En ese año, el primero para el cual los Perfiles de Electricidad Estatales de la EIA tienen datos de factor de capacidad, el factor de capacidad del carbón fue 72%. Los factores de capacidad miden la producción real de generación de un parque de generadores como un porcentaje de lo que esos generadores son capaces de generar. Para 2020, la capacidad operativa del carbón había caído a 223 GW y el factor de capacidad de la flota de carbón había caído al 40%.
La generación de energía nuclear se mantuvo relativamente estable en la década anterior. Aunque se cerraron varias plantas de energía nuclear, esa disminución en la capacidad fue parcialmente compensada por los incrementos en las tasas en varias plantas y la adición de Watts Bar Unit 2 en Tennessee. La energía nuclear de EEUU, con 97 GW de capacidad en 2020, tiene menos de la mitad de la capacidad operativa que el carbón, pero las plantas de energía nuclear se operan de manera más intensiva. El factor de capacidad nuclear en 2020 fue del 93%.
En la Perspectiva de energía a corto plazo más reciente , la EIA espera que aumente la generación a carbón de EEUU y que disminuya la generación con energía nuclear en 2021 y 2022. La EIA espera que los aumentos en los precios del gas natural hagan que el carbón sea más competitivo en el sector de la energía eléctrica. Este aumento esperado en la utilización del carbón compensa con creces la próxima retirada de 2,8 GW de capacidad de carbón en 2021 y otros 8,5 GW en 2022, según los cambios planificados informados a la EIA por los propietarios y desarrolladores y recopilados en el Inventario mensual preliminar de generadores eléctricos de la EIA .
La EIA espera que la generación de electricidad con energía nuclear disminuya porque tres plantas nucleares (con un total de 5,1 GW de capacidad) planean cerrarse en 2021 . Otra planta, Palisades de Michigan, planea cerrarse en 2022 . Una planta de energía nuclear, Vogtle, en Georgia, planea agregar 1.1 GW de capacidad en noviembre de 2021 y 1.1 GW en noviembre de 2022, según la información reportada a la EIA.
La petrolera estatal saudí Aramco ganó 49.003 millones de dólares (41.023 millones de euros) el año pasado, lo que supuso un 44,43% menos que en 2019, y encadenó su segundo año consecutivo de caída de los beneficios, lastrados por el impacto de la pandemia de covid-19 y el desplome de los precios del crudo. Pese al importante retroceso frente a los 88.185 millones de dólares (73.824 millones de euros) de beneficio neto del año pasado, el resultado anual muestra una cierta recuperación durante el cuarto trimestre frente a los descensos del segundo y tercer trimestre, en los que las caídas en los beneficios habían sido del 73% y el 48,66%, respectivamente.
«En uno de los años más difíciles en la historia reciente, Aramco ha demostrado su oferta de valor única mediante su considerable agilidad financiera y operacional», indicó en un comunicado el presidente ejecutivo de la compañía, Amin Nasser, al publicar los resultados del pasado ejercicio. Nasser destacó que, a pesar de la caída de los beneficios, a lo largo de 2020 Aramco ha ofrecido unos dividendos de 75.000 millones de dólares (62.785 millones de euros).
La petrolera presumió en su comunicado de que su beneficio del año pasado fue «uno de los más altos» entre las compañías públicas en todo el mundo. Para el futuro, señaló que están viendo «un aumento de la demanda en Asia y signos positivos en otros lugares», por lo que se mostró «confiado» en que saldrán de esta pandemia «en una posición de fuerza».
Resilencia financiera
«La empresa mostró una fuerte resiliencia financiera en uno de los periodos más difíciles para la industria, durante la que los ingresos sufrieron el impacto de unos menores precios y volúmenes vendidos de crudo, y un debilitamiento de los márgenes de refinación y químicos», afirmó Aramco. Al igual que en 2019, cuando la compañía registró una caída en sus beneficios netos del 20,6 % respecto al año anterior, 2020 estuvo caracterizada por los bajos precios del petróleo, sobre todo debido al impacto en la economía global de la crisis del coronavirus.
Sin embargo, Riad y Moscú lograron poner fin a la guerra de precios al acordar una reducción de la producción en el marco de la OPEP+, una alianza que agrupa a los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y diez estados no miembros, entre ellos Rusia y México. Aramco informó de que su producción media de hidrocarburos durante el año pasado fue de 12,4 millones de barriles equivalentes diarios (de los que 9,2 millones fueron de crudo), frente a los 13,2 millones de 2019.
