En el marco de la licitación denominada Ronda II del Plan Gas.Ar, Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó y al igual que en la Ronda I, ofreció incremento de producción para el periodo invernal, habiéndosele adjudicado hasta 1 millón de m3/día adicionales para el 2021 a un precio de US$4,68 por millón de BTU. Cabe destacar que este precio es considerablemente inferior a los US$8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la Audiencia Pública. Con este incremento Pampa pasa […]
Los embajadores de estos países estuvieron reunidos con el gobernador Omar Gutiérrez y el sindicalista Guillermo Pereyra. El gobernador Omar Gutiérrez mantuvo un encuentro con los embajadores de Qatar, Batallal M. Al-Dosari, y Kuwait, Abdullah Alyahya. Hablaron sobre las posibilidades de inversión en Vaca Muerta, junto al sindicalista Guillermo Pereyra, y uno de los temas en lo que más se ahondó fue acerca de la obra del Tren Trasandino, una inversión destinada a reducir los costos de transporte de insumos para los bloques de shale oil y shale gas. Las conversaciones tuvieron el foco puesto en los proyectos vinculados al […]
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El economista Matías Pérez Manghi sostiene en su nuevo libro que el yacimiento contiene las “verdaderas reservas” y es la base para que Argentina termine de despegar”. El nuevo libro “Vaca Muerta. Proyecto de Desarrollo Nacional”, escrito por el economista Matías Pérez Manghi, considera al yacimiento como el “punto de partida para la reconstrucción del país” agregando que es la base para “terminar de despegar en el desarrollo”. Perez Manghi destacó que para fomentarlo hay que planificar con “previsibilidad” y sostuvo que las “mediocridades políticas” de los distintos gobiernos “apalancados por contextos externos desfavorables hicieron que nunca se pusiera ahí […]
Tras el anuncio de la OPEP para continuar con recortes de producción durante el mes de abril, el precio del petróleo dio un nuevo salto en los últimos dos días, cerrando la semana por encima de los 69 dólares por barril para el crudo tipo Brent, mientras que el WTI superaba la barrera de los 66 dólares. ¿Cómo incide en los combustibles del país? La explicación para el fuerte incremento del petróleo de los últimos días, ya que el precio parecía estable en la banda de los 65 dólares durante la última semana, fue explicada a partir de la reunión […]
Es difícil de explicar: los combustibles aumentan, pero la industria de la que depende está en crisis. Mendoza sigue con la dependencia de YPF, empresa que perdió 100 millones de dólares en la provincia el año pasado y ahora promete invertir 300 millones. En un mundo incierto como el de la industria petrolera argentina hay una certeza: los combustibles van a volver a aumentar. Aún en el extremo más restringido, la cuenta que hacen el Gobierno nacional y las petroleras da en rojo. Hoy los aumentos los autoriza directamente el ministro de Economía Martín Guzmán; tanto que las subas son […]
Por la mayor demanda y el salto en los precios, las compras de GNL en el exterior insumirá una importante salida de dólares del país en el invierno. En los meses más fríos del año, el 26% del consumo de gas será importado. Las importaciones de gas licuado le costarán a la Argentina más de u$s 1000 millones en 2021, por un doble efecto de aumento en los volúmenes que se comprarán y en los precios que se pagarán en el invierno. Así, la salida de divisas del Banco Central por estas operaciones se quintuplicará respecto al año anterior, cuando […]
Se celebrará el 16 de marzo de manera virtual, con cabecera en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 9. Debido a que la participación de los expositores será de manera remota, quien desee ser orador deberá inscribirse conforme la normativa respectiva. El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) convocó para el 16 de marzo a una audiencia pública para la adecuación transitoria de las tarifas de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural por redes, lo que complementará la convocatoria realizada por la Secretaría de Energía para determinar el precio del fluido. Así […]
Un informe elaborado por la Unión Industrial Argentina revela los desafíos que los empresarios del sector avizoran para lo que resta del año. Si bien los datos sobre actividad y empleo de los primeros meses de este año muestran una incipiente recuperación con respecto al inestable escenario 2020, signado por la pandemia del Covid-19, los principales industriales del país advierten que este año la situación seguirá siendo complicada para lograr la recuperación de la inversión y el empleo. Así surge de un trabajo elaborado por el Centro de Estudios de la Unión Industrial Argentina (UIA) que intenta anticipar el comportamiento […]
Un informe privado calcula que los gastos en el sector energético crecerían al 2% del PBI si no se actualiza el precio de los servicios. No es la primera vez que se habla del trilema energético que padecen todos los gobiernos en la Argentina. Los funcionarios deben decidir cuánto aumentar las tarifas para reducir el gasto en subsidios y darles un precio de referencia a las empresas que invierten en el país. Cuando las tarifas se mantienen congeladas por mucho tiempo, el margen de maniobra es cada vez más chico, sobre todo en una economía con una devaluación del peso […]
El rápido incremento del precio del barril es una buena noticia para las grandes petroleras y los estados productores, pero una mala noticia para la reactivación de la economía mundial. Cuando el precio del barril superó la semana pasada la barrera de los U$S 68, los analistas comenzaron a sacar cuentas y repensar los proyectos paralizados durante el 2020. Lo cierto es que los precios del crudo responden a la estrategia implementada por la OPEP de mantener los recortes de producción y no a un crecimiento sostenido de la demanda. De acuerdo con la información de los portales internacionales, la […]
El gobernador Gustavo Melella mantuvo un encuentro con el ministro de Defensa de la Nación, Agustín Rossi, con quien acordó trabajar de manera conjunta y con celeridad en el desarrollo de la creación del Polo Logístico Antártico. El gobernador fueguino, Gustavo Melella y el ministro de Defensa de la Nación, Agustín Rossi, coincidieron en su encuentro en activar uno de los proyectos estratégicos de la Argentina Austral que lleva décadas de postergaciones, que es consolidar a Ushuaia como puerta de ingreso a la Antártida. El proyecto que impulsa Gustavo Melella es construir en Ushuaia un centro de operaciones vinculado a […]
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El fundador de Amazon y hombre más rico del mundo según Forbes, Jeff Bezos, eligió este martes a Andrew Steer para ejercer de consejero delegado del Fondo Bezos para la Tierra, una iniciativa para combatir el cambio climático dotada con 10.000 millones de dólares. En una entrada en Instagram, el multimillonario anunció el nombramiento de Steer, quien hasta ahora ocupaba los puestos de presidente y consejero delegado del laboratorio de ideas especializado en cuestiones medioambientales World Resources Institute. “Lauren (Lauren Sánchez, su pareja) y yo estamos encantados de tener a Andrew con nosotros y cargados de energía de cara al […]
Ayer, durante 4 horas, se desarrolló el Foro Semipresencial “Transición Energética”, donde se socializó el Proyecto de Ley N°365 de 2020, presentado por el senador José David Name Cardozo junto a otros congresistas.
La jornada fue solicitada por el propio legislador, y en ella participaron los principales referentes de la industria energética colombiana, además de parlamentarios y funcionarios del Ministerio de Minas y Energía.
El proyecto de ley 365 del 2020 (descargar) fue presentado el pasado 26 de noviembre y viene a reformar y actualizar la emblemática Ley de Energías Renovables N°1715, aprobada en el año 2014.
Incorpora conceptos de promoción para el hidrógeno verde (producido con energías renovables no convencionales), la movilidad eléctrica y la energía geotérmica, entre otras cosas.
En diálogo con Energía Estratégica, el senador Name destacó que esta nueva ley facilitará la transición energética a la apertura de nuevas fuentes de energías renovables (dado que Colombia tiene una amplia oferta hidroeléctrica) y la reactivación económica luego de la recesión que generó la llegada de la pandemia.
“Necesitamos rápidamente que se apruebe este proyecto de Ley para que muchos inversionistas internacionales vean atractivo el mercado energético en Colombia y se decidan a invertir. Esa inversión se vería reflejada inmediatamente en mano de obra, en trabajo, en movimiento de comercios locales. Es fundamental que lleguen estos recursos al país”, enfatizó.
Durante la jornada de ayer, Name solicitó al Poder Ejecutivo nacional que le dé un trato de urgencia a la Ley.
“Estamos esperando en las próximas horas el mensaje de declaración de ‘urgencia’ del señor presidente (Iván Duque), lo que significaría que llamarán a partir del 16 de marzo a las comisiones minero energéticas del Congreso de la República a debatir el proyecto y, una vez que salga de las Comisiones Quintas del Senado y la Cámara, pasarán a los plenarios”, comentó el legislador a este medio.
Y se mostró optimista: “Creemos que la ley pueda ser sancionada por el señor presidente en el mes de junio”.
En cuanto a acompañamiento político, Name observa: “Yo creo que este va a ser uno de los proyectos que va a tener apoyo de la izquierda y a la derecha. La izquierda quiere alejarse de la producción de energía a través de los fósiles y este es un proyecto que incentiva la producción de energía verde”.
Por su parte, durante la jornada, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, se comprometió: “Desde el Gobierno nacional vemos que este proyecto, en términos generales, está alineado con la política de transición energética”.
¿Cuál es el balance que hace de las renovables a nivel país?
Muy bueno, positivo lo realizado hasta acá. Argentina ha expandido sustancialmente la inserción de las renovables en su matriz eléctrica y de acá en adelante se deben resolver situaciones que se presentan como desafíos para seguir creciendo al mismo ritmo.
¿Que aspectos falta trabajar?
En primer lugar, el momento y la forma en la cual se desarrollarán las ampliaciones de transmisión necesarias para aprovechar en plenitud el potencial que tienen ciertas regiones, donde el recurso renovable (eólico y/o fotovoltaico) es particularmente bueno.
El segundo interrogante es que se defina qué pasará con los proyectos que no se construyeron o no arrancaron, (la mayor parte de ellos adjudicados en la ronda 2 del Programa RenovAr). Es decir, si se aprobarán nuevos términos y condiciones para que se pueda iniciar su construcción de manera viable o si se les dará una salida para liberar los nodos.
Por último, hay un rumor de ciertas medidas de intervención de los contratos en curso de ejecución. Sería importante desestimar y confirmar que ello no va a suceder para darle seguridad al sector.
Si resolvemos los tres interrogantes, las perspectivas son positivas. Argentina tiene recursos y capacidad local excepcional. Incluso si no hay grandes novedades en materia de definiciones macro, pero se evitan medidas de intervención para los contratos en curso de ejecución, las perspectivas pueden ser buenas, para explorar las posibilidades de hacer proyectos más pequeños conectados en redes de distribución y pensar en el desarrollo y potenciación del Mercado a Término (MATER).
Respecto al punto de intervención de los contratos, ¿qué consecuencias puede acarrear?
Se afectan los derechos de los generadores y acreedores garantizados que son parte de los PPA. Y las consecuencias de un evento como este son similares a las de un default soberano.
Tiene una secuela sistémica que va mucho más allá de un determinado contrato de energía eléctrica. Además, implica un efecto financiero y económico, y un costo fiscal que excede cualquier tipo de ahorro que circunstancialmente se pretenda obtener.
Es decir, son consecuencias graves respecto a la situación financiera argentina, por lo que confío plenamente en el Gobierno Nacional en cuanto a que estas medidas no van a ser consideradas ni mucho menos implementadas. Es importante que esto sea ratificado cuanto antes para despejar cualquier duda que pueda haber y pensar en cómo continuar con el aumento de la inserción de las energías renovables en la matriz eléctrica.
Por otra parte, Argentina debe cumplir con la Ley 27.191, que establece que para el 2025 el 20% del consumo de energía eléctrica debe provenir de fuentes renovables. Nos queda un camino para cumplir.
¿Es posible llegar a dicha meta?
Lo veo desafiante. Todavía es posible, pero se requeriría que en este 2021 se adopten medidas. Es el año para anunciar la forma en la cual se llegará. Eso implicaría convocar a licitaciones, similares al Programa RenovAr y/o con cualquier otra modalidad, pero que sean aptas e idóneas para construir en términos de GW, lo mismo que ya está habilitado o incluso un poco más.
Con un plan que al mismo tiempo considere transmisión y generación, por ejemplo, con obras de transmisión asociadas a ofertas de generación, se podría llegar. El tiempo corre y si este año no se adoptan las medidas requeridas, cada vez será más difícil de llegar al 2025 con esa meta cumplida.
De todas maneras, toda obra y proyecto que se encare, por más que al final no logre cumplir estrictamente con el objetivo del 20%, nos colocará más cerca. Avanzar se puede, pero requiere de un esfuerzo sostenido. Es lógico que el año pasado eso no haya sucedido, considerando la pandemia mundial, por lo que ojalá este año se retome la iniciativa, sabiendo que el camino no va a estar exento de dificultades y desafíos.
Ayer, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), publicó su último reporte de Estadísticas del Sector de Generación de Energía Eléctrica Renovable, analizando datos de febrero.
Allí, la entidad relevó que la participación acumulada del año 2021 con energías renovables no convencionales (ERNC) fue del 25,8% de la matriz eléctrica.
Asimismo, se señaló que durante febrero pasado, la generación de energía eléctrica proveniente de fuentes ERNC alcanzó el 24,8%, registrando un aumento interanual del 17% respecto al mismo mes del 2020.
La tecnología que más creció fue la solar fotovoltaica con un 28,5%, donde se generó 804 GWh. La eólica también dio un salto importante: 12% respecto a febrero del año pasado, explicado con una producción de 430 GWh.
En contraposición, las fuentes de energía térmica fósil cayeron un 3,2 por ciento en comparación al mismo período.
El carbón, que es la fuente más significativa de la matriz eléctrica chilena experimentó una caída del 5,3% (2.157 GWh).
La producción con gas, que le sigue en orden de importancia al carbón, cayó un 21,2% interanual produciendo 1.010 GWh.
Fuente: ACERA AG
Nueva potencia renovable
El reporte de ACERA además indica que hubo un aumento de la potencia instalada de ERNC, el cual se debió exclusivamente al ingreso de nuevas centrales de tecnología solar fotovoltaica, aumentando en un 10,1% la capacidad renovable de febrero respecto a enero de este año.
Fuente: ACERA AG
Por otra parte, el informe destaca que, a enero del 2021, la potencia instalada en el segmento Net Billing corresponde a 76,3 MW, constituida por 7.291 instalaciones distribuidas a lo largo de todo el país.
Fuente: ACERA AG
Máxima participación horaria
El informe de ACERA AG señala que en febrero del 2021 la máxima participación horaria ERNC alcanzó un 52,6%, y se produjo durante dos horas consecutivas, 16 y 17 horas del 21 de febrero. En aquellas horas, el peak de ERNC se compuso de un 61% de energía solar y un 29% de energía eólica, entre otros.
Y asegura que durante los últimos 12 meses, la máxima participación horaria de ERNC ocurrió a las 15:00 horas del 14 de noviembre de 2020, cuando el 54,9% de toda la energía eléctrica producida provino de fuentes ERNC.
Latam Future Energy llega este año con una nueva propuesta de eventos en la región. El primero de ellos serán la Cumbre Eólica y Solar, llevarse a cabo el 17 y 18 de marzo.
La Solar Virtual Summit, prevista para la segunda jornada, abrirá con un panel de lujo denominado «Energía Solar: Apuesta de inversión de los líderes del sector en Latinoamérica». Allí participarán referentes de AES Gener, Atlas Renewable Energy, Greenyellow y Powertis. En detalle, estos serán:
Paola Hartung Martinez – Directora Asuntos Regulatorios para Chile y Colombia – AES Gener S.A.
Camilo Serrano – General Manager México – Atlas Renewable Energy
Rodolphe Demaine – Presidente Colombia & Panamá – Greenyellow
Pablo Otín -General Manager – Powertis
Moderador: Alvaro Villasante – Vicepresidente de Generación – Grupo Energía Bogotá
En encuentro es abierto al público. Se realizará el próximo jueves 18 de marzo desde las 9 am (GMT-5).
Las licitaciones públicas que prometen gran impulso del sector de las energías renovables en Chile, Colombia, Panamá, República Dominicana, Brasil, Ecuador, y la inercia de crecimiento que se proyecta para Argentina, México, Perú, Uruguay, Costa Rica, entre otros países de la región, serán temas de interés para la «Cumbre Solar Fotovoltaica», organizada por Latam Future Energy.
Inscríbase gratis hoy para asistir al evento en vivo.
«Latam Future Energy» es una alianza entre el portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam.
El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad y con gran convocatoria.
En el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) se transacciona energía entre comercializadores/generadores y Grandes Usuarios dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Este mercado, administrado por CAMMESA, se compone actualmente de 46 proyectos, 26 parques habilitados y 20 con distintos grados de avance, donde 24 son parques solares y 22 son eólicos.
Para el ingreso de nueva generación se licita trimestralmente la capacidad disponible de transmisión, llamada prioridad de despacho, donde los interesados ofertan potencia en los distintos Puntos De Interconexión (PDI) en función de la capacidad disponible, determinada por CAMMESA, y la fecha estimada de Operación Comercial (COD). Aquellos proyectos adjudicados deben caucionar con 250.000 USD/MW para dejar reservada dicha capacidad, al tiempo que tienen que cumplir con los plazos de COD comprometidos.
En el gráfico vemos en barras la capacidad adjudicada en cada trimestre y en distintos colores lo habilitado y no habilitado, con cumplimientos de construcción/habilitación decrecientes desde la primera adjudicación, siendo 91%, 88%, 59% y 4% respectivamente. Esto muestra claramente que al comienzo las licitaciones el interés de participación fue alto, pero a medida que se complicaron las condiciones macro de la economía, se hizo más difícil la construcción de los parques, y disminuyó la cantidad de interesados.
También influyó que no queda mucha capacidad disponible en los PDI de zonas con alto potencial de producción de energía eléctrica.
Si bien solicitar prioridad de despacho no es requerimiento necesario para construir un parque, el que no tenga dicha prioridad puede quedar sujeto a tener que bajar generación ante una congestión en el sistema de transporte.
Actualmente, se adjudicó prioridad de despacho por 1101,6MW de potencia, el 64,5% ya fue habilitado (710,03MW), quedando por habilitar el 35,5% (391,55MW). Además hay habilitados 47,6MW por encima de la prioridad asignada.
Durante el año 2020, la energía renovable representó el 8,7% de la energía total demandada; siendo el objetivo impuesto por la ley de 12%. Esperamos que las condiciones macroeconómicas favorezcan la construcción de las centrales faltantes para seguir creciendo en energía renovable y alcancemos el objetivo del 20% de energía al año 2025.
El Pacto Eléctrico llegó para marcar un antes y un después en el sector energético de la República Dominicana.
Entre sus principales objetivos destacamos la promoción de la expansión del uso de las fuentes renovables, la reducción de la contaminación ambiental y la introducción de innovaciones tecnológicas en generación, transmisión y distribución.
Rafael Velazco Espaillat, superintendente de electricidad, estuvo presente en la firma de aquel hito para fortalecer la institucionalidad del mercado y del sistema en general.
Para compartir precisiones sobre el mismo, el referente de la Superintendencia de Electricidad (SIE) accedió a brindar una entrevista exclusiva a Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, en el marco de la próxima Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy.
En encuentro es abierto al público. Se realizará el próximo jueves 18 de marzo a las 01:00 pm (GMT-5).
Su intervención será importante ya que representa a la entidad que supervisará el cumplimiento del Pacto Eléctrico y será actor relevante para su implementación.
Inscríbase gratis hoy para asistir al evento en vivo y presenciar la entrevista a Rafael Velazco Espaillat.
«Latam Future Energy» es una alianza entre el portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam.
El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad y con gran convocatoria.
En el documento que Global Energy Markets Consultantscompartió con Energía Estratégica se observa que la demanda de energía durante el mencionado año fue de 312,1 TWh, es decir que disminuyó en relación al 2019 en 1,75%.
En mayo hubo un decrecimiento del 10% en comparación con el mismo mes de 2019. Mientras que en el segundo semestre del año, la demanda tendió a recuperarse y, al final del año, el crecimiento fue similar al de meses previos al estallido de la pandemia.
Por el lado de la demanda máxima en 2020 cayó un 3,37% ya que durante 2020 rondó los 45772 MW, mientras que en el año anterior fue de 47368 MW.
Capacidad instalada por tecnología dentro del Sistema Eléctrico Nacional
En lo que respecta a energías limpias, el análisis denota un aumento significativo en la generación solar y eólica. El mayor porcentaje de la capacidad instalada de energías limpias corresponde a centrales hidroeléctricas (12614 MW – 14,4% del global), en su totalidad instalada por parte de la Comisión Federal de Electricidad, seguido de sistemas eólicos (7077 MW – 8,1% del total) y fotovoltaicos (6065 MW – 6,9% del total), que en su mayoría correspondiente al mercado privado.
La generación limpia, en las que se contempla hidroeléctrica, solar, eólica, geotérmica, biomasa y nuclear, tuvo una participación del 24% para cubrir la demanda en 2020. En números acumularon 75,5 TWh sobre un total de 312,1 TWh producida por todas las tecnologías.
Bajo este punto de vista, la energía solar fotovoltaica fue la que mayor crecimiento tuvo a comparación del 2019, ya que aumentó su producción en un 61%, teniendo su pico de generación a mitad de año.
La contracara en cuanto a renovables fue la caída de la producción por parte de las bioenergías, que disminuyó 16,4% en relación al año anterior.
Por otra parte, una de las bajas considerables fue el Precio Marginal Local (LMP) por MWh, que se contempla dentro del mercado a corto plazo, dado que redujo su precio en más del 50% en contraposición al 2019 y promedió USD 30,7 por MWh.
Dentro del mismo informe, Global Energy Markets Consultants, que está está formado por cinco empresas de consultoría que reúnen un equipo de más de 50 profesionales, dejó una serie de pronósticos para 2021:
La recuperación del crecimiento de la demanda, resultando en valores superiores a los registrados en 2019 y 2020. Se estima que la demanda mensual crezca un 2,5% sobre los valores registrados en 2019.
Incorporación de nuevas plantas (CC, eólica, solar), aumentando la eficiencia térmica del sistema con menor producción de las centrales térmicas convencionales.
Precios de combustible similares a los de diciembre 2020.
LMP más altos que los de 2020, principalmente por la mayor demanda y precios de combustible mayores que la media en 2020.
En tanto no mejore la disponibilidad de generación térmica, se espera que ocurran más eventos de inestabilidad en el sistema eléctrico, tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en los sistemas aislados de Baja California y Baja California Sur.
Y por último no esperan mejoras significativas en la red de transmisión troncal. Los LMP bajos previstos reducirán los costos de congestión y favorecerá los intercambios de energía entre regiones eléctricas.
Las bioenergías atraviesan una problemática relacionada a la conexión y tarifas altas en el transporte por parte de algunas cooperativas y distribuidoras de energía, principalmente en Buenos Aires.
Francisco Della Vecchia, socio del Grupo IFES, señaló que “algunas no cobran nada o cobran acorde al proyecto, y hay otras, como el caso específico de EDEN, que cobran cerca de 40 dólares el megavatio de transporte”.