Pese a este descenso, debido a los acuerdos de la OPEP+, la petrolera atribuyó el hecho de haber logrado amortiguar la caída a una mayor eficiencia en los gastos de capital y a haberse enfocado en opciones de alto rendimiento. «Mientras el enorme impacto de la covid-19 se sintió en toda la economía global, nosotros intensificamos nuestro énfasis en la eficiencia de capital y operacional. Como resultado, nuestra posición financiera se mantuvo sólida», afirmó el presidente ejecutivo.
Previsión de gastos de capital
Asimismo, indicó que los gastos de capital durante el año pasado fueron de 27.000 millones de dólares (22.600 millones de euros), frente a los 40.000-45.000 millones (33.500-37.700 millones de euros) que había previsto «debido a la implementación de programas de optimización y eficiencia». Para este año, dijo, la compañía prevé que estos gastos ascenderán a 35.000 millones de dólares (unos 29.300 millones de euros).
Tras la compra en junio del 70% de SABIC -una de las mayores petroquímicas del mundo, controlada, como Aramco, por el Gobierno saudí- por 69.100 millones de dólares (unos 58.000 millones de euros) y el compromiso de mantener el nivel de dividendos, la compañía lanzó en noviembre pasado una emisión de deuda. Esta «logró una demanda récord para un tramo de 50 años y superó en 10 veces la oferta inicial», lo que «demostró la confianza del mercado en la estrategia a largo plazo de la compañía y las perspectivas sobre su rendimiento», apuntó en el comunicado.
Por último, la empresa también resaltó su apuesta por la tecnología y la innovación para reducir sus emisiones contaminantes. Recordó que en agosto pasado exportó su primer envío de amoniaco azul de alta graduación a Japón para su uso en la generación de energía con cero emisiones de carbono y aseguró que durante 2020 registró 683 patentes tecnológicas en Estados Unidos, «una de las cifras más altas en el sector».
La estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) denunció un nuevo «ataque terrorista» contra sus instalaciones, en este caso un gasoducto ubicado en el estado oriental de Monagas.
El ataque alteró un tramo del gasoducto, «lo cual afectó además al Centro de Operaciones El Tejero, que sirve como una planta de inyección de gas», explicó el ministro de Petróleo, Tareck el Aissami, que es citado en el comunicado de la compañía estatal.
«Gracias a Dios que no tenemos reportes de víctimas de este atentado, de igual manera queremos informar que hemos desplegado todos nuestros equipos y los protocolos de contingencia, para garantizar en lo inmediato la restitución operacional de esta infraestructura atacada», dijo el ministro.
El también vicepresidente del área económica de Venezuela aseguró que las autoridades no cesarán en la búsqueda de los responsables de estos hechos, sin explicar en qué medida se verá afectada la población por este incidente.
Venezuela registra una escasez de gas doméstico que se ha recrudecido en los últimos dos años, lo que ha llevado a cientos de miles de familias a cocinar con leña.
«Todos los trabajadores estamos atendiendo esta contingencia y en las próximas horas informaremos de los avances que hemos logrado frente a esta lamentable acción criminal y también de cómo vamos a restituir de inmediato todas las operaciones de este gasoducto principal en el estado Monagas», prosiguió.
El ataque, siempre según el ministro, se suma «al expediente criminal de sanciones, bloqueos, sabotajes y amenazas, que ha sufrido» la principal industria del país «con la pretendida intención de interrumpir todas las operaciones asociadas a Pdvsa en sus distintas áreas».
La compañía petrolera venezolana, la principal fuente de dinero para la gestión gubernamental, ha reducido su capacidad operativa y comercial en los últimos años, algo que según extrabajadores se debe a la corrupción interna, falta de inversión y mantenimiento, así como la escasez de personal calificado.
Luego, Estados Unidos impuso sanciones económicas a Pdvsa, lo que en el último trienio ha restringido la capacidad de maniobra financiera de la compañía, algo que el Gobierno de Nicolás Maduro pondera como una «campaña de asfixia».
La demanada de energía eléctrica registró en febrero un descenso de 7 por ciento en comparación con el mismo período del año 2020 y el consumo cayó fuertemente en las actividades comerciales e industriales, aunque también se observó el impacto en la demanda residencial, indicó el informe periódico de la fundación Fundelec.