Francisco Della Vecchia – Socio del Grupo IFES
“La mayor problemática es en la provincia de Buenos Aires, porque en el interior del país todos los proyectos pudieron llegar a un tipo de acuerdo, más allá que nunca fue sencillo o siempre hay algún condicionante porque no está regulado”, agregó.
Este hecho, al no estar regulado, según palabras del especialista “queda a libre albedrío de la buena voluntad de las distribuidoras, y puede pasar como sucede como pasa en Bs. As. con algunas empresas, que cobran una tarifa que deja totalmente afuera a los proyectos”.
Ante dicha situación, el gobierno ya está al tanto del inconveniente y se espera que pueda tomar cartas en el asunto con un marco regulatorio sobre el precio de distribución en la provincia. “Está planteado y hay una problemática a resolver, se dejó la puerta abierta para el análisis y trabajarlo”, aseguró Della Vecchia.
Por otra parte, al consultarse sobre la continuación del desarrollo de las energías renovables a nivel general en Argentina, opinó que“a nivel país no hay un horizonte claro, pero el gobierno actual hace sus esfuerzos para favorecer a las energías renovables y entiendo que tiene interés por desarrollarlas, tal vez de alguna manera diferente a como fueron las subastas del Programa RenovAr”.
Sin embargo, en lo que refiere a bioenergías, destacó que “es muy difícil que tengan desarrollo en el país en la medida que no haya algún tipo de programa nacional o un mix nacional-provincial, para fijar una tarifa o hacer un tipo de licitación como fue el Mini-Ren”.
“Hay interés en desarrollar el biometano, que tiene mucho potencial y se trabaja tanto a nivel público como privado, pero veo complicado que se obtengan resultados en el corto plazo y somos más positivos en el mediano plazo”, añadió.
En octubre del 2016, el Gobierno de Argentina adjudicó este proyecto a Total Eren en el marco de la primera ronda de licitación del programa “RenovAr”. Este competitivo proceso de licitación que comenzó en mayo del 2016 tenía como objetivo diversificar la matriz de electricidad nacional y reducir los costos de generación eléctrica.
En aquel momento, Total Eren era una de las primeras empresas europeas en entrar con éxito al mercado de energía renovable de Argentina.
En diciembre del 2018, Mitsui & Co., Ltd. (“Mitsui”), una de las principales empresas de inversión y comercio de Japón, adquirió un 34 % de participación en el proyecto a través de MIT Argentina Generation Holding LTD., una filial de Mitsui.
Total Eren obtuvo el financiamiento para el proyecto de KfW IPEX (préstamo garantizado por Euler Hermes), DEG y FMO.
La electricidad generada por Vientos Los Hércules forma parte de un contrato de abastecimiento de energía a 20 años y pagadero en USD con CAMMESA, el administrador argentino del mercado
eléctrico mayorista.
Fabienne Demol, vicepresidente ejecutivo y director mundial de Desarrollo Comercial de Total Eren, comentó: “Estamos muy felices por lograr este nuevo objetivo en Argentina con nuestro socio Mitsui. Vientos Los Hércules es el tercer proyecto de energía renovable de Total Eren en operación en el país, luego de la puesta en marcha del parque eólico Malaspina en la provincia de Chubut hace tres meses. Quiero agradecer a nuestros equipos por su buen trabajo y persistencia, los cuales hicieron posibles estos logros. Esperamos brindar más soluciones competitivas de energía renovable en Argentina y en América Latina”.
Martin Parodi, director general de Total Eren en Argentina, indicó: “Estamos muy complacidos de alcanzar la operación comercial del proyecto eólico de Vientos Los Hércules en la provincia de Santa Cruz tras algunos años de trabajo duro y perseverancia debido a la insolvencia de nuestro contratista y todos los retos que enfrentamos como consecuencia del COVID-19. Quiero felicitar y agradecer a nuestro socio Mitsui y a nuestros equipos por su compromiso y esfuerzo para hacer de este proyecto una realidad. Asimismo, quiero agradecer a nuestras entidades financieras y contratistas que nos apoyaron durante este período. Esperamos poder trabajar en más proyectos en Argentina”.
Noriaki Watanabe, director de MIT Argentina Generation Holding Ltd., comentó lo siguiente: “Estamos sumamente encantados de haber alcanzado este gran logro con nuestro socio Total Eren.
El proyecto ‘Vientos Los Hércules’ es el primer proyecto de energía eléctrica de Mitsui en Argentina. Apreciamos enormemente la dedicación y el aporte de nuestros equipos para superar los obstáculos que hemos enfrentado hasta el día de hoy. Con este proyecto, Mitsui tiene el objetivo de contribuir con Total Eren a crear una sociedad con un ambiente sostenible”.
Además de Vientos Los Hércules, Total Eren ha desarrollado, financiado, construido y ahora opera dos otras centrales de generación de energía renovable en Argentina. En septiembre del 2018, se puso en marcha el parque solar Caldenes del Oeste (30 MWp) en la provincia de San Luis, y el parque eólico Malaspina (50,4 MW) comenzó a operar en diciembre del 2020 en la provincia de Chubut.
Junto con estos proyectos, Total Eren ha participado en más de 600 instancias de dialogo y 150 actividades de desarrollo comunitario con partes interesadas locales en Argentina.
Principalmente, la empresa ayudó a financiar becas para estudiantes universitarios y de escuela secundaria, organizó talleres de concientización ambiental y actividades para crear diferentes
habilidades comunitarias, proporcionó herramientas para ayudar a disminuir la brecha digital, brindó acceso al agua potable, mejoró la seguridad vial de la comunidad, y contribuyó con la lucha contra el COVID-19, entre otros.
Total Eren, además de los 180 MW de activos de energía renovable que opera en Argentina, está a cargo de varios proyectos de energía renovable en la región, incluyendo 190 MWp de capacidad solar en construcción en Chile, 300 MW de centrales de generación eólica y solar en operación o en construcción en Brasil, además de diversos parques eólicos y solares (algunos con sistemas de
almacenamiento) en operación en el Caribe.
En el marco de la licitación Ronda II del Plan Gas.Ar, Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó, y al igual que en la Ronda I, ofreció incremento de producción para el periodo invernal, habiéndosele adjudicado hasta 1 millón de m3/día adicionales para el 2021 a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU.
Este precio es considerablemente inferior a los U$ 8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la Audiencia Pública.
Con este incremento Pampa pasa de una inyección de 7,1 millones de m3/día durante el invierno del 2020 a 9 millones de m3/día para los inviernos de 2021 al 2024, lo que representa un aumento de producción del 28% en los meses de mayor necesidad de abastecimiento de gas para el país.
Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera.
La compañía destacó el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que superará los U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar.
Esta inversión se suma a los U$ 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada de Barragán, y forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas.
Acerca del Upstream de Pampa Energía
Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y tiene una participación del 8% de la superficie de Vaca Muerta.
En 2020 produjo 4.400 barriles por día de petróleo y de 6,9 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación) aproximadamente.
En el marco de la segunda ronda de la licitación del Plan Gas.Ar, la compañía Pampa Energía fue una de las dos únicas empresas que se presentó y, al igual que en la Ronda I del programa, ofreció un incremento en la producción para el periodo invernal de 2021. En la primera subasta fue adjudicada con una cantidad de hasta 1 millón de m3/día adicionales para este año a un precio de US$ 4,68 por millón de BTU. Cabe destacar que este precio es considerablemente inferior a los US$ 8,50 por millón de BTU de importación de GNL, según lo informado por la Secretaría de Energía en su informe técnico para la audiencia pública.
Con este incremento Pampa Energía pasa de una inyección de 7,1 millones de m3/día durante el invierno de 2020 a 9 millones de m3/día para los inviernos de 2021-2024, lo que representa un aumento de producción del 28% en los meses de temperaturas más bajas, que es la mayor necesidad de abastecimiento de gas que tiene el país.
“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda nacional, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, el uso de combustibles alternativos contaminantes y, como consecuencia, el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa Energía en un comunicado. Es de destacar el fuerte compromiso inversor de la compañía en el sector, que superará los US$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar.
Plan de desarrollo de Pampa
Esta inversión, en adición a los US$ 200 millones que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, “forman parte del ambicioso plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”.
En el negocio de upstream, Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de la Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país como la Neuquina, el Golfo de San Jorge y Noroeste. Además, cuenta con una participación del 8% de la superficie de Vaca Muerta. En 2020 produjo 4.400 barriles por día de petróleo y de 6,9 millones de m3 de gas por día (en participación) aproximadamente.
Estas perforaciones no estaban completadas y forman parte de las 81 de gas y petróleo. YPF también empezó a hacerse fuerte allí donde menos le puede costar en términos económicos en sus bloques no convencionales. La empresa ya conectó 18 pozos de los 81 que había perforado antes de la pandemia y que no había completado por la baja de la demanda interna de gas y petróleo. Durante el primer semestre del 2021, la petrolera espera conectar 48 pozos adicionales, para terminar de completar casi la totalidad de sus pozos DUC (perforados pero no terminados), al llegar en ese lapso […]
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Los nuevos pozos son parte de la campaña de perforación para este año. La empresa pública Petroecuador anunció este lunes que perforará ocho nuevos pozos en uno de los bloques de la provincia de Orellana, en el Oriente amazónico, con el fin de mantener la producción diaria en unos 60.000 barriles. La explotación se realizará en el área Tambococha, perteneciente al Bloque 43 ITT, anunció su gerente general, Gonzalo Maldonado, durante una visita técnica al lugar. A partir de 2022, según un comunicado de su cartera, se incrementará la producción del ITT con la entrada progresiva de las plataformas Ishpingo […]
Desde la sede neuquina de la Secretaría de Energía, Darío Martínez firma hoy la resolución que adjudica la Ronda II del Plan Gas.ar. PAMPA ENERGÍA y TECPRETROL fueron las empresas que ofertaron y a las que se adjudicópara gas natural adicional al que seconsiguió en la Ronda I del Plan Gas.ar, correspondientes a las Cuencas Neuquina y Austral, para los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive. En conjunto, ambas empresas ofertaron un volumen de gas que alcanza a 4.5 MMm3 en pleno invierno de este año, que, sumado a los 3.6 MMm3 obtenidos en la Ronda I […]
La empresa ha contratado a unos 60 nuevos empleados, que se unen a los 350 actuales. La empresa registró un crecimiento de más del 40% en la comercialización de módulos en el segundo semestre de 2020 si se compara con el mismo periodo de 2019.
Para Marcelo Taborda, director comercial de la empresa, «las altas tasas de crecimiento del sector en Brasil han puesto al país en el mapa de las grandes inversiones en energía solar fotovoltaica y proyectos de generación distribuida», explica.
Taborda explica que «esta nueva inversión ratifica el compromiso de BYD de seguir invirtiendo fuertemente en Brasil, consolidándose como una empresa innovadora y desarrolladora de soluciones de eficiencia energética y movilidad eléctrica, contando con tres unidades de fabricación en el país (módulos de baterías, módulos fotovoltaicos y chasis de autobuses eléctricos)».
«Somos el mayor fabricante nacional de módulos fotovoltaicos. Incluso en medio de la pandemia, en 2020 presentaremos altas tasas de crecimiento basadas en las nuevas estrategias comerciales adoptadas por la empresa», concluye el ejecutivo.
Según Absolar, el segmento de la generación distribuida debe crecer un 90% este año en relación con el total instalado hasta 2020. El escenario de crecimiento continuará a un ritmo acelerado durante este año, con predisposición positiva, al igual que en el segundo semestre de 2020.
Brasil está emergiendo como líder en el sector y puede convertirse pronto en uno de los tres mayores mercados de generación distribuida con energía solar del mundo. Los datos de Absolar pronostican que en 2021 se añadirán más de 4,9 GW de potencia instalada, sumando plantas a gran escala y sistemas distribuidos.
Adalberto Maluf, Director de Marketing y Sostenibilidad, afirma que «todavía vivimos un momento de incertidumbre debido a la pandemia y a los posibles cambios en la Resolución 482, que trata de las normas para la microgeneración distribuida y la minigeneración de energía, pero BYD apuesta por el crecimiento del sector solar fotovoltaico debido a la madurez de la tecnología. Además de haber invertido millones para construir el mayor laboratorio de investigación e innovación del país, BYD vuelve a funcionar con un segundo turno y planea nuevas ampliaciones en el futuro», explica.
BYD prevé un crecimiento para los próximos meses y no descarta la posibilidad de nuevas contrataciones, ya sea para su unidad de fabricación o para otros sectores de su sede en el interior de São Paulo. «Nuestros productos son cada vez más demandados por el mercado debido a la calidad del producto y a la estructura postventa», añadió Maluf.
La Secretaría de Minería que conduce Alberto Henseldio de baja a más de 130 firmas inscriptas en el Registro de la Ley de Inversiones Mineras (24.196) que no se encuentran activas. Se trata de empresas mineras y prestadoras de servicios mineros.
La medida es por un año para aquellas firmas que se encuentran inactivas según los registros de la AFIP, pero que todavía estaban inscriptas en el listado de empresas del sector minero que podrían acceder a beneficios impositivos y fiscales que posibilita el régimen de inversiones en la minería. La cartera minera tiene previsto inhabilitar a más firmas del sector.
Las resoluciones 50 y 51 de la Secretaría de Minería, publicadas ayer en el Boletín Oficial, indican: “Declárase en situación de baja preventiva a las personas humanas y jurídicas inscriptas en el Registro de la Ley Nº 24.196 de Inversiones Mineras individualizadas que como anexo forma parte integrante de la presente medida, por el término de un año”.
Empresas inactivas
Fuentes de Minería explicaron a Econojournal que se trata de empresas que muestran indicios de inactividad total y no lo notificaron a la Secretaría, como les correspondía hacerlo según el régimen de promoción de la Ley de Inversiones Mineras. En rigor, se las suspende por un año y, en el caso que muestren los respectivos cumplimientos, podrán serán rehabilitadas.
Ambas resoluciones señalan que estas empresas “fueron informadas con CUIT inactivo por la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP)”, quien detectó además “la existencia de sujetos cuya clave fiscal se encuentra en estado inactiva o dada de baja desde hace más de dos años al día 31 de diciembre de 2019, situación que no ha sido informada por los beneficiarios en tiempo oportuno a esta autoridad de aplicación”.
En los considerandos se destaca que “en base a todos los elementos recopilados, la información recabada y las verificaciones realizadas, resulta evidente presumir que las beneficiarias incluidas en el anexo único de la presente resolución, no se encuentran activas a los efectos registrales, razón por la cual corresponde declarar su baja preventiva, por el término de un año a partir de la publicación de la presente medida en el Boletín Oficial, vencido el cual se tornará definitiva”.
Este procedimiento se reguló mediante la resolución 118 de noviembre de 2020 y mediante la “optimización del registro de beneficiarios de la Ley de Inversiones Mineras”, pero ahora la cartera minera avanzó en dividirlas en empresas mineras y prestadoras de servicios y en inhabilitarlas.
Subió el precio de los paneles fotovoltaicos en México entre 15 y 20% durante el primer trimestre del año, a comparación de los últimos tres meses del 2020. “Los paneles a nivel México están exageradamente caros. En el segundo trimestre de 2020 está en un rango de 26 a 29 centavos por watt, y ahora estamos entre 30 y 33 centavos por watt”, informó Luis Tamayo, Director de Solarama.
“Lamentablemente el panorama no se ve muy alentador para que vayamos a regresar a los valores de precio que tuvimos el año pasado”, agregó.
Este aumento en el precio se debe a que la demanda de módulos de Asia, principalmente de China, ha estallado y el mercado asiático crece exponencialmente: “Son mercados que pagan el precio por watt mucho más caro de lo que se abona en México y Latinoamérica”
“Por ejemplo, en Japón o Corea del Sur, el mismo producto que se envía a México, allí se manda más caro. Entonces, el fabricante, ¿a quién va a preferir enviarle paneles?”, mencionó.
Otra de las problemáticas del sector es el incremento en la logística marítima, ya que los paneles se envían por barco, en el caso de Solarama, desde o desde China a México. “Antes pagábamos en promedio 2000 dólares por contenedor y ahora se acerca a USD 8500, es una locura”, aseguró Tamayo.
¿A qué se debe esto? El especialista aclaró que “es un tema logístico a nivel mundial, dado que por la pandemia las navieras bajaron su disponibilidad de contenedores y, conforme cada país reactivó su economía, creció la demanda y las navieras se mantuvieron así, con escasez”.
Luis Tamayo, director de Solarama
Las consecuencias que detalló el Director de Solarama son varias. En primer lugar, que los proyectos de gran escala y medianos se encuentren pausados por el precio. “Los proyectos comerciales-industriales grandes prefieren esperar a que bajen los precios a los niveles del 2020 que instalar con los actuales”, detalló.
Y por otra parte, se prevé un pequeño desabasto y nuevos incrementos fuertes para este año. Incluso señaló que “al menos en las celdas de los paneles, nos comentaron que se ve venir un incremento del 10 al 15%”.
Sin embargo, remarcó que “la industria está más fuerte que nunca a nivel residencial y macroeconómico, dado que creció bastante porque aumentó el consumo eléctrico de los hogares”.
Y si bien apuntó que “a la reforma a la Ley de Industria Eléctrica se le debe declarar la guerra”, dejó en claro que dicha disposición no afecta en lo absoluto al uso, adquisición o instalación de sistemas fotovoltaicos para las casas, comercios u oficinas.
Aunque no pone las manos en el fuego por la administración actual ya que “con este gobierno no se sabe nada”. “Si me preguntan si este presidente va a venir contra la generación distribuida, espero que no por una razón: porque en GD somos miles de mexicanos los que nos dedicamos y muchos más que usan nuestros servicios. Ahí se metería con varios votos y los perdería”, apuntó.
En cuanto a oportunidades futuras, Tamayo notó que este año se va a empezar a instalar un volumen considerable e interesante de sistemas híbridos o aislados. “Esa es la tecnología que viene para nuestro país”.
Y desde Solarama ya se preparan para ello, debido a que están por lanzar dicho sistema con la marca Growatt, aunque aún sin confirmación de fecha.
¿Entusiasma el lanzamiento de RFP para nuevos proyectos renovables?
Este RFP está tratando de cubrir mucho de lo que se tendría que haber hecho durante los últimos seis años.
¿Es posible lograr la meta del 20% en 2022 propuesta por la Ley 82-2010, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico?
Estamos a menos de un 3% de energía renovable en Puerto Rico. Difícilmente logremos aquella meta en un año. Luego, alcanzar el 40% en 2025 es otro reto.
¿Qué principal barrera impidió un desarrollo más rápido?
La habilidad de negociar y cerrar contratos con el monopolio del PREPA. Pero la Ley 17 de 2019 viene a cambiar esa situación y que el monopolio se rompa.
La contratación de Luma Energy fue fundamental para correr la distribución y la transmisión. Eso es un gran paso.
¿Es decir que ahora todo puede ir para mejor?
El RFP tiene muchos problemas y hay mucha gente criticándolo. Pero es un paso hacia adelante.
¿Cuál es el horizonte de crecimiento?
Los 1500 MW renovables que impulsa la RFP podrían lograrse en unos tres años. Con lo cual, en los próximos años podríamos llegar a cubrir un 10% con renovables, que es más del triple de lo que tenemos en la actualidad. Hay que ponerlo en perspectiva, si bien no podríamos llegar al 40% al 2025 nos acercaremos a la meta.
¿Es llamativo que la primera RFP priorice la tecnologías solar fotovoltaica?
No. Al ser una isla, la generación de energía fotovoltaica es una tecnología que es muy compatible aquí.
Acontecimientos como huracanes llevan a pensar en una planificación más resiliente del sistema y de la nueva generación, ¿hay movimiento de pequeños sistemas fotovoltaicos alrededor de la isla?
Sí. Creo que no sólo necesitamos las distintas alternativas de generar por tecnología o proyectos. Las casas en Puerto Rico deben ser parte de la solución con generación propia.
Ahora bien, hay fricción entre los grupos que quieren energía distribuida y de utility scale. Para mi necesitas las dos para crear resiliencia.
¿Cuál es el estado del financiamiento para autoconsumo?
No hay razón para que una casa no tenga energía renovable si lo puedes financiar. Pero los bancos y cooperativas no están acostumbrados a financiar estos proyectos porque no los ven como un activo. Te dejan añadir una marquesina y te la financian a 30 años, pero la idea de un sistema de energía renovable es lejana para ellos aún. Estoy intentando de fomentar que las instituciones financieras lo revean.
¿Y para grandes empresas?
Hay financiamiento pero hay puntos que hacen difíciles las transiciones. Primero: que el costo de capital es muy bajo desde la casa matriz y las fabricas en Puerto Rico son autónomas. Lo segundo es que el crédito que la gente quiere de project finance es para largo plazo, pero estas instituciones hacen los contratos a 5 años y generan un activo que aunque tenga una vida útil de 30 años, sólo tienen un convenio a 5 años.
Mes a mes, el Gobierno de Colombia expide certificados de beneficios tributarios para proyectos de energías renovables; estos son: deducción de renta del 50%, exclusión del IVA, depreciación acelerada, y quita de aranceles para productos, incentivos contemplados en la Ley 1715.
Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), febrero marcó un record en la cantidad de certificados entregados en un mismo mes. Durante esos 28 días se concedieron beneficios para 82 proyectos, por 435,85 MW.
Entre ellos, 77 fueron a parar a iniciativas solares fotovoltaicas, por 268,41 MW. Sólo 6 corresponde a grandes proyectos (por 251,67 MW); el resto son solicitudes de emprendimientos de Generación Distribuida.
Los cinco proyectos restantes lo explican: una central eólica, por 150 MW; dos de biomasa, por 7 MW; y 2 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, por 10,45 MW.
Asimismo, el reporte asegura que durante ese mes se presentaron 61 nuevas solicitudes de energías renovables, a la espera de obtener los beneficios.
Números globales
Estas 61 solicitudes se suman a las 364 (425 en total) que ya están en gestión ante la UPME, las cuales se encuentran en diferentes etapas de análisis para recibir los incentivos tributarios.
Por otra parte, la entidad de planeación ya registra un total de 882 proyectos renovables certificados, por 4.573,59 MW, contabilizados desde el 2016 hasta el 28 de febrero de este año.
De ellos, 102 son grandes proyectos, abocados para la producción de energía eléctrica destinada al Sistema Interconectado Nacional. Estos emprendimientos totalizan 4.265,04 MW.
Los 780 proyectos restantes están abocados a la autogeneración de energía limpia: 390 al sector terciario, por 42,97 MW; 155 al residencial, por 7,6 MW; y 235 al sector industrial, por 257,97 MW.
Fuente: UPME
Más sencillo
Cabe destacar que a través de la Resolución 203 (ver en línea), publicada en septiembre pasado, la UPME facilitó las gestiones para que los proyectos de energías renovables se pudieran acoger a los beneficios tributarios contemplados en la Ley 1715 de manera más rápida.
La entidad digitalizó todos los pasos, facilitando la gestión de los beneficios fiscales, permitiendo que los usuarios puedan acceder a ellos en 45 días.
Chile es uno de los países de la región latinoamericana que más energías renovables no convencionales ha incorporado a su oferta eléctrica. De acuerdo al último reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE), publicado en febrero pasado, la potencia instalada neta de estas fuentes alcanzan los 6.639 MW, lo que representa un 26,4% de la matriz eléctrica.
En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica Francisco López, Subsecretario de Energía de Chile, comenta cuáles son los próximos pasos del Gobierno para continuar incorporando energías limpias.
¿Cuáles considera que serán los principales temas que se abordarán durante este año en materia de energías renovables en Chile?
En Chile estamos comprometidos con alcanzar la Carbono Neutralidad al 2050: uno de nuestros pilares fundamentales es incorporación de energías renovables.
Durante este año, seguiremos impulsando su desarrollo para que todos puedan beneficiarse de las grandes oportunidades que nos entregan estas fuentes de energía, ya sea por su generación a gran escala o de manera distribuida, y con una mayor cercanía a la ciudadanía.
Dentro de los temas relevantes que abordaremos este 2021, quisiera destacar los avances en la Estrategia de Flexibilidad, lanzada el año pasado, que permitirá modernizar el sector incentivando el desarrollo de tecnologías más flexibles.
Segundo, fortaleceremos nuestra red de transmisión mediante el desarrollo de la Planificación Energética de Largo Plazo, insumo esencial en la planificación anual de la transmisión.
Tercero, la entrada en operación de proyectos que en suma incorporarán más de 5.500 MW de energías renovables al sistema.
Cuarto, la licitación de la obra de transmisión Kimal – Lo Aguirre, infraestructura esencial para avanzar en el plan de descarbonización.
Por último, con respecto al desarrollo a nivel distribuido, se mantendrán y ejecutarán los programas para su impulso en viviendas y empresas, mediante los programa Mi Casa Solar y Ponle Energía.
Respecto a la Ley de Portabilidad Eléctrica, ¿podrá tratarse y aprobarse este año?
El proyecto de Ley de Portabilidad es el primer paso necesario en la reforma de la distribución porque genera un cambio estructural en el mercado, al separar la actividad monopólica en el desarrollo de redes, de la comercialización de la energía a usuarios finales.
Buscamos que la mayor competencia en el sector favorezca la innovación, introducción de nuevas tecnologías y productos en beneficio de las personas. En términos generales, esperamos que este proyecto de ley tenga un efecto similar al de la ley de portabilidad numérica en el ámbito de la telefonía móvil, que ha beneficiado a miles de chilenos y chilenas.
Durante marzo esperamos comenzar a discutir los detalles del proyecto, y entendiendo que esta iniciativa es el elemento fundamental con el cual se inicia la reforma, esperamos poder terminarlo durante el primer semestre y así seguir avanzando con el resto de las modificaciones necesarias.
¿Qué expectativas tiene sobre la Licitación de Suministro que se desarrollará este año, en cuanto a ofertas de proyectos y precios?
Tenemos buenas expectativas sobre la licitación de suministro, pues aun cuando ha habido una reducción de la demanda producto de la contingencia sanitaria, sigue existiendo un alto interés en el desarrollo de proyectos renovables, los cuales utilizan estos contratos de suministro para poder financiar su construcción y posterior operación.
Prueba de ello es que las inversiones en el sector eléctrico se han mantenido pese a la crisis, pues tienen un horizonte de largo plazo. Chile sigue siendo muy atractivo para la inversión, no sólo por sus recursos energéticos, sino también por su regulación e institucionalidad estable.
Algunos actores del sector energético opinan que la figura del comercializador (que crea la Ley de Portabilidad) podría afectar la participación de proyectos en la Licitación de Suministro 2021. Explican que un buen volumen de clientes regulados podría migrar de la compra de energía de las distribuidoras al de los Comercializadores, seducidos por mejores precios o mejor servicio.
Si bien eso es positivo para el mercado, lo negativo es que las distribuidoras, por necesitar menos energía, podrían dejar de consumir lo comprometido en Licitaciones de Suministro pasadas. ¿Se está analizando ese tema?
Es muy relevante compatibilizar la figura del comercializador y las licitaciones de suministro. Por ello, el proyecto de ley considera una serie de modificaciones en ese sentido, con modalidades en distintos horizontes, mecanismos de pago y formas de despacho.
Finalmente, ¿cómo se está trabajando sobre el tema de flexibilización del sistema, entendiendo que para el año que viene un 35% de la matriz chilena se conformaría de fuentes eólica y solar fotovoltaica?
En septiembre de 2020, el Ministerio de Energía publicó la Estrategia de Flexibilidad, cuyo objetivo es definir acciones para disponer de señales de mercado y procesos, que permitan el desarrollo y la utilización de la flexibilidad requerida en el Sistema Eléctrico Nacional, para que éste se desarrolle de forma segura, eficiente y sostenible.
¿Qué acciones concretas se definirán este año para resistir a la variabilidad que generan estas tecnologías?
La estrategia está estructurada en 3 ejes de acción:
1) Diseño de mercado para el desarrollo de un sistema flexible;
2) Marco regulatorio para sistemas de almacenamiento y nuevas tecnologías flexibles;
3) Operación flexible del sistema.
Nuestro Ministerio ha estado trabajando en la implementación y seguimiento de las acciones establecidas en la Estrategia de Flexibilidad. En particular, el último trimestre del 2020 comenzó la elaboración de un nuevo reglamento de potencia, a través de un trabajo participativo con los actores de la industria a efectos de discutir, analizar y proponer las mejores alternativas para una adecuada regulación en las materias asociadas al tratamiento del mercado de la potencia en el Sistema Eléctrico Nacional.
Durante este año, se avanzará con esta iniciativa regulatoria, tendiente a perfeccionar el mecanismo de potencia de suficiencia, y establecer señales de mercado de largo plazo, que permitan incentivar la inversión en tecnologías que aporten flexibilidad al sistema eléctrico.
Todo esto busca seguir posicionando a Chile como un lugar atractivo para el desarrollo de las energías renovables, que van en directo beneficio de nuestra población.
La Ley 57-07 que fomenta el desarrollo de nuevas formas de energía provenientes de recursos naturales renovables, contempla el otorgamiento de incentivos fiscales que motiven a las empresas a producir energía mediante esta alternativa de generación.
Entre los beneficios a los que se pueden acceder, la ley y su reglamento prevén exenciones de impuestos, acceso a fondos de financiamiento y créditos para propietarios o inquilinos de viviendas o locales comerciales e industriales. Alguno de los cuales tenían como vigencia máxima hasta el año 2020.
Al respecto, Edward Veras Díaz, director ejecutivo de la CNE, consideró: “Estoy de acuerdo con que se amplíen las bases de incentivos fiscales”.
En detalle, se referiría no sólo al tiempo máximo de vigencia de los incentivos, sino también a los componentes que se puedan cubrir con créditos y a los tipos de sistemas que se contemplan en la ley.
Y explicó: “cuando vamos a analizar casos de incentivos vemos que en algunas de las instalaciones fotovoltaicas se incentivan los paneles, los inversores pero no hay otros utilitarios que no se incentivan”.
“Uno de los fallos que tiene la Ley es que asocia algunos incentivos al sistema eléctrico nacional interconectado y no se aplican en sistemas aislados. Vale recordar que ya tenemos unos 9 sistemas aislados y hay una proyección de tener más”, amplió.
“Estas son mejoras que puede tener una nueva ley o una nueva regulación. No necesariamente teniendo menos carga impositiva, sino ampliando la base”.
Dicho aquello, el director ejecutivo de la CNE, aseguró que estan a la espera de una regulación general, que diga qué incentivar y luego, como Comisión Nacional de Energía, proponer un reglamento adicional de incentivos ya sea para la Ley 57-07 destinada a las energías renovables o bien otras alternativas que incumben al sector como la Ley 103-13 de movilidad eléctrica.
El 4 de marzo pasado marcó un hito principal en la construcción del parque fotovoltaico La Huella, ubicado en la comuna de La Higuera, Región de Coquimbo, que implica una inversión de más de US$70 millones.
Ese día se llevó a cabo la energización del paño de interconexión J12 en la subestación Don Héctor, de propiedad de Transelec, la línea de transmisión 220 kV La Huella-Don Héctor y la subestación elevadora 220/33 kV La Huella, incluidas las celdas de 33 kV, cuyo titular es AustrianSolar Chile Seis SpA.
Esta primera energización permite que el proyecto La Huella, una vez que finalice su construcción durante este mes, inicie sus inyecciones de energía renovable solar y de menor costo de generación al Sistema Eléctrico Nacional, así también para cumplir con sus contratos de suministro a clientes finales.
Rene Hoerwertner, Head of Latin America de Clean Capital Energy, explicó que “a través de la energización de la subestación elevadora La Huella, del paño de interconexión 220 kV en subestación Don Héctor y su línea de transmisión, CCE logra un hito fundamental en la operación de su primer parque fotovoltaico de gran escala en Chile y en la región de Coquimbo, para luego continuar este año con el segundo parque Sol de Atacama, próximo a iniciar su construcción en la vecina región de Atacama”.
Características
La central generadora La Huella, de propiedad de CCE, es construida mediante un contrato EPC llave en mano, con inspección de WSP, está compuesta por cerca de 215.000 paneles solares y 13 centros de transformación que se emplazan en una superficie de 140 Hectáreas en la comuna de La Higuera, cuenta con una capacidad instalada de 87 MWp, con una generación estimada de 221 GWh anuales, energía suficiente para iluminar 90.000 hogares y reducir la emisión de 155 mil toneladas de CO2 al año.
“El parque solar La Huella es el primero de cuatro proyectos de energía renovable fotovoltaica que CCE construirá en Chile desde que llegamos el 2019 y con una meta fijada el año 2022, lo que involucra una inversión de más de US$ 300 millones, que aportarán aproximadamente de 320 MWp de energía limpia, sustentable y económica, para todas las comunidades locales del norte y consumidores del Sistema Eléctrico Nacional”, explica el responsable de las inversiones en Chile y Latinoamérica del grupo austríaco.
Para la conexión eléctrica entre el parque La Huella hasta la subestación Don Héctor de propiedad de Transelec, el proyecto incluyó la construcción de un circuito de transmisión 220 kV de 2,75 km de longitud.
“Nuestro proyecto La Huella busca ser un aporte de largo plazo para la comuna de La Higuera, la región de Coquimbo y el norte de Chile en general, aportando a la consolidación de esta zona como un polo clave de generación de energía limpia y renovable”, concluyó Rene Hoerwertner.
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El Ente Regulador de la Electricidad decidió prorrogar, en el ámbito de su competencia, la prohibición de corte del servicio eléctrico a personas usuarias por deudas previas al 28 de febrero del 2020.
Mediante la Resolución 58/2021, se instruyó a las empresas Edenor y Edesur a que se abstengan de suspender el suministro a aquellas personas usuarias que hayan originado o agravado deuda durante la vigencia del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio (ASPO) y el Distanciamiento Social Preventivo y Obligatorio (DISPO) en base a las Resoluciones ENRE 27/2020, y 35/2020.
A partir de las diversas instancias de escucha con asociaciones de usuarios, las multisectoriales, las Cámaras de Comercio, los Municipios, las organizaciones sociales y entidades como la Dirección Nacional de Empresas Recuperadas, la Intervención del Ente Regulador de la Electricidad “tomó nota de la preocupación manifestada en torno a las campañas de intimación de pagos con amenaza de corte de suministro llevadas a cabo por las distribuidoras”, se indicó.
La Resolución establece también que las empresas deberán informar el monto que las personas usuarias mantienen como saldo adeudado, al 31 de diciembre del 2020, y las deudas que se originaron entre el 1 de enero y el 28 de febrero del 2021, para que dichos montos puedan ser percibidos conforme a las pautas que establezca, oportunamente, el Ente Regulador.
Asimismo, a fin de que las personas usuarias puedan abonar los consumos actuales evitando incurrir en nuevas deudas, se instruyó a las concesionarias a que, a partir de la publicación de la medida, emitan la liquidación de servicio público incluyendo únicamente los importes correspondientes a los consumos del período, la carga impositiva y, en aquellos casos en que corresponda, las cargas municipales.
Esta decisión, se indicó, “se corresponde con la obligación del Ente Regulador de velar por la continuidad, universalidad y accesibilidad del servicio público de distribución eléctrica, ponderando la realidad socioeconómica de las personas usuarias”. “Del mismo modo, tiende a evitar la exclusión de numerosas personas usuarias de los servicios públicos de energía eléctrica, lo cual significaría un agravamiento del perjuicio social producido por la pandemia del COVID-19″.
La convocatoria de la Secretaría de Energía a una Audiencia Pública, el 15 de marzo, para analizar el costo del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y la que programó para un día después el Enargas para considerar los costos del Transporte y de la Distribución domiciliaria del fluído, se enmarcan en cuestiones técnicas, económicas y legales que el gobierno nacional debe atender, aún en el contexto de “transición tarifaria” que ya determinó hasta que haya una nueva Revisión Integral (RTI).
En los últimos días se difundieron informes y se anotaron declaraciones desde el ámbito oficial que permiten apreciar la persistencia de indefiniciones acerca del criterio que se seguirá en cuanto a los nuevos cuadros tarifarios a aplicar en este rubro, y también en el de la electricidad, y el nivel de subsidio estatal a estos ítems.
La Secretaría de Energía publicó un Informe Técnico correspondiente a la Audiencia Pública convocada para el tratamiento de la porción del Costo Total del Gas que en 2021 se requerirá para abastecer la demanda prioritaria, que el Estado tomará a su cargo, tal como lo posibilita el decreto 892/20 que estableció el Plan Gas.Ar.
Al respecto, Darío Martínez expresó que “esta Audiencia Pública es una buena oportunidad para clarificar este tema intercambiando ideas entre los usuarios, las empresas productoras, las transportistas, las Pymes y el Gobierno”
El Secretario de Energía manifestó que “darle transparencia a la información ayuda a llamar a las cosas por su nombre. Es necesario comprender cuál es la situación actual, de qué parte del costo del gas se está haciendo cargo el Estado y cuál los usuarios, y qué significa eso en tanto costo fiscal y en materia presupuestaria”.
El funcionario agregó que “a partir de la información precisa, es muy importante escuchar a todos los actores respecto de cuál debe ser la porción del costo del gas que esté a cargo del Estado, y de qué manera ese beneficio es trasladado a los usuarios; porque no es lo mismo que se distribuya de manera igual o plana, que ese gran esfuerzo fiscal beneficie prioritariamente a quienes más lo necesitan por su condición socioeconómica”.
Según el Informe Técnico, el Estado Nacional está tomando actualmente a su cargo una porción equivalente al 60% del costo total del gas natural necesario para satisfacer la demanda prioritaria.
La continuidad de esta situación implica un costo fiscal anualizado para el año 2021 de $ 132.963 millones y determinaría una necesidad de partidas adicionales no previstas en el Presupuesto Nacional 2021, generando un faltante de $ 56.087 millones, lo que requeriría de mayores ingresos fiscales o de una reestructuración presupuestaria que derive fondos actualmente asignados a otras erogaciones.
En el documento también se señala que mantener inalterables las partidas presupuestarias aprobadas en el Presupuesto Nacional 2021, considerando la porción que se imputa a IEASA en concepto de volúmenes de origen importado (Bolivia y GNL) destinadas a financiar la porción que el Estado toma a su cargo del costo total del gas natural necesario para abastecer la demanda prioritaria, implicaría readecuar la proporción de ese costo que hoy toman a su cargo los usuarios.
Ello implicaría que el componente gas debería ser corregido en un 63%, que se traduciría en una adecuación tarifaria del orden de entre el 26 y el 35 % para el caso de dos ejemplos para consumos mensuales de los meses de marzo y julio respectivamente, indicó Energía, cartera que está en la órbita del ministerio de Economía.
Por otra parte, y con relación a los componentes de Transporte y de Distribución (VAD) de la factura por este servicio, desde el Enargas se han mantenido reuniones con las empresas respectivas, las cuales suministraron informes de costos operativos y formularon sus requerimientos de actualización de esos valores a partir de abril.
El Ente Regulador informó el 5 de marzo que “por primera vez en la historia del Organismo, se encuentra disponible en su portal de Internet, www.enargas.gob.ar, un resumen de las presentaciones efectuadas por las empresas transportistas de gas correspondientes al Régimen Tarifario de Transición (Decreto 1020/20), que es objeto de la Audiencia Pública del miércoles 16.
El citado resumen, se indicó, sintetiza las propuestas de cada transportista, detallando los incrementos en tarifa propuestos (58 % TGS y 44 % TGN) junto a los correspondientes impactos estimados en las facturas promedio, “para facilitarle a la ciudadanía interesada un rápido acceso a las propuestas”.
En los últimos días trascendieron versiones según las cuales desde el Ente Regulador se estaría considerando no reconocer nuevos valores a las transportistas (vale decir que seguirían congelados) en tanto que una actualización del VAD sería en un monto menor al 10 por ciento. Las distribuidoras están disconformes y las transportadoras (TGN y TGS) advierten que si esto se confirma reclamarán judicialmente.
En el Día Internacional de la Mujer, cuatro historias de mujeres líderes, cuatro testimonios de trabajadoras del sector minero que cuentan sus experiencias en el territorio. ¿El objetivo? Visibilizar lo hecho y lo que queda por hacer en términos de perspectiva de género, redibujar el mapa para que la transformación sea posible en una de las industrias más históricamente naturalizada como masculina.
Se trata de escarbar más profundo en la piedra, para que más mujeres ocupen puestos de liderazgo, para que las trabajadoras que pasan días y noches en las minas no se atormenten al pensar que cuando vuelvan a casa tendrán que hacer todas las tareas domésticas que no se hicieron, para que no las perturbe la culpa por no poder asistir a un acto escolar de su hijo.
Se trata también, de identificar las normas de masculinidad que se imponen en las minas para que el hombre que trabaja durante horas en el polvo pueda usar una crema tranquilo, sin pensar que en ese acto radica la pérdida inevitable del mandato de hombría y fortaleza representado en la mano más cortada y reseca.
A fin de cuentas, se trata de reflexionar acerca de la normalización de los roles de género (el femenino y el masculino) en todas las esferas de la vida en general y en la industria minera en particular, para abrir la puerta a otras realidades posibles.
Mariela Martínez
Mariela Luisa Martínez estaba en Tolar Grande, su localidad natal en la Puna, cuando pensó qué servicio podría prestar ella, como emprendedora, al proyecto minero que se estaba desarrollando en las cercanías. “No sabía que ofrecer y se me ocurrió el servicio de lavandería porque era seguro que alguien tenía que ocuparse de lavar la ropa”, remarca. Mariela no tenía siquiera contacto directo con la empresa pero llegó en el momento adecuado: “Se estaban licitando servicios y un amigo me puso en contacto con una empresa de catering que finalmente ganó la licitación. Entonces me dieron un lavarropas para que pudiera hacer trabajos de lavandería de su mano”.
Mariela Luisa Martínez
Mariela firmó un convenio con la empresa de catering aportando un plus a la compañía gastronómica local para obtener la adjudicación y garantizar su propio emprendimiento. Y fue así como empezó a participar de eventos y reuniones que la acercaron cada vez más al mundo de la minería. Hoy es la presidenta de Caprosemitp, la Cámara de Proveedores de Servicios Mineros y Turísticos de la Puna Argentina y se trata de la primera mujer que dirige una Cámara de servicios mineros integrada por miembros de los pueblos originarios de la región.
El principal objetivo de la Cámara, conformada por 35 empresas con sede en Salta, consiste en promover la contratación de mano de obra y servicios locales por parte de las empresas operadoras debido a que muchas veces se contratan compañías exteriores para brindar los servicios más importantes y solo se delega a las empresas de la Puna aquello que no es tan estratégico como el catering o la limpieza.
“Si bien es cierto que en la región no abunda la preparación en términos de estudio, existe un prejuicio por el cual se cree que, si sos de la Puna, no estás capacitado para brindar el servicio, no cumplís con los estándares de calidad, no tenés la documentación al día, etc. Aun así -marginados-, demostramos que podemos brindar servicios de excelencia y hemos ganado a pulmón el lugar que hoy ocupamos”, cuenta Mariela.
A través del diálogo con la Secretaría de Minería de las provincias, la presidenta de la Cámara entabla comunicaciones con las operadoras para resaltar que las empresas locales pueden ofrecer perfectamente servicios más complejos y estratégicos. “Queremos ser escuchados y ayudar a la gente que está emprendiendo. Cuando yo me sume a la Cámara no tenía nada, solo la idea de emprender. Hay que aprender y capacitar y personalmente me alegra mucho poder hacer hoy lo que en su momento hicieron conmigo”, concluye Mariela.
Sabrina Arce
Sabrina Arce comenzó su carrera profesional como pasante en Holcim S.A., una empresa del rubro minero. En 2018 ingresó a la compañía Mina Pirquitas por medio de un programa de jóvenes profesionales y en la actualidad ocupa el cargo de Planificadora de Mantenimiento de Planta. “La empresa quería sumar una mujer al área de mantenimiento preventivo porque, si bien no se va al equipo directamente, hay que pensar, planificar y realizar análisis previos para justificar la decisión de llevar adelante cualquier acción”, expresó Sabrina y agregó que “en este sentido las mujeres somos más detallistas y hay una perspectiva más amplia a la hora de pensar”.
Sabrina Arce
Sabrina es ingeniera industrial y dirige el área de mantenimiento conformada por 40 hombres. Sin negar que es buena señal, en tanto se tomó la decisión de posicionarla al frente de un equipo de varones, la directiva asegura que la transformación y el aprendizaje social es un proceso que lleva tiempo: “En el norte el mandato de ser madre y estar en la casa pesa mucho y fácilmente aparece la molestia y los discursos negativos. Porque soy mujer, soy joven, cuento con menos experiencia en mina y vengo a decir lo que hay que hacer”.
Rosana Calpanchai
Distinto es el caso de Rosana Calpanchai, asistente de Relaciones con la comunidad en Minera Exar. La docente de Ciencia Política representó durante cuatro años a su Comunidad Aborigen de Puesto Sey perteneciente al pueblo de Atacama y se convirtió en una referente local de las comunidades en temas sociales y proyectos mineros.
Rosana Calpanchai
“En mi caso observo muchas mujeres trabajando tanto en la parte administrativa como en la operativa y siempre que se busca gente para cubrir determinado puesto hay un cupo para mujeres y se elige de acuerdo al perfil. Por ejemplo, en el área de medioambiente lidera una mujer y en finanzas hay un 80 por ciento de personal femenino”, sostiene Rosana.