En la observación de la demanda por tipo de usuario, se presentó un decrecimiento tanto para la demanda chica o residencial, como para los consumos intermedios, quedando la gran industria en el mismo orden respecto al año anterior (sin variación).
En cuanto a la gran demanda, al igual que en los últimos meses, se sigue observando que se encuentra en valores similares al año pasado, recuperándose luego del comienzo de la fase de Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO), donde en general muchas actividades alcanzaron niveles de demanda similares a las previas a la cuarentena por la pandemia del Covid19.
En febrero de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 10.084,8 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 10.841,4 GWh1 . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de 7 %. Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 15,4% respecto de enero de 2021, cuando había habido una demanda de 11.927,1 GWh.
Asimismo, en febrero último se registró una potencia máxima de 22.431 MW, lejos de los 26.451 MW, récord histórico de enero de 2021. La demanda residencial representó el 44% de la demanda total del país y, además, tuvo una merma de 6,5% respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial sufrió una fuerte caída del 11,4%, siendo el 28% del consumo total.
La demanda industrial refleja un 28% del consumo total, aunque con una leve caída en el mes del orden del 3,2% aproximadamente. Luego de decretarse Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del 24% para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el DISPO en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente la misma demanda que en ese mes el año anterior, mientras que en enero y febrero se igualaron o superaron algunos de los registros del año 2020 en el contexto previo a la pandemia.
DATOS GENERALES FEBRERO 2021
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido febrero de 2021) 8 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo, -7,6%; agosto, -6,4%; septiembre, – 1,7%; octubre, -3,5%; noviembre de 2020, -4,2%; enero de 2021, -0,3%; y febrero de 2021, -7%) y 4 meses de suba (marzo de 2020, 9,3%; junio, 0,9%; julio, 1,2%; y diciembre de 2020, 1,5%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una caída del 2,2%.
TEMPERATURA
Al considerar las temperaturas, el mes de febrero 2020 fue más cálido en comparación con febrero 2021. La temperatura media de febrero fue de 23.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 24.5 °C, y la histórica del mes es de 23.6 °C.
En cuanto al consumo por provincia, en febrero fueron 26 las provincias y empresas que marcaron descensos: Santa Cruz (-17%), Mendoza y San Juan (-10%), Catamarca, Formosa y EDELAP (-9%), Tucumán y EDEA (-8%), Corrientes y Jujuy (-7%), Córdoba, Salta y Santiago del Estero (-6%), Neuquén y San Luis (-5%), Chaco, Entre Ríos, La Rioja y Misiones (-4%), Chubut y La Pampa (-3%), EDEN y Santa Fe (-2%), Río Negro (-1%), entre ellos. En tanto, 1 empresa presentó ascenso: EDES (1%).
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital Federal y el GBA, que demandaron un 32% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 10,6%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un decrecimiento de 9,6%, mientras que en el área a cargo de EDESUR la demanda descendió 11,7%. En tanto, en el resto del MEM existió una caída de 5,3%.
GENERACIÓN
La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables. En tanto, la generación hidráulica se ubicó en el orden 2.540 GWh en febrero 2021 contra 2.524 GWh en el mismo período del año anterior, prácticamente sin variación.
Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, si bien los aportes se ubican algo por arriba en este mes de febrero 2021 respecto a los registros del mismo periodo del año pasado, los mismos siguen bajos en relación a los valores esperados en cada cuenca, como también comparado con los últimos meses.
En lo que respecta a los combustibles para generar, el gas natural es el principal combustible utilizado, liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 57,82% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 21,98% de la demanda, las nucleares proveyeron el 4,57% de la oferta, y las generadoras de fuentes alternativas 15,40% del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,22% de la demanda total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 18-03-21)
Según informa CAMMESA, la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo de 2020 hasta el 18 de marzo de 2021, tuvo caídas considerables pero las tres primeras semanas de marzo representan, por segundo mes consecutivo, una suba leve de 0,9% comparado con la última semana previa a la cuarentena.
Asimismo, en la industria en total, para el mismo período, la caída es de -0,4%, aunque desde marzo hasta junio de 2020 había existido una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse. En la segunda semana de marzo 2021, la gran demanda alcanzó el 104% respecto a la demanda previa a la cuarentena.
Para la región GBA, la región con la mayor demanda GUMAs+AUTO del país, se alcanzó el 94% de su demanda previa a la cuarentena, mejorando alrededor de 24 puntos en comparación con la segunda semana de la cuarentena; el resto de las regiones, en promedio en la segunda semana de marzo superan su demanda antes de la cuarentena.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas. Se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la alimentación, el comercio y los servicios, como también la extracción de petróleo.