Gabriela Maceira
Gabriela Maceira, gerenta de Sostenibilidad Social de Pan American Silver, afirma que el diferencial que aporta el liderazgo femenino reside en la empatía que se genera con las otras mujeres de la comunidad: “Las mujeres tienen un peso muy importante porque son motor y aglutinante de un montón de actividades y lugares como la escuela, los hogares o las actividades deportivas con el fin de abrir un espacio para sus hijos o de conseguir algún recurso extra o indispensable. Entonces es imposible no empatizar con lo que la otra vive y ese el primer nexo que te abre la puerta”.
Gabriela Maceira
En rigor, la génesis del vínculo entre mujeres es más social y emocional y el empalme con el proyecto productivo se presenta cuando ese desarrollo contribuye a mejorar la calidad de vida de las personas. Entendiendo el devenir de la vida cotidiana y la puesta en marcha de procesos productivos como instancias inseparables a la hora de pensar la actividad minera, Gabriela señaló que “primero hay que conocer la historia de cada una de las personas y recién ahí brindar la información del proyecto, los análisis y los datos y ocurre que todo lo que era estadística se materializa en un nombre y apellido, en una familia. Así empalma la propuesta de la empresa con la realidad de la comunidad”.
En cuanto a la necesidad de hablar de los derechos de las mujeres Gabriela sostuvo que “hay una construcción social y un mandato histórico por el que nosotras somos responsables de un paquete de cosas y el varón ayuda. Hemos empezado a hablar de la corresponsabilidad, pero si bien hay muchos varones que han cambiado su forma de pensar, es un largo camino. Además, las mujeres debemos cambiar también el paradigma de exigencias”, concluyó.
La minería, las comunidades y un debate superficial
Mucho se ha dicho sobre la minería y sus implicancias, algunas veces abordando el tema con la intención de dar cuenta de la complejidad que supone y otras llevando la discusión a la reducción maniquea que se suele expresar en las consignas “minería sí” o “minería no”. Para aclarar el panorama y ampliar las fronteras del debate, las entrevistadas, referentes del sector, opinaron al respecto.
Gabriela Maceira asegura que se siente totalmente interpelada: “Me duele el matiz del debate porque para quienes somos parte de la industria es ofensivo. Se discute la legalidad de la minería y no se asume que es la madre industria, que está en todos lados. Tampoco se considera el empleo que genera la minería y la potencialidad de desarrollo que habilita. Aun así, hay que admitir que la industria tiene algo de responsabilidad por ser demasiado silenciosa. Debemos hacernos visibles como actores de la industria porque muchas veces se protesta de buena fe pero se desconoce la realidad de este lado”.
Rosana Calpanchai agregó que “la actividad minera esta mitificada y no tenemos en cuenta que tiene un derrame grandísimo para el Estado y para las comunidades. Hay que conocer el trasfondo para entender la importancia”.
En la misma línea, Sabrina Arce indicó que “no es minería sí o minería no sino más bien desarrollo sí o desarrollo no, porque la actividad minera impacta en muchos otros ámbitos”.
Cuando Mariela Martínez asumió la presidencia de Caprosemitp notó que la comunidad interponía barreras ante los proyectos de minería, pero la situación cambió a partir del diálogo y de asumir la importancia de la actividad minera en la Puna, en tanto constituye el principal ingreso de una región marcada por el desempleo. “Vimos el malestar de comunidades que no están vinculadas estrechamente a la minería y salieron a protestar. Es gente que toma el lugar del verdadero lugareño y justamente por eso hay que abordar el problema desde una perspectiva más amplia”, remarcó la presidenta de la Cámara.
La provincia de Santa Cruz le otorgó a la minera Patagonia Gold, controlada por capitales nacionales, dos permisos ambientales definitivos: uno para el proyecto de oro Cap-Oeste y, el otro, para Lomada de Leiva, una mina de oro y plata ubicada en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero.
Patagonia Gold es una compañía que cotiza en el TSX Venture Exchange, el mercado de valores de Canadá, y opera proyectos mineros en las provincias de Santa Cruz, donde es el mayor propietario de tierras, Río Negro, donde lleva adelante el proyecto Calcatreu, y en Chubut.
La compañía informó en un comunicado que le otorgaron los permisos ambientales para el desarrollo aurífero en la mina Cap-Oeste y para la extracción y lixiviación en el proyecto Lomada de Leiva.
Christopher Van Tienhoven, director Ejecutivo de Patagonia Gold, señaló: “la recepción de los permisos ambientales es un testimonio de nuestro compromiso de convertirnos en un productor intermedio de oro y plata de una manera sostenible y respetuosa con el medio ambiente. Esperamos aumentar la exploración y el desarrollo y promover estas y otras oportunidades de producción».
La minera remarcó que el desarrollo del proyecto “se enfocará en una porción de alta ley de los recursos minerales actuales, que se encuentran debajo y en la periferia de la mina a cielo abierto agotada”. Y agregó que “la intención es extraer el recurso subterráneo de Cap Oeste y transportar el mineral aproximadamente 150 kilómetros hasta la planta de Martha (otro proyecto que tiene en la provincia), donde se procesará para producir un concentrado”.
—Nadie va a hablar de aumentos hasta tanto no ocurra la audiencia pública, porque si no vamos a hacer lo mismo que Aranguren: fijar de antemano aumentos en función de las necesidades de las empresas o de las empresas y el Gobierno”.
El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, respondió de ese modo ante la consulta que le formuló Perfil este domingo. Sin embargo, el funcionario viene negociando tarifas desde hace varias semanas con distribuidoras y transportistas y se espera que la audiencia sea solo una formalidad que termine legitimando lo que se discute en otro lado, como suele ocurrir siempre.
A las distribuidoras les anticipó que autorizará solo un ajuste del Valor Agregado de Distribución (VAD) acorde con un impacto en la tarifa final del usuario que oscilará entre 7% y 9% y ya hay un preacuerdo para avanzar en ese sentido
Con las transportistas, en cambio, la negociación está empantanada porque Bernal les dijo que en esta ocasión no les autorizará ningún tipo de recomposición.
Transportadora Gas del Sur y Transportadora Gas del Norte le dejaron en claro al interventor que no avalarán ningún acuerdo que suponga seguir con sus ingresos congelados. De hecho, TGS elevó al Enargas un pedido de recomposición de su tarifa de 58,2% y TGN de 44,5%.
Las transportistas esperan que esta semana Bernal les acerque alguna otra propuesta. Fuentes empresarias aseguraron a EconoJournal que si el interventor insiste con mantener congeladas las tarifas de transporte no firmarán ningún preacuerdo. El preacuerdo debe estar cerrado antes de la oficialización de los nuevos cuadros tarifarios. Por lo tanto, todavía quedan varias semanas para negociar y evitar la judicialización del conflicto.
¿Qué pasará con el precio del gas en boca de pozo?
Además de los costos de distribución y transporte, la tarifa de los usuarios finales incluye el costo del gas en boca de pozo. Este último es un segmento desregulado del mercado y allí el Enargas no interviene, aunque si tiene incidencia al momento de su traslado a tarifas.
Bernal declaró a Perfil que “el precio del gas es una decisión de la Secretaría de Energía y de lo que se decida subsidiar de precio del gas”, pero el ente regulador es el encargado del pass through y el interventor remarcó que su función “es cuidar que se cumpla la ley del gas, que es clara sobre la tarifa justa y razonable”. Por lo tanto, no está claro cómo se resolverá esa tensión.
Lo que en principio debe definir la secretaría de Energía es efectivamente qué porcentaje del precio del gas en boca de pozo que paga el usuario final se subsidia. Para ello convocó a otra audiencia pública que tendrá lugar el próximo lunes 15, un día antes de la audiencia en la que se tratarán las tarifas de distribuidoras y transportistas.
La secretaría de Energía distribuyó el miércoles pasado un documento base para la audiencia donde dejó en claro que si el precio del gas en boca de pozo continúa congelado para el usuario final, el Estado Nacional deberá desembolsar una partida adicional de 56.087 millones de pesos para subsidios, por encima de lo ya previsto en el Presupuesto 2021.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, sostuvo en varias ocasiones que su intención es mantener los subsidios energéticos constantes con relación al PBI. Por lo tanto, según su visión, la suba de tarifas debería acompañar la inflación anual, o al menos acercarse un poco para minimizar el crecimiento de los subsidios.
Sin embargo, fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que al interior del gobierno la disputa sobre este tema todavía no está resuelta. Bernal dejó expuestas estas diferencias en Perfil cuando aseguró que “no es objetivo de la política energética que el déficit fiscal sea menor”.
—Guzmán quiere bajar la inflación, que golpea a los sectores pobres. Para eso, plantea generar equilibrios que incluyen que el promedio de tarifas suba para que no crezcan los subsidios. –le recordaron en Perfil.
—No quiero entrar en una discusión con el ministro. Yo cuido que se cumpla con el marco regulatorio. Y las tarifas a la única ley que tienen que ajustarse es a la 24.076. –se limitó a responder interventor, que sólo en lo formal es un subordinado del Ministro de Economía.
La pelea interna no necesariamente debería estar saldada antes de la audiencia del lunes próximo, pues allí el gobierno solo va a presentar los distintos escenarios que incluye el documento base, pero no tiene que definir un precio. Se supone justamente que esa definición será posterior a la audiencia, aunque los tiempos para tomar una decisión se van acotando.
Repsol tiene en revisión gran parte de su cartera de exploración y producción de hidrocarburos para acercarse a un modelo más flexible y con una menor presencia geográfica. La petrolera que dirige Josu Jon Imaz ha decidido poner a la venta junto con su socio, la australiana Oil Search, el 29% de Pikka, el mayor descubrimiento de petróleo en Estados Unidos de los últimos 30 años.
Ambas compañías quieren incorporar a un socio para afrontar la inversión de 3.000 millones de dólares (2.500 millones de euros) que supondrá la puesta en operación de este gigante en Alaska.
Los actuales accionistas esperan cerrar en el primer semestre esta operación de cara a tomar la decisión final de inversión en el segundo semestre de este año tras los éxitos logrados en los sondeos que se han ido realizando durante los últimos años. No obstante, la primera producción del yacimiento que estaba prevista para 2021 se ha ido retrasando con los años hasta 2025. En Alaska solo se pueden llevar a cabo trabajos exploratorios, como los propios de un sondeo de delineación, entre los meses de noviembre y abril, cuando el terreno se congela completamente.
Oil Search, que cuenta con una participación del 51% en Pikka, se desprenderá del 15% del capital y la petrolera española, que tiene un 49%, reducirá previsiblemente un 14% de modo que se mantengan los equilibrios accionariales entre ambas partes.
La formación en la que se encuentra este yacimiento cuenta con un gran potencial de producción de 120.000 barriles diarios. Se estima que los recursos contingentes identificados en la formación Nanushuk alcanzan aproximadamente 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero, de los que más de 700 millones estarían en este yacimiento.
Explorando Alaska desde 2008
Repsol lleva explorando activamente en Alaska desde 2008 y desde 2011 la compañía ha realizado múltiples descubrimientos en la zona de North Slope. Además, las infraestructuras existentes en Alaska permitirán que los recursos se desarrollen con mayor eficiencia.
El inicio de la producción está planificado para 2025, una vez se terminen los trabajos de delineación y desarrollo necesarios.
Repsol ha racionalizado en los últimos años su riesgo en la zona y ya en marzo de 2017 traspasó a Amstrong Oil and Gas la condición de operador del North Slope de Alaska que luego se vendió a Oil Search. En abril de aquel mismo año, la petrolera procedió a la cesión de una parte de Eagle Ford a Statoil. Y en el segundo trimestre, Repsol comunicó a las autoridades de EEUU su salida de todos los bloques exploratorios en Chuckchi Sea en los que participaba en Alaska.
La petrolera española ha avanzado también durante 2020 en sus planes de reducir de 25 a 14 países su presencia en exploración petrolífera con la intención de centrarse en desarrollar proyectos de ciclo corto, que puedan ser gestionados con flexibilidad y con una intensidad de capital limitada.
La petrolera quiere mantenerse únicamente en las zonas que considera estratégicas y abandonará lentamente el resto durante la ejecución de su plan de inversión hasta el año 2025. La producción se situará en una media aproximada de 650.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, pero se centrará en lograr un mayor valor.
Salidas de otros países
Este cambio estratégico ha supuesto la salida de Repsol de países como Marruecos, Irak, Australia, Vietnam e Irlanda. La compañía tiene pendiente todavía la previsible salida de Rusia y resolver el intento de venta de Ecuador, que ha sido paralizado por el Gobierno.
La compañía no ha cifrado un montante concreto por estas desinversiones, ya que los 1.400 millones que contabilizó en su plan estratégico se corresponden con los ingresos que espera obtener de la incorporación de un socio o una OPV al negocio de renovables en los próximos meses.
Durante los años pasados, la compañía ya salió también de otras zonas en las que consideraba que no había desarrollo como Namibia, Angola, Liberia, Bulgaria, Papua Nueva Guinea o Sierra Leona.
Las probables desinversiones de la petrolera tendrán un mayor impacto en Rusia y Malasia, que son los países en los que hay una mayor producción. Repsol cuenta en Rusia con un acuerdo con Gazprom Neft y Shell para la exploración de dos bloques: Leskinsky y Pukhutsyayakhsky. Ambos pozos están situados en la península de Guida en la costa de Siberia. Gazprom Neft cuenta con una participación del 50% y Repsol y Shell del 25% cada uno, pero el acuerdo que estaba previsto firmar podría no llegar a materializarse.
Las refinerías y las empresas petroleras integradas continúan luchando con márgenes de refinación bajos, ya que una parte de la demanda mundial de petróleo (el consumo de combustible para aviones) sigue estando enormemente deprimida por las restricciones de viajes internacionales.
Los márgenes de los destilados medios, que incluyen el combustible para aviones, han mejorado desde el peor efecto de la pandemia el año pasado. Pero la crisis en la industria de las aerolíneas y la presión sobre las refinerías para frenar el suministro de combustible para aviones en medio de una demanda aún muy baja podrían acelerar los cierres permanentes de refinerías orientadas a producir más destilados medios que gasolina, especialmente en Europa y Asia.
La nueva capacidad de las refinerías en Oriente Medio y Asia también presiona a las refinerías más antiguas, que producen más destilados medios, a arriesgarse a cierres permanentes debido a operaciones no rentables o no competitivas de bajo margen de beneficio. Un exceso actual de suministro de diésel en Asia también deprime los márgenes, mientras que los precios del crudo por encima de los 65 dólares el barril encarecen las materias primas.
El impacto de COVID-19 en la demanda de petróleo ya ha resultado en una capacidad inactiva y cierres permanentes de refinerías en todo el mundo, incluso en los Estados Unidos. Incluso con los cierres de 1,7 millones de bpd de capacidad anunciados para noviembre de 2020, «sigue habiendo un exceso de capacidad estructural significativo», dijo la Agencia Internacional de Energía (AIE) a finales del año pasado.
Más cierres de refinerías están en las cartas, dicen los analistas, dada la capacidad recién construida y la pérdida de demanda de combustible para aviones, que no se espera que se recupere a los niveles anteriores al COVID hasta 2023.
Claro, los márgenes de refinación han aumentado en los últimos meses en comparación con los peores de la primavera de 2020, como dice el analista de mercado de Reuters John Kemp .
«Es bueno ver que los márgenes de refinación mejoran un poco aquí en enero, fortaleciéndose un poco, lo cual es bueno, pero todavía está muy lejos de lo que serían los números históricos», dijo el presidente ejecutivo de BP, Bernard Looney , en la llamada de resultados del cuarto trimestre del mes pasado.
Sin embargo, la crisis actual es una amenaza existencial para las refinerías más pequeñas y menos eficientes en Europa y Asia que luchaban por generar ganancias incluso antes de la pandemia.
Incluso las grandes petroleras reconocen que algunos sitios se han vuelto permanentemente antieconómicos en medio de márgenes de refinación deprimidos, una competencia regional feroz y expectativas de una demanda de combustible para carreteras en declive a largo plazo.
Por ejemplo, ExxonMobil y BP anunciaron en el lapso de unos pocos meses el cierre de sus respectivas refinerías en Australia. Ahora planean convertirlos en terminales de importación de combustible.
Debido a su posición geográfica, Australia ha perdido la competencia en el negocio de refinación, ya que las refinerías pequeñas y antiguas no pueden rivalizar con la capacidad de procesamiento de petróleo en auge en Asia, particularmente China e India.
A nivel mundial, la refinación enfrenta un camino difícil —y potencialmente largo— hacia la recuperación, dijeron Ann-Louise Hittle, vicepresidenta de Investigación de Aceites de Wood Mackenzie, y Alan Gelder, vicepresidente de Refinación, Productos Químicos y Mercados de Petróleo.
“Los cierres o reestructuraciones de refinerías fueron una característica clave de 2020 en Europa, Asia y América, pero hicieron poco para elevar los márgenes frente al colapso de la demanda”, escribieron en enero. Los expertos de WoodMac ven que los niveles de utilización de las refinerías a nivel mundial se mantendrán bajos este año, «por lo que persiste la amenaza de la racionalización de las refinerías».
Este año, se espera completar más de 1 millón de bpd de capacidad de refinación en el Medio Oriente y Asia, y estos sitios recién construidos podrían impulsar una mayor racionalización en Europa y en toda Asia, según WoodMac .
En Europa, 1,4 millones de bpd de capacidad de refinación se encuentran bajo una seria amenaza de cierre para 2023 a más tardar, según un análisis de Wood Mackenzie de mediados del año pasado.
Desde Europa hasta Asia y América, las refinerías más pequeñas y antiguas podrían ser víctimas del exceso de capacidad estructural exacerbado por la crisis de COVID. Las refinerías más nuevas y más grandes integradas con productos petroquímicos podrían representar una competencia demasiado abrumadora para los sitios más pequeños en los patrones de demanda de petróleo posteriores a la pandemia.
El gobierno provincial renovó las concesiones hidrocarburíferas en las áreas Loma Negra y La Yesera. La operadora aportará un bono de casi 7 millones de dólares. La firma nacional tiene permisos de explotación hasta 2034 y 2037 respectivamente. La renovación de los contratos hidrocarburíferos de los bloques La Yesera y Loma Negra aportarán un gran aliento a la economía de Río Negro y una buena señal para la industria que atraviesa una prolongada crisis. El gobierno provincial renovó la concesión con Capex por otros 10 años para la explotación de esos yacimientos ubicados en Valle Medio. La firma se concretó […]
El gobierno les reconoce un precio superior al real, pero al mismo tiempo reducirá los descuentos a los usuarios. Las concesionarias reclaman tarifas más altas. El valor de la producción del gas es siempre la figurita difícil: las empresas son celosas de informar al respecto y negocian con el gobierno con hermetismo. A modo de incentivo a una producción endeble y con el objetivo a largo plazo de esquivar las importaciones, el gobierno nacional acordó con las petroleras un precio promedio de U$S 3,53 por millón de BTU (unidad de medida) para la producción prioritaria, en el marco del Plan […]
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Este año habrá un nuevo marco normativo para los recursos convencionales y no convencionales. En el discurso de Alberto Fernández durante la inauguración de la Asamblea Legislativa se confirmó que este año habrá una nueva Ley de Hidrocarburos que potenciará tanto los recursos no convencionales (como Vaca Muerta y la Cuenca Austral) como los recursos del Golfo San Jorge. En este derrotero, YPF será clave para impulsar inversiones. La otra novedad en términos energéticos vino por el anuncio de un proyecto de ley que apuntará a desdolarizar las tarifas de los servicios públicos. Durante la Alianza Cambiemos, el costo de […]
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El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, realizará desde este lunes distintas gestiones en Buenos Aires con distintas áreas del gobierno. “El día lunes estaré en Buenos Aires junto a todos los gobernadores del país, con el presidente Alberto Fernández, convocados para firmar el Acta Federal unidos contra la violencia de género. También estarán presentes la Ministra de Diversidad y Género, Elizabeth Gómez Alcorta, y el Ministro del Interior, Wado De Pedro”, comentó Gutiérrez. Gutiérrez agregó que “mantendrán una reunión junto al Secretario de Gas y Petróleo, Guillermo Pereyra, con el embajador de Qatar”. “El lunes comienza a funcionar desde el […]
En el día del gas, el presidente describió lo que será la política energética para 2021 El Presidente de la Nación ponderó el Plan Gas puesto en marcha a fines del año pasado. También aseguró que buscarán sancionar una nueva ley de Hidrocarburos y ejecutar obras de infraestructura gasífera. Alberto Fernández, dio a conocer los objetivos que tiene el Gobierno en materia energética, que marcan el rumbo que pretende tomar desde este 2021. Lo hizo en el marco del Día Nacional del Gas. En ese contexto, el Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Federico Bernal Hermitte, recordó que […]
Vaca Muerta: Puerto Rosales se consolida en la exportación de crudo Aunque con variantes, todas las estimaciones son positivas para los despachos regionales al exterior de petróleo variedad “Medanito”. Aunque con estimaciones locales bastante más conservadoras que las realizadas en Neuquén, todo parece indicar que las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta, por Puerto Rosales, tendrán un muy buen primer semestre. Hasta ahora, por la estación marítima que comanda el puntaltense Rodrigo Aristimuño se concretaron en enero pasado tres exportaciones, con un total de 110 mil toneladas. En febrero no se registraron operaciones y en marzo se prevén dos embarques […]
Ricardo Sánchez: “Argentina no se siente un país marítimo y enfrenta un marco de decisiones estratégicas inminentes” “Caos organizado” fue la expresión que eligió el protagonista del mundo portuario y marítimo para pintar el panorama que vive el sector en estos días. Caducan los contratos de concesión de la infraestructura más importante del transporte del comercio exterior argentino y debe resolverse su transición rápidamente. ¿Por qué transición? Porque el sistema político no prevé que las concesiones tienen fecha de vencimiento, y que las licitaciones llevan tiempo para estar listas en tiempo y forma (y de modo consensuado con los actores). […]
Es por iniciativa de Consenso Federal Coronel Rosales y a instancias del diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez. La recuperación y reactivación del ramal ferroviario Bahía Blanca-Punta Alta, tanto del servicio de pasajeros como de carga, en el marco de una política de desarrollo, que apunte al crecimiento estratégico regional, es fuertemente impulsada por los integrantes del partido Consenso Federal de Coronel Rosales y llevada al Congreso Nacional por el diputado Alejando “Topo” Rodríguez. En este sentido, el proyecto remarca que después de muchos años de desmantelamiento y desarticulación de la red ferroviaria, es indispensable reconstruir un servicio ferroviario asociado a […]
El proyecto que forma parte de la iniciativa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos plantea la instalación de 14, 8 MW de generación fotovoltaica con baterías de 40,9 MWh en la isla Santa Cruz. Se estima una inversión privada de USD 45 millones.
Una Comisión Técnica designada por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR), procedió con la apertura de los sobres Nro. 1 (oferta técnica), en un acto público que contó con la presencia de autoridades del sector eléctrico y de los delegados de las empresas internacionales habilitadas que participaron en el Proceso Público de Selección.
La apertura del sobre Nro. 2, referente a la oferta económica se realizará el 26 de abril y el 03 de mayo de 2021 terminará el proceso con la adjudicación o declaratoria de desierto.
René Ortiz, Ministro de Energía recalcó que “este proceso público y transparente responde a la política del Gobierno Nacional que impulsar la expansión de la generación de electricidad desde todos los ámbitos de la sociedad, con el compromiso de empresas públicas y privadas”.
La iniciativa para la generación de 14, 8 MW, con baterías de 40,9 MWh, será de gran aporte para el desplazamiento de generación térmica en la Isla Santa Cruz, ya que aprovechará las fuentes renovables con las que el Archipiélago. «Conolophus» es un proyecto fotovoltaico, con almacenamiento, para la que se recibió una oferta por parte de la empresa GranSolar.
Mediante Acuerdo Ministerial del 16 de junio de 2020, esta Cartera de Estado, autorizó el inicio del Proceso Público de Selección, para delegar de forma excepcional a empresas de capital privado, nacionales o extranjeras, el desarrollo del Proyecto Conolophus, por un periodo de veinticinco 25 años contados desde la firma del contrato de concesión.
El Gobierno Nacional a través del MERNNR promueve desde el año 2007 la iniciativa “Cero Combustibles Fósiles en las Islas Galápagos”, que plantea como objetivo la disminución del uso de derivados del petróleo en el archipiélago de Galápagos, por medio del aprovechamiento de recursos renovables.
Durante el mes de febrero pasado, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresó en etapa de calificación a 33 proyectos de energías renovables en Chile, por 408,83 MW.
La mayoría de ellos corresponden a PMGD. En total, estos emprendimientos (de hasta 9 MW) llegan a 28, por 225,65 MW.
Uno de ellos, denominado “Ampliación Parque Fotovoltaico Chalinga Solar”, pretende aumentar un 15% la Potencia nominal en corriente continua de la planta solar, pasando de 2,98 a 3,45 MW e incorporar un sistema de baterías de 1,5 MW de potencia y hasta 10 MWh de capacidad de almacenaje de energía.
Otro dato es que la nómina está dominada por proyectos solares fotovoltaicos. De los 33 emprendimientos, sólo dos no corresponden a esta tecnología.
Estos son: la Pequeña Hidroeléctrica de Pasada Huequecura, de 3,3 MW; y la Ampliación Parque Eólico Alto Baguales, de 25,2 MW.
Cabe destacar que el pasado, la SEA aprobó un total de 16 proyectos de energías renovables en Chile, todos solares fotovoltaicos.
Los emprendimientos totalizan 624 MW y una inversión aproximada de 515.576 millones de dólares.
Entre ellos, se destacan 14 Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, proyectos de hasta 9 MW. Estas futuras centrales distribuidas totalizan 122 MW.
En los últimos días Andrés Manuel López Obrador se reunió con el presidente de Estados Unidos, Joe Biden, a la par de que el Senado aprobó en lo general y lo particular la reforma a la Ley de Industria Eléctrica y pasó a manos del Poder Ejecutivo para que finalmente se dictamine.
Cabe recordar que en materia de energías renovables, ambos mandatarios poseen diversas posturas. Mientras que AMLO fue quien presentó la iniciativa y tomó ciertas medidas contra el sector, Biden reincorporó a Estados Unidos al Acuerdo de París al inicio de su administración, redujo subsidios a la industria petrolera, frenó nuevas concesiones de petróleo y gas en el país y busca impulsar las energías limpias mediante la creación de empleo e inversión en infraestructura.
Manuel Zamora García, experto de la industria eléctrica en México, analizó la reunión y las consecuencias que puede acarrear la reforma: «Se esperaba que la reunión fuera hostil. Sin embargo, para sorpresa de todos, fue una reunión de respeto y cordialidad, y de hecho AMLO fue el segundo presidente con el cual Joe Biden se reunió».
Manuel Zamora García
«A pesar de los desaires que AMLO le hizo a Biden, el presidente de Estados Unidos se mostró receptivo y afirmó que la relación de México-USA es primordial para las prioridades de su administración», agregó.
De todos modos, las disposiciones energéticas tomadas en la actualidad por parte de la administración actual mexicana han generado un panorama de incertidumbre que “no tiene precedentes en los últimos años”, lo que puede derivar en afectaciones a las inversiones en el país.
Zamora García reconoció que “la reforma energética de años anteriores, la original trajo miles de millones de dólares de varios países del mundo”. Y dado que esa inversión está cimentada sobre la Ley de Industria Eléctrica y diferentes normativas, “a la hora de cambiar las reglas del juego con la iniciativa, ya que se contrapone en algunos elementos estratégicos, desde luego hay probabilidades que haya conflictos entre empresas extranjeras y el gobierno de México”, señaló.
Incluso, dado que solamente resta que la reforma a la LIE se publique en el Diario Oficial de la Federación y entre en vigor, no se descartan medios de defensa frente a ella, debido a que “hay contratos y toda una estructura legal detrás de las empresas que podrían resultar afectadas”.
“Los participantes del mercado y todo gremio que concentra a los actores pueden acudir a medios de defensa y ningún gobierno puede impedir eso. Además los mecanismos son diversos, ya sea el Poder Judicial de la Federación, juicios de amparos directos, acciones de inconstitucionalidad o controversias constitucionales”, aseguró el especialista.
Y ante la pregunta de qué cree que puede ocurrir con las renovables en México, Manuel Zamora García opinó que con las declaraciones de AMLO de no mover ni una coma a la contrarreforma, “hace pensar que no habrá vuelta atrás ni diálogo, por lo tanto es difícil saber qué va a pasar en el corto plazo”.
“Sin embargo, en el largo plazo las energías renovables tienen muchísimo potencial. Tenemos unas características geográficas ideales para la generación fotovoltaica y eólica y me parece que esto se va a aprovechar”, comentó.
En el marco de la celebración del Día Mundial de la Eficiencia Energética, República Dominicana convocó a una jornada de debate sobre temas transversales al sector energético.
Durante el segundo bloque de aquel evento, Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y Milton Morrison, gerente general de Edesur, presentaron el tema: Generación distribuida y eficiencia energética en la República Dominicana.
“La tendencia en el siglo XXI es que como usuarios nos convirtamos cada vez más en generadores de nuestras necesidades energéticas. Y como empresas distribuidoras hemos sido el canal para expandirla en los últimos 10 años”, introdujo el referente de la CNE.
Y es que, con la aplicación de la Ley 5707 de incentivo a las energías renovables y posteriormente la aprobación de los reglamentos de medición neta y generación distribuida en julio de 2012, las distribuidoras han visto que se han instalado cerca 161 MW en generación distribuida.
Ahora bien, ¿qué reto enfrenta el sector? Milton Morrison señaló la urgencia de regular la actividad para que sea sostenible.
“La regulación y la normativa no ha ido avanzando como los tiempos plantean”, advirtió.
“Las distribuidoras estamos siendo víctimas de una realidad que promovemos. Nos genera pérdidas importantes”.
“23 millones de dólares dejan de percibirse en nuestra distribuidora por esa realidad (…) Debemos pasar de la medición neta a la facturación neta”.
Y explicó: una generación distribuida no tiene los mismos costos que tiene la empresa distribuidora para suplir los mismos kW que nos están intercambiando. Esto incluye el Valor Agregado de la Distribución, el Valor Agregado de la Transmisión, el costo por potencia pagada por la distribuidora a los generadores, etc”
“Nosotros decimos -y que esto quede claro- entendemos que hay que seguir fomentando eso, pero evitando el círculo vicioso destructivo que termina drenando las empresas distribuidoras”.
“Tenemos que ir a la regulación básica de generación distribuida con la participación de la Superintendencia y la Comisión, bajo la rectoría del ministerio”, agregó el director ejecutivo de la CNE.
Al respecto, el viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, Alfonso Rodríguez -quien ofició de moderador en aquella mesa de debate- consultó: ¿No consideran que es una desventaja competitiva contra un generador formal que un grupo de personas quieran instalar generación distribuida e inyectar a la red?
De acuerdo a la óptica del titular de la CNE aquellos actores no serían comparables y llamó a evaluar los dos modelos de negocios por separado, el de generación a gran escala por un lado, y el de generación distribuida por otro. En el caso de esta última, valoró que no se trata de un negocio lucrativo, sino que se puede ver como “la autosostenibilidad del usuario”.
Luego, subrayó: «Debemos ir a una regulación más eficiente para que la empresa de distribución sienta que sus inversiones estén representadas en ese modelo micro de negocios”.
Por segundo año consecutivo, YPF lanzó una campaña por el Día Internacional de la Mujer. A través de distintas consignas en estaciones de servicio, vía pública, redes sociales y medios de comunicación, la compañía destaca los logros conquistados en los últimos años en materia de equidad de género e invita a seguir trabajando en las asignaturas que todavía quedan pendientes en la sociedad.
A partir del enunciado “un paso más, una injusticia menos”, el mensaje de YPF busca reforzar el sentido de lucha por la igualdad que tiene esta fecha en especial, y hace foco en las conquistas que sirven como puntapié para seguir trabajando en este camino: felices son los días en que las mujeres conquistan nuevos espacios.
Esta campaña se enmarca en el trabajo que YPF viene desarrollando hace tres años, momento en el que se conformó el Comité de Diversidad, un equipo interdisciplinario que representa las principales áreas transversales de la compañía para garantizar la pluralidad de voces y promover la equidad de género.
A las distintas acciones y políticas internas vinculadas a la inclusión, diversidad y equidad de género que tiene la compañía, en 2020 se sumó la creación de un Subcomité de Violencia Doméstica, conformado por un equipo multidisciplinario, para asistir de manera integral a las personas que estén atravesando esta situación. En cualquier lugar del país, quienes son parte de YPF pueden recurrir a un canal interno para recibir asesoramiento y contención.
Esta iniciativa busca no sólo acompañar a las mujeres de la compañía, sino también trabajar en la igualdad de oportunidades: la violencia en cualquiera de sus expresiones constituye una gran desigualdad para la persona que la transita, la violencia doméstica además vulnera el lugar que debería ser el más seguro. Dar contención, garantizar la continuidad laboral y hacer del espacio de trabajo un lugar seguro aporta en el camino hacia la igualdad de oportunidades.
Además, en el contexto de las medidas de restricción sanitaria, con un gran porcentaje de colaboradoras y colaboradores trabajando de manera remota, el Comité se enfocó en conocer el impacto diferenciado que esta situación tuvo en la relación familia-trabajo de varones y mujeres. Ante este escenario, se puso énfasis en promover la corresponsabilidad para garantizar la igualdad de oportunidades de quienes integran YPF.
A través de estas acciones, la compañía refuerza su compromiso con la equidad de género e invita a los argentinos y las argentinas a seguir trabajando para alcanzarla.
Desde mediados de febrero pasado a la fecha, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) se duplicó en la cantidad de empresas interesadas en participar del nuevo espacio.
“Notamos mucho interés del mercado. En menos de un mes pasados de tener 60 potenciales asociados, ubicados en 10 departamentos, a contar con 121 empresas, situadas en 18 departamentos”, destaca Miguel Hernández Borrero, representante del nuevo espacio, en diálogo con Energía Estratégica.
Además, resalta el ejecutivo, también hay 10 empresas internacionales interesadas en participar de ACOSOL.
No obstante, para que la entidad pueda constituirse formalmente, todavía tiene que terminar de consolidarse en sus estatutos (que actualmente en estudio por los potenciales asociados) y cumplimentar pasos administrativos y burocráticos.
“Esperamos que a mediados de abril estemos constituidos formalmente como cámara”, enfatiza Hernández Borrero.
Los 121 asociados
Este nuevo espacio tiene por objeto social “la promoción del desarrollo del sector de la industria solar, en actividades relacionadas con reglamentación de la energía solar fotovoltaica en el territorio colombiano, promover y alinear los intereses políticos para el bienestar y el desarrollo sostenible de una industria de energía solar enfocados en proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida”, señala su estatuto.
Hasta el momento se registran 121 empresas interesadas en participar de ACOSOL: 93 son compañías de instalación de equipos, 13 son proveedoras, hay 8 fabricantes, algunos de talla internacional, 2 certificadores, 2 capacitadores, 2 empresas de asesoría y una vinculada a medios de comunicación.
Fuente: ACOSOL
Objetivos específicos
En su estatuto, ACOSOL se compromete a promover una serie de objetivos que permitan el desarrollo de la industria y el mercado renovable a partir de fuentes solares en Colombia. Éstos son:
Promoción de la energía solar fotovoltaica como la fuente principal de energía en el país y posicionamiento ante las entidades del Estado en el territorio colombiano.
Velar por y representar los intereses de fabricantes, empresarios, comerciantes y usuarios de los micro, pequeños y medianos proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Realización de estudios sobre la implementación de la energía solar fotovoltaica en Colombia y sus principales barreras en la ejecución de proyectos, enfocados en proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Unión de pequeñas y medianas empresas dedicadas a la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, para ser una sola voz ante las autoridades competentes, comercializadores y operadores de red.
Enlace con Asociaciones a nivel internacional para mejores prácticas de regulación y modelos innovadoras que busquen impulsar la energía solar fotovoltaica en Colombia
Contribuir al desarrollo de normas, procedimientos y exigencias para la calidad de productos, sistemas y actividades de la industria, bajo los mejores estándares internacionales.
Impulsar la elaboración de manuales de buenas prácticas para el diseño, instalación y uso de los sistemas solares.
Enfoque en remover barreras y facilitar el acceso a cualquier persona que esté interesado en utilizar este tipo de tecnología.
Agrupar integrantes de la comunidad que estén interesados en la estimulación, investigación y apoyo a los proyectos de energía solar fotovoltaica.
Generar, diseñar, ejecutar eventos y programas de formación y sensibilización entorno a la tecnología de energía solar fotovoltaica.
Participar en procesos que corresponden a sus miembros y a la misma asociación como son la formulación de proyectos, realización de actividades académicas y culturales.
Promover la integración y cooperación con los gremios, entidades, y demás instituciones que persigan fines comunes a los nuestros.
Colaborar y suscribir convenios con las entidades de los sectores público y privado para la elaboración de estudios y ejecución de proyectos, fiscalización e interventoría, consecución de financiamiento, promoción de inversiones y otros que sean de interés para el país y ACOSOL.
Organizar y participar nacional e internacionalmente en campañas publicitarias, misiones empresariales, de prospección y comerciales, ferias, invitaciones, exposiciones, talleres, simposios, seminarios, congresos, cursos, etc.; editar folletos, catálogos, videos, publicaciones, generar sitios web.
Promover directa o indirectamente las tareas de homologación, ensayos y pruebas, estandarización, certificación de calidad, de aseguramiento de calidad, controles y acreditaciones u otros que deban cumplir los componentes y los procesos que se empleen en la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Contribuir al perfeccionamiento integral de los asociados mediante coordinación de información técnica y bibliográfica relacionada con la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, como también mediante la divulgación de temas de interés común y la celebración de reuniones, conferencias y cursos referentes a cuestiones de energía solar fotovoltaica.
Asumir la representación y defensa de sus asociados, toda vez que ello sea necesario para que puedan desarrollar su profesión y lograr su perfeccionamiento en un ámbito de seguridad y tranquilidad; y velar por la estricta observación de los principios éticos que deben regir su actuación.
Apoyar las iniciativas de bien común promovidas por otros organismos y que encuadren dentro de los objetivos de la Asociación.
Fomentar integración de los distintos grupos que trabajan en la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, mediante programas coordinados y/o conjuntos.
En general actuar en forma oportuna, propositiva y sistemática cada vez que sean afectados los altos intereses de ACOSOL.
Gestionar y desarrollar mecanismos de inversión, financiación y cofinanciación para el sostenimiento de la asociación, utilizando sistemas de cooperación, administración delegada de recursos, o medios similares.
El avance del coronavirus como pandemia llevó a que Centroamérica presencie cambios en los hábitos de consumo, tales como el de electricidad. En 2020, la reducción de la demanda fue significativa respecto al año anterior en los distintos países de la región.
Según los relevamientos del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la demanda de Costa Rica cayó cerca de -3% y presentó la contracción más grande en mayo, del orden de -7%. Ese dato global no sería tan crítico como las conclusiones que se extraen del análisis sector por sector.
“Hay sectores que mostraron niveles de demanda del año 2012 o 2019. Lo que significa que es un evento que nos golpeó tan fuertemente que pone en un ajuste inmediato muchas de las decisiones que el país tenía tomadas para el presente año”, advirtió Marianela Ramírez Leiva, coordinadora del Proceso de Expansión del Sistema en el área de Dirección, Planificación y Desarrollo Eléctrico del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
Es preciso recordar que en el inicio de 2021 se comunicó que el ICE no renovó cuatro contratos con generadores privados que aportaban 50 megavatios al SEN, lo que representaba 1,4% de la capacidad instalada total.
Si bien aquello generó descontento del sector privado. El Instituto justificó su decisión en apego a la Ley N.º 7200 y su reglamento, argumentando tener “suficiente capacidad instalada para satisfacer las proyecciones de demanda de energía. Dicha capacidad suma 3.537 megavatios con las cinco fuentes renovables y el respaldo térmico, mientras que la demanda del último año tuvo como máximo 1.737 megavatios”.
Lo que ahora se plantea desde el ICE es una revisión de sus planes de expansión en la generación para garantizar el equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad.
A partir de allí, Marianela Ramírez Leiva marcó dos reflexiones y retos importantes durante su participación en un webinar del Comité Centroamericano de la CIER: la complejidad para estimar proyecciones de demanda eléctrica para los próximos años y el reconocimiento de los costos fijos de los sistemas renovables ante contracciones tan profundas de la demanda.
“Sobre la demanda, indudablemente la pandemia provoca una ruptura en la serie de datos histórica que alimentan los modelos de proyección en Costa Rica y en todas partes del mundo. Sabemos que la contracción de la demanda no puede ser vista como un evento aislado que solo ocurrió en 2020.
Hoy por hoy, sabemos que aun con los programas de vacunación y las diferentes medidas que están tomando los gobiernos para tener una reactivación económica en sus respectivos países, vamos a tardar muchos años en lograr crecimientos de demanda que esperábamos prepandemia”, consideró la referente del ICE.
Aquel escenario complicaría el reconocimiento de los costos fijos de los sistemas renovables y al respecto reflexionó:
“En general, cuando tenemos sistemas con mayores componentes térmicos en la matriz de generación, las reducciones de ventas se reflejan inmediatamente en reducciones de compras de combustibles y, en cierta medida, un mejor balanceo de costos dentro del mismo sector.
Pero cuando tenemos sistemas altamente renovables, todos los costos son fijos y deben ser reconocidos con ventas menores que provocan verdaderamente una situación compleja que requiere una muy buena conducción para no afectar la actividad de los participantes. Este es un reto mayor para Costa Rica”.
De allí, concluyó que convendría valorar los siguientes elementos:
-La prudencia llama a no considerar grandes plantas de generación en los planes de expansión. Soluciones más pequeñas y de menor costo que permitan una instalación modular y ser amortizadas a mediano plazo, expone al sistema a menor riesgo.
-Soluciones modulares brindan la posibilidad de ajustarse según se continúa el monitoreo de la información de la demanda
-Tienen gran valor disponer de escenarios de confrontación para la toma de decisiones
-La solución de mínimo costo no refleja la solución óptima en este ambiente, porque la incertidumbre es tan grande que es mejor optar por opciones que logren minimizar el “arrepentimiento” de la decisión.
El desarrollo de las energías renovables se relacionan con la finalidad de disminuir los gases de efecto invernadero (GSI). Energía Estratégica contactó a GabrielValerga, presidente de la Cámara Empresaria de Medio Ambiente (CEMA), para conocer el panorama actual en Argentina.
Al respecto, recalcó que hay una creciente disminución de GSI, aunque dejó en claro que es muy difícil hacer un análisis con profundidad debido al año pandémico vivido y la baja de actividad general
“De todas maneras, si quitamos el efecto pandemia, hay aproximadamente entre un 2 y 3% de disminución per cápita. Estamos en un aporte de 200.000 de kilo toneladas de dióxido de carbono. Lo que significa que serán aproximadamente 4,2 toneladas per cápita”, agregó. .
Además, Valerga informó que el país se encuentra en el puesto 155 de países emisores, por lo que “nuestro aporte no es algo relevante a nivel planetario”.
En lo que respecta a políticas públicas para continuar con la reducción, el especialista apuntó a aquellas de energías renovables, sumado al hecho de que “Argentina en los últimos años viene con un retroceso con el crecimiento industrial, lo que también produce una disminución de GSI”.
Sin embargo, más allá de los programas que hay para energías renovables, “no hay leyes en particular para la industria o privados que exijan una mitigación, pero sí existen iniciativas en el sector privado”, destacó.
Y mencionó que “no hay en carpeta una norma que vaya a pedirle a la industria o algún sector en particular que deba enfrentar una meta de reducción específica, por ley por lo menos”.
Valerga no cree que sea el momento para poner un requisito de conversión energética con un repago a una determinada cantidad de años debido a que la inversión inicial será importante y “difícil de afrontar”. “Lo veo complicado salvo que presenten planes voluntarios”, opinó
Por otra parte, una de las problemáticas del país que notó el presidente de la Cámara Empresaria de Medio Ambiente es el financiero: “Cómo en el país se puede pagar tecnología que apunte a la reducción de GSI y cuanto tiempo tarda en amortizarse financieramente”.
Y si bien señaló que “el problema nunca es tecnológico, es económico”, cree que “hay caminos que se abren, principalmente porque desde Europa están interesados en que nosotros andemos el camino que ellos iniciaron con el Green Deal, pacto verde o economía circular, entre otros”.
“Hay un camino que se empezó andar, que va lento pero cada vez se camina más rápido, no solamente en solar y eólica, sino también en generación de biogás o biomasa, que tiene un doble efecto porque también soluciona la problemática de los residuos”, añadió.
Para concluir, Valerga marcó que hay dos frentes: la generación de energías alternativas y la absorción de dióxido de carbono. “Se debe trabajar seriamente, con un mayor esfuerzo, en evitar los desmontes porque son sumideros naturales”, afirmó.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, aseguró este viernes en una call con inversores que la petrolera está evaluando la posibilidad de vender activos no estratégicos como parte del plan para financiar sus gastos de capital. “El financiamiento debería provenir de una mejora en el cash flow de nuestras operaciones, un incremento en nuestra deuda neta a niveles manejables y la potencial venta de algunos activos no estratégicos”, sostuvo el ejecutivo.
La conversación con los inversores de la compañía se produjo un día después de informar a la bolsa una pérdida de 1098 millones de dólares en todo 2021, un 59,5% más que en 2019. Ante la consulta sobre los potenciales activos a vender Affronti recordó las desinversiones recientes de la compañía (como la reducción de su participación en Bandurria Sur y la venta de un edificio a AYSA) y señaló qué activos no estratégicos están mirando.