Además, las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas con productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al 0,4%.
La Entidad Binacional Yacyretá advirtió que “con la información disponible al día de la fecha (22/3) no se espera una reversión general de la presente condición hidrológica deficitaria (en la cuenca del Río Paraná) a mediano plazo”.
En su informe periódico la EBY describió que “el escenario climático estacional (trimestre: Marzo-Abril-Mayo de 2021), en términos de precipitación media trimestral esperable publicado por el Servicio Meteorológico Nacional (AR) prevé un escenario de lluvias por debajo de lo normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte directo a Yacyretá”.
Asimismo, se indicó que “la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (BR) marca también una tendencia con precipitaciones inferiores a lo normal en los tercios medio e inferior de la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero. Y un escenario de precipitaciones “normales” en el tercio superior”.
Así las cosas, los principales reservorios emplazados en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 45%. Los embalses inmediatos cuentan con cierta capacidad de almacenamiento frente a eventuales repuntes en sus afluencias, señala el informe.
Por su parte, agrega, “los grandes reservorios de regulación anual situados en la cabecera de la cuenca transitan un período de recarga deficitario”.
Los pronósticos de lluvias producidos por los diferentes centros meteorológicos de referencia prevén precipitaciones de variada intensidad a lo largo de la presente semana sobre la cuenca de aporte directo al embalse y regiones adyacentes. Los montos acumulados se estiman entre 20 y 80 mm según sea la fuente consultada.
SITUACION OPERATIVA, PRECEDENTES Y TENDENCIA
Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte. El análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 8.500 a 10.500 m 3 /s.
Seguido a un segundo semestre de 2019 caracterizado por precipitaciones inferiores a lo normal en la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá, durante el año 2020 se acentuó esta tendencia. “En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, en 2020 se verificó el menor caudal anual desde 1968”.
El primer mes de 2021 finalizó con un caudal promedio de 10.700 m 3 /s, que representan apenas el 66% del caudal medio mensual para enero considerando la serie de referencia 1971/2020.
Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero en la segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con a la coyuntura hidrológica general del Paraná. Febrero promedió los 13.300 m 3 /s, es decir, un 77% del caudal medio mensual de la serie 1971-2020, se detalló.
La situación deficitaria de caudales en la cuenca se prolonga y puede afectar los niveles de aporte de energía producida desde Yacyretá al Sistema Interconectado argentino. “Yacyretá continuará informando a la población las novedades acerca de estos temas”, indicó la EBY.
El secretario de Energía, Darío Martínez, dará continuidad a la serie de contactos que vino desarrollando en las últimas semanas con los diversos actores de la industria del petróleo y del gas con vistas a la articulación del proyecto de nueva ley de hidrocarburos que impulsa el gobierno nacional.
“Tuvimos una semana muy intensa de reuniones de trabajo con los principales actores de la industria y continuaremos la semana próxima con los trabajadores, las pymes, las empresas regionales, las productoras, las refinadoras y todos los gobiernos provinciales para lograr que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos sea la mejor herramienta hacia la obtención de las inversiones necesarias para multiplicar la producción y las exportaciones, generar trabajo y desarrollo en toda la industria del sector”, aseguró Martínez, desde Neuquén.
El titular de la cartera energética se refirió al proyecto de ley cuyo envío al Congreso fue anunciado por el Presidente Alberto Fernández en la apertura de sesiones ordinarias del Parlamento.
“Debemos construir una herramienta legislativa que permita atraer las inversiones necesarias para hacer lo que se debe hacer, ahora que tenemos claro cuál es el horizonte, y que genere confianza en la industria”, remarcó Martínez.
“Para lograr los objetivos que nos planteó el Presidente, es fundamental que la ley de promoción de inversiones en hidrocarburos otorgue un marco de previsibilidad, reglas claras y estables, como ya hemos hecho cuando pusimos en marcha el Plan Gas.Ar como herramienta central del desarrollo de la producción de gas natural argentino”, agregó.
Al respecto, pocas horas antes de estas declaraciones formuladas el viernes 19 de marzo, los representantes de las provincias productoras de petróleo y gas convencional y no convencional nucleadas en la OFEPHI definieron su intención de tener una muy activa participación en el diseño del proyecto impulsado por la Administración de Alberto Fernández.
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