“Analizamos un grupo de áreas convencionales maduras, tanto de petróleo como de gas, que podrían ser elegibles para una desinversión potencial si concluimos que podrían ser operadas de forma más eficiente por un operador más flexible y de nicho, permitiéndonos asignar nuestros recursos en los activos en los que podemos crear un valor mayor para nuestros accionistas. Seguiremos analizando nuestro portfolio de activos no operativos y no estratégicos y avanzaremos con una potencial monetización si su valuación resulta razonable”, explicó Affronti.
La venta de algunos activos no estratégicos comenzó durante la gestión de Miguel Gutiérrez, quien condujo durante gran parte del gobierno de Mauricio Macri, período en el que se vendieron algunas áreas en Mendoza y Río Negro. El manejo del portfolio sigue siendo similar.
El objetivo es desprenderse de activos que son muy chicos para YPF y que por su estructura de costos no los opera ya que no le resultan rentables. Allí busca operadores más chicos que quieran entrar. No obstante, Affronti relativizó la posibilidad de vender activos de ese tipo en el actual contexto macroeconómico. “Si bien trabajamos en algunas alternativas, en este momento y en el ambiente de mercado en el que vivimos, no hay alguna transacción en particular que comentar”, remarcó.
El plan de inversión
La empresa pronostica gastos de capital en 2021 por 2700 millones de dólares, una recuperación significativa luego de que la inversión se derrumbara a 1554 millones en el 2020. El 80% de la inversión irá al segmento upstream.
“Seguiremos enfocando la inversión en crudo con 1500 millones y 600 para trabajar con activos de gas en desarrollo, en línea con nuestro compromiso con el Plan Gas 4”, señaló Affronti a los inversores. Solo en el hub núcleo de shale oil integrado por Loma Campana, Bandurría sur y La Amarga Chica esperan invertir más de 500 millones.
En cuanto a la producción, la expectativa de Affronti es que “se mantenga plana en la primera mitad del año y que en el segundo semestre crezca un 5% en petróleo y un 9% en gas natural con respecto al mismo período de 2020”.
Proyecto de ley de hidrocarburos
El CEO de la petrolera estatal también evaluó el anuncio del presidente Alberto Fernández sobre una nueva ley de hidrocarburos. “Si bien no estamos al tanto de los tiempos de tratamiento del proyecto ni de los detalles específicos de esta nueva ley creemos que incorporará incentivos atractivos. Debería ser una herramienta poderosa para incrementar los niveles de producción, no solo para YPF sino para toda la industria del petróleo y gas argentina”, ponderó.
Respecto del ebidta estimado para 2021, la empresa dijo que dada la incertidumbre existente no tenía proyecciones que informar en este momento. Pero no ve que la normalización del ebidta conlleve un aumento importante en la deuda neta de YPF. Tampoco esperan que el mismo regrese a niveles de pre pandemia por lo menos hasta 2023.
La cámara empresarial pide a los dirigentes políticos que “trabajen hasta consensuar las medidas que permitan a las empresas funcionar sin desventajas respecto a los competidores de la región”. “Empresarios Argentinos, ante décadas sin políticas públicas sustentables, que se traducen en una profunda crisis económica y social, le decimos a todos los dirigentes políticos que la pobreza en Argentina se puede erradicar. Lo demuestran innumerables ejemplos en el mundo: empresas dinámicas, que invierten, crean valor y generan trabajo, son el motor para erradicar la pobreza y generar desarrollo y movilidad social. Los empresarios de Argentina queremos seguir invirtiendo, crear empleo, […]
Según un informe, en febrero se realizaron 692 operaciones de fractura, la cifra más alta desde el mismo mes de 2019. De acuerdo al relevamiento hecho por agencias que siguen de cerca la actividad de las empresas petroleras, la actividad en el yacimiento de Vaca Muerta dio fuertes señales de recuperación. El informe de la consultora NCS Multistage correspondiente al mes de febrero señala que el conjunto de compañías que trabajan en esa región neuquina realizaron 692 operaciones de fractura, superando los niveles del mes previo. Esa medición es la segunda más alta después de febrero de 2019, cuando se […]
La empresa líder del sector se recupera de la pandemia, vende más combustibles por la vuelta de la demanda y hace pie en el negocio de la producción de gas natural, gracias a los estímulos oficiales. La petrolera YPF recortó en el cuarto trimestre una buena parte de las pérdidas que había tenido hasta el 30 de septiembre del año pasado, en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural. En línea con una mayor normalización de la actividad […]
En el marco de la ley estímulo a la producción hidrocarburífera, la operadora Petróleos Sudamericanos elevó el proyecto a la secretaría de Energía de Río Negro. La firma Petróleos Sudamericanos presentó tres proyectos ante la secretaría de Energía de Río Negro para reactivar pozos inactivos y de baja productividad en el yacimiento Medanito: uno de los bloques con más historia en la provincia. La iniciativa se encuadra en la ley provincial que se aprobó en diciembre pasado y tiene como finalidad estimular la extracción de crudo en la provincia. La normativa tiene multifunciones: además de intentar detener el declino sostenido […]
Eduardo De Pedro, el Ministro del Interior, se pronunció en estos términos al recibir al gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, quien fue designado al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. El ministro del Interior, Eduardo ‘Wado’ de Pedro, recibió al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, con quien llevó adelante una reunión para analizar iniciativas conjuntas y lo felicitó por su designación al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos: el organismo que nuclea a las diez provincias argentinas productoras de hidrocarburos. El titular de la cartera política hizo énfasis en felicitar al gobernador por […]
La fecha recuerda la creación de la Dirección Nacional de Gas y busca conmemorar a todos los trabajadores que forman parte de esta industria. Hoy se celebra el Día del Gas en Argentina como homenaje a la creación de la Dirección Nacional de Gas en 1945. Lo que sería luego Gas del Estado, se formó a partir de la unión entre el Departamento del Gas de YPF con la Compañía Primitiva de Gas. La fecha busca celebrar a todos los trabajadores de la industria del gas y remarcar la importancia que tienen dentro de la política nacional y provincial. Además, […]
La empresa busca reducir el impacto ambiental de su actividad mediante la mejora de sus procesos. La empresa de origen argentino Ternium anunció que invertirá US$500 millones en tecnologías amigables con el medioambiente para sus plantas en el país, Brasil y México, con el fin de disminuir su impacto. La acción se ubica en el marco de la adopción de varias medidas de protección ambiental a las que se ha adherido la empresa. “El cuidado del medioambiente es un aspecto clave de las operaciones de Ternium. La industria del acero, como muchas otras, ha destinado cada vez más recursos a […]
El 16 de marzo será la Audiencia Pública en la que las empresas prestadoras del servicio de gas natural, presentarán análisis de actualización tarifaria. Discutirán costos, tarifas y distribución. Las empresas distribuidoras de gas natural presentaron al Ente Nacional Regulador del Gas sus análisis de actualización tarifaria, como paso previo obligatorio a la realización de la Audiencia Pública, prevista para el 16 de marzo, de manera virtual, en la que se discutirán los costos y las tarifas de los servicios de transporte y distribución para usuarios residenciales. Del análisis de la documentación se desprende que las empresas plantearon un ajuste […]
Una conmemoración que tiene como finalidad reflexionar y crear conciencia acerca de la importancia del uso racional de la energía para el propio bien de la raza humana. Todo comienza en el año 1998, en una Conferencia Internacional celebrada en Austria donde se acordó crear un día que fuese emblemático para el mundo, de la importancia de cuidar y hacer un uso consciente y responsable de la energía, que es vital para la vida. En este encuentro se debatió sobre crear estrategias para ampliar la diversificación energética a través de otras fuentes como las energías renovables y la reducción de […]
Luego de la designación de las nuevas autoridades de la organización de provincias hidrocarburíferas, el Secretario de Energía, Matías Toso, explicó de qué forma puede incidir La Pampa en las políticas nacionales. En el encuentro virtual se establecieron lineamientos de trabajo para los próximos años, fundamentalmente orientados a integrar a las provincias del norte argentino, de forma que los estados federales productores de hidrocarburos puedan accionar en bloque. La Pampa insistió e insistirá en la necesidad de que las provincias hidrocarburíferas afronten tres líneas diferentes en el área para que se conviertan en políticas nacionales, así lo remarcó el secretario […]
Oldelval, la compañía nacional líder en el segmento de midstream, es una de las organizaciones reconocidas por Great Place to Work como uno de “Los Mejores Lugares para Trabajar en Argentina 2021”. En el relevamiento de este año, del cual participaron 135 empresas y más de 90.000 colaboradores, obtuvo el reconocimiento en el segmento hasta 250 empleados.
“El año 2020 nos presentó un desafío sin precedentes, donde todos nuestros esquemas de trabajo se vieron desafiados por una situación no prevista y nos supimos adaptar; aferrándonos a quienes somos: a nuestro propósito y a nuestros valores”, comentó Jorge Vugdelija, Gerente General. “Este reconocimiento representa el compromiso de Oldelval con la experiencia de nuestros colaboradores y es el resultado de un camino recorrido, que tiene como principal foco a las personas. Es un orgullo obtener este galardón considerando que son nuestros propios empleados los que, en base a su experiencia, reconocen ante una encuesta independiente el valor de la cultura de trabajo en Oldelval. Esto constituye un pilar sólido para continuar brindando soluciones de calidad a nuestros clientes y atender a todas nuestras partes interesadas”.
Entre los aspectos que llevaron a la compañía a recibir este reconocimiento se destacan que es un lugar seguro para trabajar, la orientación hacia el bienestar de las personas, el equilibrio entre la vida personal y laboral, la posibilidad de desarrollarse en diferentes proyectos y el orgullo de pertenecer a Oldelval.
A última hora del miércoles 3 de marzo pasado, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó el proyecto de resolución (ver nota) donde se fijan algunas de las reglas de la nueva subasta a largo plazo de energías renovables (ver resolución). La propuesta está sometida a consulta pública por 15 días, hasta el 18 de marzo.
“Las condiciones de la subasta son prácticamente las mismas de la del 2019, tanto es así que se ha modificado la misma resolución que había antes”, observa Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.
En efecto, el contrato que se celebre con los adjudicatarios será en pesos colombianos (no se incluirá CERE en las ofertas) y a 15 años. Según pudo saber este medio, el volumen de energía que se disputará también será similar al del proceso anterior, cuando se licitaron 12.050,5 MWh/día. Del mismo modo, las ofertas se establecerán en 3 bloques horarios intradiarios:
Bloque No. 1: Comprende el período horario entre las 00:00 horas y las 07:00 horas.
Bloque No. 2: Comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas.
Bloque No. 3: Comprende el período horario entre las 17:00 horas y las 00:00 horas.
No obstante, sobre este punto se establece una pequeña modificación pero que podría generar un cambio sustancial respecto del certamen del 2019.
En la subasta pasada, el grueso de las ofertas adjudicadas se encontraron en el Bloque N°2 (ver nota de Energía Estratégica con infografías); seguido del Bloque N°1. En el Bloque N°3 hubo escasas ofertas de energía adjudicada.
Para evitar este problema, en el proyecto de resolución, establece que “cuando el vendedor presente una oferta en el Bloque No. 2 se entenderá de manera automática que ha presentado una oferta en el Bloque No. 3, correspondiente al 15% de la totalidad de Paquetes de Energía ofertados para el Bloque No. 2”.
Sin embargo, Corredor observa que con esta condición se les está exigiendo a los proyectos fotovoltaicos a complementarse con otro tipo de fuentes de energía.
“Si a un proyecto solar lo obligan a ofertar por la noche va a tener que buscar energía en otra parte, y ahí se podría complementar con otro eólico”, razona el Director de SER Colombia.
En ese sentido, para el dirigente es importante que en esta convocatoria se mantenga el criterio de que no se admita la participación de otras tecnologías que no fueran renovables no convencionales, para así continuar con el proceso de diversificación de la matriz energética.
¿La participación eólica restringida?
Otra de las condiciones de esta nueva subasta es que los proyectos tendrán que tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW y no haber sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019.
Además, los emprendimientos deberán estar inscritos en Fase 2 dentro del registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME y contar con el concepto de conexión a la red (de transmisión nacional o transmisión regional) aprobado por la entidad de planeación.
Según Corredor esto podría limitar fuertemente la participación de los proyectos eólicos, ya que “son muy pocos los que cumplen con estas condiciones en el registro de la UPME”.
Su participación dependerá de la fecha límite de entrada en operación comercial que fije el Ministerio de Minas y Energía para los proyectos adjudicatarios.
A fines del año pasado, funcionarios de la cartera energética y el propio presidente de la Nación, Iván Duque, había señalado que esta subasta apuntaría a adjudicar emprendimientos que entren en funcionamiento durante el año 2022 o 2023.
De ser así, los eólicos se la verían complicada. Más aun teniendo en cuenta que el proyecto de resolución del martes pasado establece que la ejecución de garantías de Puesta en Operación (que corresponde al 10 por ciento del valor total del contrato) de los emprendimientos que resultasen adjudicatarios se realizará en el plazo de 1 año contado a partir de la fecha de inicio de las obligaciones de suministro de energía eléctrica.
La subasta pasada establecía que esta garantía se ejecutaba al segundo año de no haber cumplido con los compromisos. Para Corredor, esto podría complicar la participación de los eólicos: “La garantía es costosa. Yo creo que nadie busca adjudicar para que luego se la ejecuten”, opina. A no ser que el Gobierno defina extender más los plazos de operación comercial para los posibles adjudicatarios.
A mediados de febrero pasado, la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) presentó un documento con comentarios y observaciones sobre el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica.
A saber, esta iniciativa crea la figura del Comercializador, actor que compra y vende energía dentro del mercado regulado permitiendo (aseguran desde ACEN) generar tarifas más económicas para los usuarios y un mejor servicio. El espíritu de fondo es que la competitividad generará las mejoras.
Eduardo Andrade, Presidente de ACEN comenta a Energía Estratégica que las apreciaciones esgrimidas por la entidad tienen que ver con elementos que permitan promover la sana competencia.
Entre todas las observaciones, el dirigente plantea cuatro aspectos, uno de plazos y tres de carácter técnico que deberían ser tomados en cuenta en la Ley para que pueda desarrollarse de manera efectiva.
En lo que respecta a plazos, Andrade se muestra muy preocupado porque hace 6 meses que el proyecto de Ley todavía se encuentra en el despacho de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. La expectativa del sector era que antes de que termine el 2020 la propuesta tuviera media sanción.
“Hay voces que sostienen que este proyecto de Ley deberá esperar a que avancen otros aspectos ligados a éste, como el de la Calidad en el Servicio y el de Generación Distribuida”, confía con preocupación, y remata: “Si esto es así, los tiempos de demora serán realmente importantes lo que implicará que los usuarios finales, que cumplan los requisitos, se demorarán más en recibir los beneficios de cuentas de luz más bajas”.
“Nosotros creemos que es necesario avanzar sobre todos estos temas, pero no necesariamente hacerlo en conjunto sobre un único documento que abarque los tres temas. Porque si bien los tres son importantes, ponerlos a todos juntos implicará una demora muy grande en su tramitación, más teniendo en cuenta que primero deberíamos esperar que se constituya todo un nuevo articulado”, formula Andrade.
Eduardo Andrade, Presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN)
Los aspectos técnicos
En cuanto a las observaciones técnicas del proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, ACEN planteó una batería ellas. Pero Andrade destaca tres sobre el resto.
Por un lado, sostiene que las empresas distribuidoras no deben participar del mercado de la comercialización. “La separación estructural es la modalidad recomendada por la OCDE, además de la opción más simple y eficiente y con menores costos para el usuario final y el Estado”, justifica.
Agrega que si las distribuidoras participarían se daría un escenario de competencia desleal. “El distribuidor maneja mucha información de sus clientes lo que le permite hacer ofertas comerciales específicas y personalizadas”, explica.
Del mismo modo, indica que podría darse un escenario de favoritismo, donde las distribuidoras privilegien a sus clientes a la hora de atender cortes de suministros.
Por otro lado, Andrade señala que “se debe permitir la contratación y la libertad de negociación de precios, condiciones y plazos para clientes mayores a 20 kW”.
“Ello permitirá alcanzar acuerdos de suministro con usuarios finales acordes a necesidades individuales, profundizando el mercado y generando una oferta de soluciones estructuradas: financiamiento de proyectos fotovoltaicos, variedad de tarifas, etc. Situación similar a la actual donde estos usuarios finales, hoy los que tienen una potencia conectada de más de 500 kW, poseen un mayor conocimiento del mercado”, destaca.
Finalmente, el titular de ACEN plantea: “Se debe evitar la sobre-regulación ya que ello restringe la flexibilidad de oferta y, por lo tanto, la competencia”.
Comenta que es necesario estimular la cantidad de competidores, con exigencias de garantías que deben ser iguales para todos los participantes del balance de energía y potencia.
“Se debe modificar completamente la transición propuesta (por zonas pilotos): la implementación por zonas geográficas privilegia a los actores establecidos. Zonas pequeñas con un bajo número de clientes de menos de 20 kW obliga a que un nuevo competidor desarrolle una infraestructura completa para atender a un pequeño número de clientes, lo que no resulta atractivo”, indica.
Es por ello que ACEN propone una implementación por reducción del nivel de potencia conectada (desde los 500 kW bajando 100 kW por año) lo que permitiría la adaptación gradual de competidores de menor tamaño. “Adicionalmente, este tipo de transición podría realizarse durante la discusión de la ley puesto que la regulación actual lo permite”, sostiene Andrade.
Díasatrás surgió un comunicado de que el Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR) estaba considerando un plan de generación solar para el llamado Tren Maya en el Estado de Yucatán.
Pero desde el propio Estado, más precisamente Juan Carlos Vega, Subsecretario de Energía de la Secretaría de Fomento Económico y del Trabajo del Estado de Yucatán, le informaron a Energía Estratégica que no hubo acercamiento para tratar temas de energía.
«Vimos ese comunicado, pero planes de querer hacer un parque fotovoltaico en una zona, no conocemos y tampoco se nos ha comunicado de nada. Aunque entiendo que planean comprar energía fotovoltaica para el Tren Maya», aseguró Vega.
«A lo mejor son planes que tienen, pero del dicho al hecho hay un gran trecho. Un proyecto de gran escala lleva muchos años de permisos, que de antemano en el último tiempo han estado prácticamente estancados. Por lo que no sé cómo le harían para sobrevenir eso, si ya hay una cola de permisos estancados y luego entrarían los de FONATUR, si se respetara un orden», agregó.
Incluso FONATUR le podría comprar energía, a través de un suministrador calificado, a aquellos proyectos que no correspondan a ganadores de las Subastas de Largo Plazo, que ya poseen comprometida la venta de energía a la Comisión Federal de Electricidad.
Cabe destacar que en Yucatán ya se otorgaron veinticuatro permisos de generación y cinco de ellos ya están operando, según comentó el Subsecretario de Energía.
«También hay otros proyectos que están en desarrollo que no necesariamente tienen permiso de generación, cuatro de esos ingresaron la solicitud de dicho permiso en noviembre o diciembre 2019 y hasta el día de hoy no tienen respuesta», señaló.
En cuanto al avance de energías renovables en el Estado del sureste de México, Juan Carlos Vega mencionó que «hay cerca de 1200 MW en desarrollo, adicionales a los 1500 MW que ya poseen permisos». Inversión cercana a 2000 millones de dólares si todos se llevan a cabo.
«Si se hacen los veinticuatro permisos y todos los proyectos adicionales, estaríamos hablando de 4500 millones de dólares de inversión y unos 2500 MW de capacidad instalada. Y la energía eólica es la que está a la cabeza en acumulación de permisos o desarrollo en cuestión de megavatios», explicó el funcionario.
Justamente dos proyectos eólicos son los que se encuentran más avanzados, uno entre 70 y 80 MW de potencia y el otro de 70 MW. «Deberían iniciar construcción este año y esperemos que así sea. Dependen de resoluciones de entes federales, que con la pandemia han cerrado o no operan», dijo al respecto.
Por otra parte, la aprobación de la reforma a la Ley de Industria Eléctrica no es ajena a la situación en el Estado. Incluso Vega apuntó que en dicha región «hay un proyecto de autoabasto y es el que más riesgo correría si le revisaran o quitaran el contrato». «Mientras que los otros proyectos que son ganadores de Subasta de Largo Plazo podrían verse afectados si les limitan el despacho».
Ya en cuanto al contexto general el especialista vislumbra «un panorama legal de mucha agitación». Y con ello se refiere a que se esperan muchos amparos, «porque una de las leyes que modifica tiene que ver con el autoabasto, una ley anterior a la LIE que está vigente».
«Y hasta donde sé, la ley no puede ser retroactiva, por lo que habrá amparos, va a acabar en la Suprema Corte de Justicia de la Nación y seguramente habrán arbitrajes internacionales, como mecanismos de defensa», añadió.
Agustín Siboldi, abogado y socio del O’Farrell Abogados y miembro de la Comisión Directiva de CADER, compartió su postura con EnergíaEstratégica sobre dicha cuestión: “Tanto desde el punto de vista legal como desde la perspectiva de la política regulatoria, la única forma de cambiar la moneda de los Contratos de Abastecimiento es a partir del acuerdo de las partes”.
“De no mediar acuerdo, debería respetarse el contrato celebrado en el marco de la Ley 27.191, propuesta por el actual oficialismo y acompañada por la casi unanimidad del arco opositor. Ello implica descartar la posibilidad de cambio de moneda en forma unilateral, cualquiera sea la forma legal que se le quiera imprimir”, agregó.
Además hizo hincapié en que la cláusula de negociación de los Contratos de Abastecimiento (16.1) no es una alternativa viable en tanto excluye expresamente la modificación del precio y su moneda: “Hay proyectos con retrasos que han planteado fuerza mayor a partir de la situación macroeconómica del país desde algún momento de 2018, y por la pandemia, que puede generar el espacio para el acuerdo, pero ello debería producirse en el marco de una nueva norma que establezca las pautas y parámetros para ello”.
En tanto, Siboldi desaconseja fuertemente toda opción unilateral e inconsulta. “Nuestro país depende de capitales extranjeros para desarrollar y explotar sus recursos, así como para construir la infraestructura de evacuación y, todo desconocimiento de derechos adquiridos conspira contra tal objetivo”, señaló.
También destacó que «es importante que se establezcan las condiciones que hagan viables los proyectos que están en condiciones de ser construidos, respecto de los cuales se aplican fuertes penalidades que deberían ser revisadas hacia su reducción en virtud de las circunstancias macroeconómicas y pandémicas, haciendo extensivo tales concesiones a aquellos otros proyectos que han obtenido habilitación comercial pero reciben fuertes penalidades por retrasos, en los casos en que los mismos sean ajenos al control de sus titulares”.
“Respecto de aquellos proyectos irremediablemente frustrados, deben generarse las condiciones para la liberación de los nodos asociados. Y dada la complejidad de la situación, todo ello debería hacerse a través de un proceso de consulta con el sector a fin de enriquecer el debate y mejorar las soluciones que finalmente se adopten”, añadió.
Con ello se refirió a todos los proyectos, incluyendo aquellos adjudicados al Programa RenovAr y el Mercado a Término que, según comentó Siboldi, «estaban descontando la continuidad de la suspensión de los plazos por efectos de la pandemia, hecho que no llegó y hay información contradictoria acerca de la posición de la Secretaría de Energía”. “Este proceso debe iniciar con una suspensión de los plazos a raíz de la pandemia, dado que sigue afectando la producción y logística de elementos imprescindibles para la concreción de los proyectos.»
Siboldi también agregó que «estas pautas permitirían respetar derechos adquiridos, generar un clima de negocios que dé lugar a la continuidad del sector de renovables, así como minimizar la conflictividad asociada, que ya presenta un número relevante de proyectos de RenovAR sometidos a arbitraje.”
Y una de las maneras que propone el especialista para apaciguar la situación es mediante la ampliación de “la buena práctica de regular los mercados escuchando al sector que va a invertir en el mismo”. “En el mundo se avanza con procesos de consulta, sobre todo ante situaciones tan complejas como la que nos ocupa. El modelo de consulta pública es muy utilizado en nuestro país; ejemplo en el sector de las telecomunicaciones y fue adoptado en el proceso de diseño del frustrado programa de ParticipaciónPúblico-Privada -PPP.»
«La única forma de hacer una pesificación en el sector es con el acuerdo de la contraparte y es un proceso donde todos dejan algo en la mesa. Es decir, ceden algún derecho y obtienen algún beneficio», explayó.
Prestó asimismo especial importancia a que hay dos aspectos muy importantes a considerar: “El primero es que los precios de los Contratos de Abastecimiento bajo RenovAR son competitivos frente a otras tecnologías convencionales, más aún si se consideran las externalidades asociadas, desplazando unidades de generación que reconocen mayores precios e incluso pueden sustituir el uso de combustibles importados, con el impacto que ello tiene en el balance de divisas”.
Mientras que el segundo aspecto refiere a que los precios de los Contratos de Abastecimiento están acordados en dólares estadounidenses, pero son pagaderos al tipo de cambio oficial, en moneda local, “de modo que ello no tiene impacto alguno en dicho balance de divisas”. “El problema se plantea ante el pago de la porción importada de los insumos de un proyecto, así como en el repago del capital invertido.”
“Hay una muy buena oportunidad para profundizar la transformación de la matriz energética argentina y cumplir así con lo manifestado por el Presidente respecto de los aportes que hará nuestro país a la reducción en la emisión de los gases de efecto invernadero”.
“Es importante tender un puente concreto entre ese compromiso internacional, y las acciones que darán continuidad e impulsarán el sector.”, concluyó.
Con la llegada del Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, a la provincia de San Juan, Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) inauguró el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac que posee 3 MW de potencia instalada y se ubica en un predio de aproximadamente 8 hectáreas en el Parque Industrial Tecnológico Ambiental Regional (PITAR).
El objetivo de la provincia y EPSE es avanzar con la estrategia de comercializar la energía producida a gran parte a las industrias que generarán sinergias entre sí a partir del agregado de valor de los materiales recuperados de los residuos sólidos urbanos de la región y que se encuentran establecidas en el mismo predio.
Según informaron allegados al EPSE, el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac cuenta con 9120 paneles solares fotovoltaicos de alta eficiencia (18%), de 325 vatios de potencia cada uno, montados sobre 114 seguidores solares (trackers) con seguimiento solar acimutal en un eje horizontal.
Además posee un edificio equipado con dos Inversores, dos transformadores de potencia, todas las protecciones, comunicaciones y sistema de medición comercial de energía, lo que acumula una inversión de U$D 3.331.186,96.
Cabe recordar que San Juan tiene en operación una potencia instalada de 200 MW en centrales solares, y EPSE fue partícipe en más de la mitad de los mismos, superando la barrera de los 100 MW instalados mediante proyectos propios y junto a socios del sector.
Al momento de preguntar sobre las dificultades encontradas a lo largo del desarrollo y construcción del reciente parque inaugurado, desde Energía Provincial Sociedad del Estado aseguraron que hubo dos problemáticas principales:
Por un lado la forma irregular del terreno, producto de la disponibilidad del mismo al encontrarse en cercanía a una montaña rocosa. Ello no permitió el proceso de hincado y se debió realizar un pre excavado, además del posterior hormigonado. Y a dicho inconveniente del terreno se le debe sumar la dificultad al momento de instalar el tendido eléctrico subterráneo por el tipo de suelo.
En tanto, en lo que respecta a los trackers, tuvieron inconvenientes a sortear durante la construcción, ya que se debió modificar el diseño original de las estructuras con algunos refuerzos en la vinculación entre las vigas principales, para así evitar deformaciones ante las inclemencias del tiempo, como por ejemplos, los fuertes vientos de la zona.
¿Qué desafíos logísticos identificó en 2020, año marcado por el inicio de la pandemia?
Para distinguir los desafíos logísticos del pasado 2020, debemos diferenciar aquellos relacionados a las consecuencias de la pandemia y los otros vinculados a la coyuntura de Argentina y sus políticas comerciales.
Los primeros, que impactaron en la mayoría de países por igual, implicaban un repentino corte en la cadena de suministro, dado que, a raíz de las cuarentenas decretadas por la emergencia, numerosas fábricas y empresas se vieron retrasadas o directamente imposibilitadas para entregar los pedidos de manufacturados.
Este shock de oferta impactó en la forma de faltantes de stock hasta que se regularizó la situación y los tiempos de fabricación en origen volvieron a ser más previsibles.
Los otros desafíos, relacionados a la coyuntura económica del país fueron tal vez los más difíciles para cualquier empresa local. Para destacarlos, debemos distinguir los tres tipos de restricciones existentes. Las correspondientes al BCRA, las de AFIP y las de Secretaria de Comercio.
¿Cuáles serían las restricciones del Banco Central?
Las primeras responden a los intereses de la autoridad monetaria, que restringe los giros de divisas en cada operación de comercio internacional. Hoy toda la atención está puesta sobre las exportaciones e importaciones, porque son los canales por los cuales circula el dólar como moneda de cambio.
Una conocida rigidez corresponde a la de la Comunicación “A” 6818 de octubre de 2019, donde se establece que cada importador debe demostrar el ingreso aduanero de los bienes dentro de los 90 días corridos a partir de la fecha de la compra de divisas para pagar los bienes, lo que genera que cualquier atraso en la producción de una fábrica, sumado a posibles demoras en el flete marítimo u otros factores, deriven en un problema si se exceden los 90 días desde que se inició la importación.
De manera más reciente, rigen también restricciones del BCRA que implican la previa aprobación de esta entidad para permitir importaciones de más de U$S 50.000, la calendarización de los pagos (el BCRA habilita un turno para cancelar deuda con proveedores un día específico), entre otras.
Mencionaste también a la AFIP…
Sí. En otro orden de exigencias, se halla la AFIP con sus limitaciones por motivos fiscales, en un análisis que se llama Capacidad Económica Financiera (CEF). A partir de los números financieros y patrimoniales de cada compañía, se determina qué cupo puede importar.
Además, la mayoría de bienes importados se encuentran alcanzados por el pago de IVA adicional (por ejemplo, 20% además del 21% correspondiente o 10% además del 10.5%), para lo cual existen los certificados de eximición que esta entidad otorga cuando la empresa demuestra tener crédito fiscal acumulado en el tiempo.
Hoy día, sin embargo, estos certificados que representaban un alivio fiscal para muchas empresas, no están siendo asignados con facilidad y uno debe someterse a inspecciones fiscales de mayor detalle. Estos nuevos controles y demoras son un desincentivo a que la empresa tenga saldos más equilibrados y evite que cada importación sea una erogación de caja enorme para sacar la mercadería del puerto.
Juan Cruz Junghanss, gerente comercial de Electrosistemas.
¿Cómo juega la Secretaría de Comercio?
Las conocidas Licencias No Automáticas (LNA). Estas licencias son, dicho de otra manera, una restricción en forma de autorizaciones para confirmar y revisar la importación de ciertos bienes con el argumento de que se protege a la industria nacional.
A octubre del año pasado, desde la CIRA (la Cámara de Importadores de la República Argentina) aseguraban más de 1000 pedidos de LNA sin aprobar de diversas empresas. Incluyendo pedidos por compras que aún no se pudieron realizar, pero también por compras ya realizadas, pagadas y que están en Aduana sin liberar.
A todo esto, de forma adicional, se le suma la dificultad para acceder a financiación con proveedores, que debido a la situación económica argentina restringen las líneas de crédito, pagos diferidos, etc. con las empresas importadoras del país, a modo de precaución.
Tras años de importar productos para el mercado argentino, ¿cómo evalúa la sistematización de tiempos y formas en la aduana este 2021?
Analizando el tiempo y forma del sistema en la aduana para este año, encontramos muchas relaciones o puntos de conexión con la época del año 2012 aproximadamente. Recordemos que, en aquel entonces, bajo la gestión correspondiente de la Secretaría de Comercio, el desabastecimiento de productos importados, en numerosos rubros, fue dramático. Las coincidencias entre periodos son claras y los mecanismos similares: tiempos extensos para la aprobación de las LNA, al punto de que la falta de previsibilidad es el problema mayor.
Desde el momento en que se presenta una SIMI con LNA, hasta el que esta se aprueba, pueden pasar más de 90 días. Este riesgo es un desincentivo financiero para el importador que deriva en el desabastecimiento de productos.
2021 no será un año prometedor en la sistematización de la aduana, ya que para una optimización de los tiempos y formas de esta se requiere de políticas comerciales públicas acordes, que a su vez no parecerán llegar cuando se tiene en cuenta los desequilibrios macroeconómicos de Argentina.
¿Identifica puntos de mejora en el régimen de identificación de mercaderías/productos para el sector solar fotovoltaico?
Combatir la falta de previsibilidad que tiene el importador sería un buen punto de partida o argumento para diseñar un plan de optimización en el régimen de identificación de productos dentro de nuestra industria. En la actualidad, por ejemplo, no tener la certeza de cuándo se podrá reponer baterías de gel ciclo profundo para almacenamiento en sistemas off-grid (porque son productos con LNA que no se aprueban) trae el problema del cambio de expectativas de los distribuidores, instaladores e inclusive usuarios, que aceleran sus compras por el temor a no conseguir stock en el futuro y esto empeora la falta de previsibilidad del importador.
Explicado esto, podemos intuir que una posible mejora en el régimen de las LNA implica reidentificar de manera más coherente qué productos son producidos total o parcialmente en Argentina y cuáles no, ya que la restricción de productos que no son literalmente reemplazables de manera local tiene graves repercusiones. Esto último debe hacerse considerando el volumen del mercado contra la producción local también (en caso de que hubiere), para saber si localmente la oferta satisface la demanda o no. Tampoco se puede restringir las importaciones si el productor local no tiene capacidad para abastecer la cantidad demandada en Argentina.
Dentro de las consecuencias existentes del régimen actual, vemos que, entre otros ejemplos, terminar instalando baterías de otra tecnología, inversores de segunda mano o no certificados eléctricamente, etc. solo porque no se consiguen localmente los artículos adecuados, deriva en instalaciones de menor calidad y una pérdida de eficiencia para el consumidor, que deberá pagar en el futuro mayores costos cuando los equipos alternativos fallen.
¿Cómo evalúa la aplicación o exención de los aranceles para los distintos componentes que importa?
Es sabido que por la crisis económica que atraviesa Argentina y sus desequilibrios fiscales, se han modificado o levantado numerosas exenciones y beneficios impositivos de productos en diversos sectores. Ahora bien, considerando nuestro sector de las energías renovables, hay algunos productos que no poseen posiciones completamente competitivas.
Los paneles solares fotovoltaicos, por ejemplo, recaen sobre dos posiciones arancelarias. La de “generadores fotovoltaicos” que contempla que el panel incluya diodos equipados (que paga 18% de aranceles, 21% de IVA y 20% de IVA adicional, 6% de impuesto a las ganancias y 2.5% de IIBB, además de la tasa estadística del 3%) y la que corresponde a “células fotovoltaicas en paneles” que no tienen diodos (que paga 12% de aranceles, 10.5% de IVA y 10% de IVA adicional, 6% de impuesto a las ganancias y 2.5% de IIBB). Esto implica que, importando los equipos de la primera manera, si se requiere habrá que considerar soldar los diodos en los paneles.
Más allá de la valoración de cada uno sobre si las posiciones mencionadas son competitivas relativamente o no, el costo impositivo sigue siendo alto.
Otros productos, como los inversores o baterías, recaen sobre aranceles más altos que encarecen el precio considerablemente. Así el costo de instalaciones off-grid o hibridas se eleva, introduciendo dificultades para que el usuario final aborde el costo financiero por sí mismo.
Con base en el comportamiento de la empresa el año pasado, Celsia estima lograr USD $820 millones en inversiones, incluyendo los montos propios y de alianzas con plataformas estratégicas. Aproximadamente, el 40% del monto presupuestado de inversión en 2021 aseguran que será para energías renovables no convencionales.
De aquel total, fuentes de la compañía revelaron a Energía Estratégica que las inversiones que Celsia sumará en Centroamérica serían de USD$35 millones.
Una de ellas es la granja Celsia Solar Prudencia, de 9,9 MW, ubicada en la región occidental de la provincia de Chiriquí, contigua a la Central Hidroeléctrica Prudencia. Con esa energía, atenderán contratos que mantienen con grandes clientes.
Por otro lado, en Honduras se encuentran en evaluación, negociación y construcción de sus próximos proyectos. Aquí, ya cuentan con 23,8 MW instalados sobre techos y en granjas dedicadas a sus clientes y esperan cerrar el 2021 con 12 MWp adicionales en dicho país.
Además en la región cuentan con una granja solar de 10.0 megavatios en Divisa, Panamá; una granja solar de 10.6 megavatios en Comayagua, Honduras; y, una granja solar de 1.1 megavatios dedicada INCAL, Honduras.
Se pueden sumar a este detalle instalaciones en Generación distribuida (cubiertas) por 16.9 MW, en producción y en construcción entre Honduras y Panamá.
En fase de construcción se encuentran los protectos: Sacos Americanos de 1.1 MWp, Zip Bufalo etapa 2 de 2 MWp y Plaza Miraflores de 1 MWp.
Fuerte apuesta por la sostenibilidad
Celsia fue nuevamente incluida en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global y recibió la medalla de bronce de esta publicación que cada año evalúa el desempeño económico, ambiental y social de más de 7.000 empresas de todos los sectores empresariales.
En el 2020, fueron evaluadas 7.032 empresas de 61 sectores y solo 631 lograron hacer parte del anuario. Celsia fue reconocida con medalla de bronce en el sector de energía eléctrica junto a otras ocho empresas de Colombia, Brasil, Francia, Tailandia, Chile y Estados Unidos. Los principales puntajes de la compañía estuvieron en temas de innovación, riesgos, reporte ambiental y gestión del riesgo hídrico.
El Viceministro de Energía, Miguel Lotero, visitó las instalaciones de Puerto Brisa, en La Guajira, para conocer las operaciones e infraestructura de esta terminal a la que llegarán en 2021 las turbinas y torres de los primeros parques eólicos de la transición energética que está liderando el Ministerio de Minas y Energía en Colombia.
Este puerto está estratégicamente ubicado en el municipio de Dibulla y cuenta con un muelle de 380 metros y un viaducto de 1,8 kilómetros, además de una capacidad de almacenamiento de 354 hectáreas. Desde hace dos años Puerto Brisa se está preparando para ser parte de dicha transición.
«La Guajira será el epicentro de las energías renovables en Colombia. En este departamento se construirán 16 parques eólicos, que representan inversiones estimadas en $10 billones y la generación de aproximadamente 11.000 empleos. El desarrollo de estos proyectos aportará a la reactivación sostenible de Colombia y a la diversificación de la matriz energética», aseguró el Viceministro de Energía, Miguel Lotero.
En la visita, el Viceministro Miguel Lotero estuvo acompañado de los Viceministros de Infraestructura, Olga Ramírez, y de Agua y Saneamiento Básico, José Luis Acero, con el fin de trabajar de manera articulada para adecuar las vías y toda la infraestructura requerida para transportar esta carga de grandes dimensiones a las zonas donde se construirán los parques eólicos.
Además, en un trabajo conjunto con el sector privado y el Gobierno Nacional también llegará nueva inversión social para mejorar la calidad de vida de los habitantes de La Guajira. Desde el Ministerio de Minas y Energía se han ejecutado proyectos para llevar el servicio de energía eléctrica, por primera vez, a 987 familias y actualmente están en ejecución otros proyectos para conectar a este servicio a cerca de 3.500 familias del departamento, mientras que desde MinVivienda se está desarrollando el programa Guajira Azul para llevar el servicio de agua potable a las comunidades.
El ministro de Energía y Minas, ingeniero Antonio Almonte y el vicepresidente del Consejo Unificado de las Empresas de Electricidad, doctor Andrés Astacio, encabezaron la visita de los miembros del sector a la Liga Municipal Dominicana (LMD), dirigida por su secretario general, Víctor D’Aza, y en la que participó el presidente de la Federación Dominicana de Municipios (FEDOMU), Kelvin Cruz.
Por el sector energético participaron los administradores Milton Morrison, de Edesur; Andrés Cueto, de Edenorte, y Tomás Ozuna Tapia, de Edeeste. Por la Federación Dominicana de Distritos Municipales (FEDODIM) asistieron su presidente Ramón Santos, y Pedro Richardson, director ejecutivo.
El encuentro-almuerzo fue realizado en la sede de la LMD y participaron técnicos tanto de esa entidad como de FEDOMU.
Entre los temas de agenda figuraron la posible participación de las EDE en el cobro del servicio de recogida de desperdicios en los municipios, así como temas de alumbrado en algunas localidades.
“Vamos a extraer los recursos a partir de un entramado productivo tecnológico y diversificado en todas las provincias argentinas, motorizando la creación de empleos de calidad, el desarrollo local de las comunidades, la innovación tecnológica, el desarrollo de nuevas empresas y la incorporación de los desafíos de la industria 4.0”, afirmó el Presidente Alberto Fernández en el discurso de inauguración de las sesiones del Congreso.
Sin embargo y pesar de tener un Ministerio de Ciencia y Tecnología y otro de Desarrollo productivo y una petrolera estatal, la perspectiva sobre el desarrollo tecnológico es generalista y pobre y sólo se manifiesta en el discurso. En la práctica, la desarticulación entre los saberes, las pymes y la industria total.
Y si bien es cierto que se necesitan fondos y financiamiento para el desarrollo, la escasez y la pandemia no impiden poner en el papel un plan de desarrollo estratégico que articule a las pymes industriales, tecnólogos, instituciones universitarias que desarrollan tecnología y a las empresas hidrocarburíferas, en particular a YPF.
Estrategia
El “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” quedó plasmado el año pasado en el decreto 892/2020 y su Resolución reglamentaria, la 317/2020. Tras la sanción de la norma, YPF manifestó su disconformidad por la discriminación de AESA, lo que dejó al desnudo facetas de un conflicto entre empresas de servicio neuquinas y la propia AESA, hija dilecta y endeudada de YPF. Pero también abrió la puerta a un análisis que nos permite dilucidar dónde estamos parados y hacia dónde vamos en materia de energía e industria y el alcance y naturaleza de la estrategia energética que lleva adelante la Secretaría de Energía a cargo de Norman Darío Martínez.
El sector energético por sus implicancias económicas atraviesa, sin excepción, a toda la sociedad argentina. Su funcionamiento es de difícil comprensión para las grandes mayorías porque conlleva enormes complejidades tanto técnicas, económicas, jurídicas e ingenieriles, pero es de importancia estratégica, no sólo para el desarrollo de nuestra sociedad, sino para su propia subsistencia.
Es probable que, la importancia de estos factores expliquen el porqué de la decisión del presidente Alberto Fernández de quitarle al ministro Matías Kulfas la cartera de Energía y disponerla bajo la batuta del ministro Guzmán. Buena parte de la sociedad, sobre todo aquella que comprende la importancia estratégica de los hidrocarburos, espera aún conocer varias cuestiones vinculadas al desarrollo del sector energético, porque se trata del primum movens del desarrollo industrial y tecnológico del país.
La ingeniería argentina y otras disciplinas académicas también esperan que el sector hidrocarburífero articule los desarrollos tecnológicos con las industrias nacionales.
El Decreto
El extenso decreto 892 tiene varios ejes, entre otros, asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural (y de hidrocarburos líquidos) e incorporar nuevas reservas: la recuperación de la producción y propender al crecimiento sostenido de las reservas. Y va de suyo que las exportaciones serán autorizadas siempre que se priorice el mercado interno.
El decreto reafirma el cumplimiento de los mandatos de la Ley N° 26.741 y desgrana algunos de sus objetivos, como la promoción del empleo, la incorporación de nuevas tecnologías que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en el país y la promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado.
La defensa de la hija
En el marco del Plan, los mayores productores gasíferos presentaron someros planes de inversión, los mismos podrán encontrarse al final de esta nota
En su informe, que denomina “Valor Agregado Nacional – Plan gas 2021-2024”, la petrolera de bandera manifestó su disconformidad por la limitación a la participación de AESA, estipulada –sin nombrarla– en la Resolución 317/2020. La norma de referencia, contenida en el Anexo VI “Compromiso con el Valor Agregado Nacional” deja afuera solamente a AESA, empresa de servicios petroleros controlada accionariamente por YPF S.A.Dicho anexo dice que “A los efectos de dar cumplimiento con los compromisos con el Valor Agregado Nacional, no se considerarán empresas `locales, regionales y nacionales ́ a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural”. Según el Informe de YPF “la disposición constituye una injustificada restricción del acceso al mercado para empresas de servicios nacionales que históricamente aportaron valor a la industria nacional, por la sola circunstancia de estar vinculadas con empresas productoras, restricción que se contrapone con el objetivo general de la norma y del Programa que ésa reglamenta.”
Al respecto es preciso señalar que una norma nacional categorice a las empresas como “proveedores locales, regionales y nacionales” otorgando privilegios a las empresas locales por sobre otras nacionales podría ser atacada de inconstitucional.
Las causas
Si el Decreto N° 892/2020 busca una mejora en la productividad, mayor competitividad, eficiencia y calidad de la industria local, la restricción impuesta parece ser un obstáculo insalvable.
Surgen a priori algunos interrogantes ¿Es AESA una empresa nacional? las empresas internacionales representada por sociedades con domicilio en Neuquén ¿son consideradas empresas “locales”? ¿Por qué es la única que está siendo afectada por la norma? ¿Por qué se privilegia a las empresas neuquinas por sobre el resto de las nacionales? ¿Tan importante es el volumen del negocio?
Una vez más, en la visión de YPF, y siendo objetivo del Decreto 892/2020 “promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera”, y requiriendo el Anexo VI del Pliego “un mecanismo de contratación transparente y abierto que garantice la plena concurrencia a los proveedores locales, regionales y nacionales”, la exclusión de AESA de la consideración de empresa nacional conspira contra el objetivo de la norma.
La grieta patagónica
Los empresarios afincados en Neuquén, descorcharon de lo mejor al enterarse del contenido del decreto; en definitiva, el secretario Norman Darío Martínez es un neuquino de ley. Hacía rato que las empresas agrupadas en las cámaras de empresas de servicios petroleros neuquinas venían apuntándole a AESA en una lucha sin cuartel por obtener los contratos de locación de servicios de las grandes hidrocarburíferas.
Las empresas neuquinas le apuntan a AESA, porque afirman que YPF le otorga ventajas en detrimento de las industrias neuquinas, algo lógico e inevitable, YPF está endeudada y AESA suma un pasivo con su nave nodriza que ronda los US$ 100 millones.
Los estratos de la pequeña burguesía de obras y servicios neuquina defienden sus intereses corporativos a través de cámaras y federaciones y estas corporaciones tienen cierto poder de fuego que lo ejercen en tándem coligados con los sindicatos que en oportunidades cuenta con la anuencia y colaboración miembros del MPN.
Los contactos entre sindicatos obreros y patronales suelen mantenerse bien aceitados merced a los beneficios empresarios que reciben los representantes de los trabajadores. Aún así y a pesar de las acciones conjuntas, los intereses individuales de las empresas suelen interferir con la estabilidad y permanencia de las alianzas.
La lucha por el “Manpower”
Por una parte los gremios denuncian públicamente despidos y falta de inversión en AESA y San Antonio, dos empresas subsidiarias de YPF y por otra acusan a la estatal de perjudicar a las provincias y a la actividad en general beneficiando a sus dos empresas controladas, un verdadero galimatías.
En realidad ¿cuál es el volumen en juego?. Como puede apreciarse en el cuadro, los costos laborales no son los más relevantes en los proyectos de producción Shale.
Fuente: YPF
Ahora bien ¿cómo se componen esos costos? Según YPF son cuatro las etapas de construcción del pozo tipo: armado de la locación, perforación, terminación y bajada de instalación final.
El armado de locaciones: representa el 0,5% del costo del pozo tipo y se compone principalmente del servicio de movimiento de suelos.
La perforación se lleva entre el 50 y 70% del costo del pozo y el 72% se realiza con empresas internacionales, (perforación con equipos high sepa, direccional, cementación, underbalance, lodos) el porcentaje restante se conforma con tuberías, cabezales, etc.
En shale gas, la terminación representa el otro 50% y casi el 60% se paga a empresas internacionales. Del 100% de un pozo, en el mejor de los casos, el 60% se factura desde empresas multinacionales de perforación y terminación de pozos.
El 56% de esta etapa es realizado por empresas internacionales, principalmente por la provisión de servicios de fractura, wireline y tapones de fractura.
Finalmente, la bajada de instalación final y los sistemas de producción conforman sólo el 4,3% del costo pozo. Los materiales de la instalación final corresponden principalmente a la provisión de cañerías de fabricación nacional mientras que los sistemas de producción serían importados.
Nada dice la norma sobre la importación de bienes y servicios, a pedido de las empresas internacionales (Halliburton, Baker, Weatherford) que representan el 50 % del gasto, en perforación. Schlumberger no tiene arenas y aceptaron que la arena corra por cuenta de YPF, la parte del león se la llevan las perforadoras.
La norma invita a pensar que la provisión nacional, como sucede en Indonesia, Arabia Saudita o Ecuador, se reduce a logística, transporte, montaje, pintura, limpieza, reparaciones, provisión de agua y cargas sólidas. Por tanto, la pelea de los empresarios “locales” es sólo por un 10%, es decir, la cuota de la agencia de colocaciones.
Tras casi 10 años de expropiación de YPF ¿dónde están los desarrollos industriales y tecnológicos locales?
“Curva de aprendizaje”
Un somero análisis de impacto en el desarrollo industrial de las propuestas podría producir un gran desconsuelo. Entendemos que la tecnología para la fractura se importa y eso es totalmente entendible, pero de nuevo, surge otro interrogante: ¿será así por siempre?
E nuestro país no se fabrican bombas ni motores para fracking, aunque buena parte podría construirse aquí, nos está faltando acero que resista presiones de más de 10.000/15.000 psi (700 a 1.000 atmósferas) los ingenieros saben que el acero a altas presiones tiene un comportamiento diferente.
Es decir que un desarrollo metalúrgico –algo básico y elemental– como los que ya se hicieran en otras épocas podría abrirnos la puerta nuevamente a una industria semipesada, porque no es problema la fabricación y mecanizado y montaje del resto de los equipamientos.
Entonces, teniendo en cuenta la historia de industria metalúrgica argentina ¿por qué no se avanza en el estudio del acero para lograr resistencias que permitan esas altísimas presiones? ¿Por qué no se encara de una buena vez el desarrollo del equipamiento para explotar uno de los yacimientos shale más grandes del mundo?
Si el objetivo políticoestratégico del Gobierno es el desarrollo tecnológico e industrial, nada indica que se marche en el sentido correcto. En todo su informe YPF no menciona ni una sola vez a Y-tec.
Tampoco hay menciones a convenios con el INTI, con universidades nacionales, CONICET o cámaras pymes industriales y que el objetivo sea el desarrollo y/o sustitución de importaciones e innovación. ¿El INVAP podría aportar al desarrollo de un polo de producción de electrónica sofisticada aplicada a la exploración y explotación? Tantos logros elogiados y no terminamos de concluir que podemos tener ese polo electrónico que necesitamos.
Shell señala en su informe que cumple con la ley provincial N° 3.032, por lo que la provisión neuquina contará con una ventaja del 7% en la comparación de ofertas. Sin embargo, surge otra pregunta: ¿tiene la Provincia de Neuquén capacidad para controlar que no integren materiales importados en la industria neuquina? ¿Qué se fabrica en Neuquén hoy y qué planes de desarrollo industrial tiene la provincia?
El fundador de YPF, también fundó un instituto del petróleo, el más antiguo del mundo hidroacrburífero hispanoparlante. Allí hay desarrollos en materia de simulación de fracturas y geofísica, pero el divorcio entre las casas de altos estudios y las empresas es ostensible.
Es evidente que buena parte de la dirigencia Argentina ha renunciado al desarrollo tecnológico de largo plazo y con la consecuente articulación con la industria y las cátedras. Hoy parece mucho pedir una mirada sobre lo que hacen y han hecho Canadá o Noruega
Una última cuestión, que podría ser la primera en otro debate: infraestructura. Entre el 60% y 80% del gasto se va en perforación y éste se realiza en su gran mayoría con empresas de servicios internacionales, pero ¿qué pasa con la infraestructura? ¿qué empresa va a construir un oleoducto o un gasoducto? ¿qué empresa va a hacer una planta de tratamiento o bombeo o compresión? No hay indicio de cómo se transportarán los recursos extraídos ni quién va a financiar la infraestructura, aunque todo indica que serán las arcas nacionales la que sufragarán los gastos.
No está demás recordar que la gestión Macri cargó al país con una deuda sideral pero no pudi obtener US$ 800 millones para construir un gasoducto.
El pasado que vuelve
En los 90 asistimos al desmantelamiento parcial o total de empresas proveedoras que sustituían importaciones tecnológicas. Algunas resistieron y llegaron exhaustas a la pos crisis del 2001. La expectativa por las iniciativas políticoeconómicas surgidas en 2003, alcanzaron sólo para recuperar capacidad productiva instalada.
Pero la industria lleva casi de dos décadas con pocas incorporaciones de productos y servicios, y escasas innovaciones. De a poco la industria local se va apagando. Los tecnólogos e industriales se están poniendo viejos, el continuo fracaso los esta llevando a quedarse sin sucesores, las nuevas generaciones no quieren repetir el calvario que sus mayores sufren desde hace 20 años.
Si no se da un giro al rumbo encarado, no habrá recambio generacional en esta industria. Cuando queramos empezar, sólo el silencio nos hará compañía, es por eso que éste es un momento bisagra.
Si las nuevas políticas económicas anunciadas para el desarrollo de hidrocarburos no toman en cuenta el capital en conocimientos acumulado -y vigente- en más de 400 pymes que diseñan y fabrican con tecnología propia se perderá definitivamente y otra rama de la industria desaparecerá, como ya ocurrió con la electrónica, los autopartistas propios, la industria naval, muchas eléctricas de potencia y tantas otras.
Tenemos la posibilidad de conformar en el acto un polo tecnológico e industrial con esas pymes, el CONICET, el INTI, las universidades e Y-Tec. Un polo que aborde el desarrollo tecnológico de Vaca Muerta y otros no convencionales, el próximo offs-hore y la transición energética. Un polo que no sólo siga sustituyendo importaciones, sino que pueda ser una fuente de divisas por exportaciones. Es entendible la premura del gobierno por salir del paso, pero tuvo casi un año para planificar con agudeza. El shale gas (y el shale oil) nos ofrece una última oportunidad para volver a crecer con desarrollos tecnológicos propios e industria argentina, no dejemos pasar el tren.
(*) María del Rosario Martínez, es directora de Energía&Negocios
YPF recortó parte de las pérdidas del año 2020 en el cuarto trimestre en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural.
El resultado neto del año 2020 arrojó una pérdida de 1.098 millones de dólares equivalentes, recortando en más de 540 millones de dólares en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los 9 meses al 30 de septiembre, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
En este contexto, YPF tiene planificado invertir 2.700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual se destaca una inversión de 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo. Dentro de ese valor, 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.
En tanto, y en línea con una mayor normalización de la actividad económica, la demanda de combustibles aumentó más de un 15% en el cuarto trimestre respecto del trimestre anterior, sobrepasando las estimaciones previas, refirió la petrolera.
A diciembre 2020, los volúmenes de venta muestran todavía una contracción de 7 % y 6 % para las naftas y el gasoil, respectivamente, respecto a diciembre del año anterior, recortando la fuerte caída de alrededor del 70 % y 35 % respecto al año anterior que registraron las naftas y el gas oil respectivamente en el mes de abril, describió la compañía.
Por su parte, el nuevo plan de estímulo para el desarrollo del gas natural lanzado por el Gobierno (Plan Gas Ar) generó visibilidad de precios de mediano plazo y puso en valor ciertos recursos no explotados por la compañía que permitieron la reversión del cargo por deterioro de activos de gas del segundo trimestre de 2020.
La producción total de hidrocarburos de YPF alcanzó los 467 mil barriles de petróleo equivalentes por día en 2020 (-9% respecto a 2019) afectada especialmente por el freno en la actividad en el segundo y tercer trimestres del año producto de la pandemia COVID-19.
En términos de costos, la compañía continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30 % en 2020 en comparación el año anterior, normalizando efectos extraordinarios.
Tras la salida de la parálisis generada en los primeros meses del ASPO, la compañía logró reanudar gradualmente la actividad en los yacimientos. Al final del año, YPF tenía más de 80 equipos de torre en operación, en comparación con un promedio inferior a 20 equipos en el segundo trimestre.
En el no convencional, durante 2020 se alcanzó la mayor cifra de producción de shale desde que comenzaron los desarrollos en 2013, con 101 mil barriles equivalentes de petróleo por día.
Además, se observó una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida como etapas por día), mejorando un 34 % en 2020, y se logró el récord histórico en términos de etapas de fractura por mes en enero 2021 con 412 etapas.
También, a fines de 2020 se puso en producción el pozo horizontal más largo jamás perforado en Vaca Muerta, en el yacimiento Bandurria Sur, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros.
Por el lado del convencional, se lograron resultados positivos en recuperación secundaria y terciaria. Como ejemplo, Manantiales Behr, bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9 % respecto al año anterior.
Asimismo, YPF señaló que, durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021- 2024), las inversiones superarán los 1.500 millones de dólares, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas.
Luego del resultado exitoso del canje de deuda, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente y se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a 120 millones de dólares equivalentes en el mes de febrero 2021. Adicionalmente, la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+.
De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años.
La petrolera YPF informó que el año pasado perdió 1098 millones de dólares, un 59,5% más que en 2019. Los ingresos se derrumbaron un 31,8% por el impacto que provocó la pandemia en la venta de combustibles. De hecho, la demanda de naftas cayó 29,9% y la de gasoil 11,1%, porcentaje que llega al 15,2% si se excluyen las ventas a CAMMESA. A su vez, la producción de hidrocarburos se contrajo un 9,2% y las reservas probadas un 14,1%.El Capex de la petrolera se hundió un 56%. Al comunicar la información, la compañía prefirió poner el foco en lo que viene y anticipó que este año invertirá 2700 millones de dólares para intentar revertir la crisis que atraviesa.
Ventas de combustible
La cuarentena implementada el 20 de marzo del año pasado impactó de lleno en las ventas de productos refinados. En abril los volúmenes de nafta despachados se contrajeron un inédito 70% interanual y los de gasoil un 35%. A medida que las restricciones se fueron flexibilizando, la caída comenzó a desacelerarse y en diciembre la caída fue de 7% en naftas y 5% en gasoil. Sin embargo, en el conjunto de 2020 el retroceso interanual fue de 29,9% en naftas y 11,1% en gasoil.
La menor demanda se combinó hasta agosto con un congelamiento del precio de los combustibles. A partir de ese mes la compañía comenzó a realizar ajustes periódicos de sus precios, pero en su balance aclaró que pese al descongelamiento sus precios netos medidos en dólares se ubicaron alrededor de un 15% por debajo de 2019 y aproximadamente un 30% por debajo del promedio de los últimos 10 años.
YPF comercializa la gran mayoría de su producción en el mercado interno. Por lo tanto, la contracción en los volúmenes de ventas derivó en una caída de sus ingresos en dólares de 31,8% (13.749 millones de dólares en 2019 versus 9376 millones en 2020).
Producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 467.000 barriles de petróleo equivalentes por día, un 9,2% inferior a la de 2019. El retroceso se explicó por una baja de 10,5% en la producción de gas natural y de 8,5% en la de crudo.
La compañía aseguró la caída se explicó en la etapa más dura de la cuarentena por la paralización de los trabajos de perforación y terminación para adaptarse a la caída de la demanda y al mismo tiempo garantizar la seguridad del personal en los yacimientos. ”Posteriormente la actividad se mantuvo en niveles muy bajos para garantizar la liquidez”, remarcó YPF en su balance. No obstante, sostuvo que a medida que se flexibilizó el aislamiento y la demanda comenzó a recuperarse se reanudó gradualmente la actividad de los pozos. “A fin de año teníamos más de 80 torres en operación, incluyendo torres de perforación, workover y pulling”, remarcó la firma.
La producción de gas totalizó 35,6 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d), con una caída interanual de 10,5%. En el caso del crudo, la producción fue de 206.800 barriles de petróleo diarios (bbld), un 8,5% menos que un año atrás. Por otra parte, la producción de NGL registró una reducción de 5% totalizando 36.500 bbld.
Reservas
Las reservas probadas disminuyeron de 1073 a 922 Mbpe, un 14,1%. La mayor caída se observó en las reservas probadas desarrolladas (-19,2%), debido a la producción y la disminución de los precios del crudo y el gas, que se compensó parcialmente con los proyectos de desarrollo.
También hubo una disminución en el volumen de reservas probadas no desarrolladas (-6,3%). “En este caso, la expansión de los planes de desarrollo de crudo y gas no convencional y los nuevos proyectos compensaron parcialmente los efectos negativos de la caída de precios”, aseguró la compañía. Al cierre de 2020, las reservas probadas de shale representaban el 38,6% de las reservas totales de la compañía, aumentando un 31,5% con respecto a 2019.
A pesar de la contracción generalizada, la compañía destacó la incorporación de reservas probadas en la Cuenca Neuquina. “Los campos Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada Pichana Este, Aguada de la Arena, Río Neuquén y Aguada Pichana Oeste contribuyeron a las principales adiciones de reservas de gas, mientras que, en líquidos, las adiciones provinieron principalmente de La Calera, La Ribera Bloque I, Rincón del Campos Mangrullo, La Amarga Chica y Lindero Atravesado”, informó.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, YPF destacó la incorporación de reservas líquidas principalmente en los campos Manantiales Behr, Zona Central – Bella Vista Este, Los Monos y Barranca Baya, y el efecto negativo de la caída en el precio internacional del crudo.
En la Cuenca Austral resaltó la incorporación de reservas probadas de gas en las áreas Tierra del Fuego– Fracción B y Magallanes.
Inversiones
El capex de la compañía, las inversiones de capital destinadas a incrementar los beneficios, cayó a 1554 millones de dólares, 56% menos que en 2019. “Esta drástica reducción en las inversiones tuvo un impacto muy significativo en nuestra producción de crudo y gas, que disminuyó un 9,2% interanual, acelerando la tendencia de declino de la producción de los últimos 5 años”, reconoció la compañía.
La compañía destacó también en su presentación a la Bolsa que como parte del nuevo Plan Gas el 15 de diciembre se le adjudicó un contrato a 4 años por 20,9 Mm3/d de la cuenca Neuquina, que representa alrededor del 60% de su producción total consolidada, a un precio promedio de 3,66 dólares por millón de BTU. “Las inversiones totales en 2021 ascenderán a US$500 millones, lo que representa más del 80% del Capex total destinado al gas natural”, aseguró en su presentación al mercado.
En la gacetilla de prensa fue más allá y dijo que en 2021 tiene planificado invertir 2700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual destacó “la inversión de 2100 millones en los negocios de upstream relacionados con la producción de gas y petróleo.
A través de la resolución general 4939, la AFIP reglamentó el procedimiento para la aplicación de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía en forma electrónica, que están previstos en el Plan Gas 2020-2024 y que podrán ser utilizados para el pago de impuestos.
Con esta resolución, que todavía tiene que publicarse en el Boletín Oficial, las petroleras quedan habilitadas a que en el caso de que el Estado se demore en el pago de los incentivos previstos por el Plan Gas, puedan imputar esas acreencias al pago de impuestos.
El artículo surgió de las negociaciones del secretario de Energía Darío Martínez con las petroleras y del pedido de éstas de que se contemple esa posibilidad.
La resolución general 4939 especifica que estos certificados podrán aplicarse a la cancelación de obligaciones impositivas, en concepto de saldo de declaración jurada y/o anticipos, más sus intereses resarcitorios y/o punitorios, multas y demás accesorios.
“La implementación de la normativa prevé que la Secretaría de Energía informe a la AFIP la nómina de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía emitidos. Dichos certificados serán registrados por el organismo en el servicio “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales”, señaló la AFIP a través de un comunicado.
“Cuando los certificados adquieran el estado “Válido” tendrán para los contribuyentes y/o responsables el carácter de crédito a su favor y podrán aplicarse a la cancelación de las obligaciones impositivas. Los certificados pueden ser cedidos siempre y cuando el contribuyente que los ceda no posea deudas exigibles con esta AFIP, no haya utilizado o imputado parcialmente el certificado e informe el precio de venta del certificado mediante el servicio ‘web’ denominado ‘Administración de Incentivos y Créditos Fiscales’”, agregó el organismo comandado por Mercedes Marcó del Pont.
La reglamentación del procedimiento de la aplicación de estos certificados entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial. El sistema informático “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales” va a estar disponible a partir del 15 de marzo.
Con esta reglamentación, el Gobierno da cumplimiento al artículo 89 del Presupuesto 2021 que establece que las petroleras podrán utilizar los subsidios del Plan Gas 2020-2024 para pagar sus deudas impositivas con la AFIP.
En el marco del compromiso de Total Foundation con la educación e inclusión de jóvenes,Total anuncia la tercera edición del curso “Transición Energética – Innovación hacia un futuro con bajo carbono”, elaborado por IFP School, y que cuenta con el apoyo de la compañía y de Fundación Tuck.La actividad comienza el 8 de marzo y contará con cinco módulos con frecuencia semanal. Requiere inscripción previa, aunque será online, abierta y gratuita.
El objetivo de este curso, en el contexto de la transición energética y el desarrollo sostenible, es comprender los conceptos técnicos y los desafíos para mitigar los impactos del cambio climático asociados con calentamiento globala través de soluciones concretas y de una conciencia social.Se abordarán temas como: los desafíos de la transición energética, energías renovables y producción de electricidad, captura y almacenamiento de carbono, y almacenamiento de energía y eficiencia energética en procesos y bioproductos.
Este curso está destinado a estudiantes y profesionales interesados en los desafíos de transición energética y en soluciones innovadoras para reducir las emisiones de CO2. Es un espacio educativo especial para aquellos dispuestos a obtener conocimiento sobre el desarrollo de un mix energético descarbonizado basado tanto en energías renovables como en gas natural, CO2 subterráneo y almacenamiento de energía, eficiencia energética y reducciones de CO2 en procesos, biocombustibles.
Marcos Bulgheroni, el director ejecutivo de Pan American Energy, afirmó que el desarrollo futuro de la reserva de petróleo no convencional debe asegurarse exportando a los mercados asiáticos. Las empresas que obran en la formación Vaca Muerta están preparadas para acelerar la inversión a medida que aumentan la eficiencia de perforación y el crecimiento potencial de la producción petrolera, afirmó el director ejecutivo de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni. Sin embargo, agregó que se necesita asegurar un marco regulatorio estable en la formación de hidrocarburos no convencionales, con acceso no solo a financiamiento sino también a divisas fuertes. Al ser […]
El secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó que el sendero de una transición energética justa debe estar “alineada” a los objetivos de la política económica. Martínez participó ayer en la tarde del Foro de América Latina de la 39° edición de CERAWeek, el mayor evento de la industria energética de los Estados Unidos, que se realiza todos los años en la ciudad de Houston: en esta ocasión de manera virtual. Martínez afirmó que desde el comienzo del gobierno del presidente Alberto Fernández se viene trabajando en “la formulación e implementación de una serie de objetivos de política económica para caracterizar […]
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Martin Parodi, director general de Total Eren en Argentina, indicó: “Estamos muy complacidos de alcanzar la operación comercial del proyecto eólico de Vientos Los Hércules en la provincia de Santa Cruz tras algunos años de trabajo duro y perseverancia debido a la insolvencia de nuestro contratista y todos los retos que enfrentamos como consecuencia del COVID-19. Quiero felicitar y agradecer a nuestro socio Mitsui y a nuestros equipos por su compromiso y esfuerzo para hacer de este proyecto una realidad. Asimismo, quiero agradecer a nuestras entidades financieras y contratistas que nos apoyaron durante este período. Esperamos poder trabajar en más proyectos en Argentina”.
«A lo mejor son planes que tienen, pero del dicho al hecho hay un gran trecho. Un proyecto de gran escala lleva muchos años de permisos, que de antemano en el último tiempo han estado prácticamente estancados. Por lo que no sé cómo le harían para sobrevenir eso, si ya hay una cola de permisos estancados y luego entrarían los de FONATUR, si se respetara un orden», agregó.
