El ministro adelantó hoy que “los primeros datos industriales de marzo son alentadores” El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, adelantó hoy que “los primeros datos industriales de marzo son alentadores”, tras conocerse los indicadores de la actividad de la construcción y la producción industrial de febrero, que mostraron una mejora interanual del 22,7% y 1,6%, respectivamente. Según describió el ministro Kulfas “la mejora industrial no fue arte de magia, sino de un giro de 180 grados en la orientación de las políticas productivas. El gobierno de Macri fue anti-industrial, con tasas de interés usurarias y un desprecio por lo […]
Las cámaras de los tres segmentos que componen el sector eléctricos —distribuidoras, transportistas y generadoras— participaron ayer de una audiencia convocada por el Ministerio de Trabajo para encauzar la negociación salarial que impulsa Luz y Fuerza, el gremio que conduce Guillermo Moser.
El sindicato reclama un aumento del 29,5%, apenas por encima de la pauta inflacionaria que definió el gobierno a principios de año. Sin embargo, las compañías respondieron en bloque que no se sentarán a negociar sueldos hasta que el Ejecutivo defina qué pasará con las tarifas de electricidad. Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes privadas y sindicales.
Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, indicó esta semana que aún no está definido cómo se resolverá la cuestión tarifaria. “Las tarifas de Edenor y Edesur directamente pueden no aumentar o subir un 7% o un 9%”, declaró en diálogo con este medio. Frente a esa incertidumbre, las empresas nucleadas en Adeera (distribuidoras), Ageera (generadoras) y Ateera (transportistas) expresaron ayer en la cartera que dirige Claudio Moroni que no están en condiciones de ofrecer una propuesta de mejora salarial hasta no tener en claro qué sucederá con sus ingresos. A raíz de eso, se pasó a un cuarto intermedio hasta el jueves próximo.
Objetivos
El planteo de las empresas tiene, al menos, dos objetivos, uno de máxima y otro de mínima. En el mejor de los casos, apuntan a que el sindicato pueda ser un factor que ayude a destrabar el aumento tarifario. “No es un nuestro rol discutir tarifas con los gobiernos, ni en los años en que las empresas ganan mucha plata ni en los más complicadas”, sostuvo Moser ante la consulta de EconoJournal.
De mínima, los privados apelan a incluir al gobierno en la discusión de paritarias con Luz y Fuerza. Durante el segundo gobierno de Cristina Kirchner, como las tarifas llevaban años de congelamiento, las subas de salarios se cubrieron, por momentos, con aportes directos del Estado o mediante la autorización oficial para financiar la suba de sueldos incrementando la deuda de las distribuidoras con Cammesa.
Para los generadores con centrales viejas es más complejo, porque la remuneración que perciben está congelada desde febrero de 2020. Por eso, aseguran que están difiriendo mantenimientos obligados en los ciclos y advierten que no tienen fondos para otorgar aumentos de salarios.
¿Qué es lo que reclama Moser?
El titular de Luz y Fuerza tiene abiertas unas 70 negociaciones paritarias a nivel nacional. Salvo en Capital y en la Patagonia, tiene a su cargo la discusión con empresas ubicadas en todo el país. Asegura que el año pasado, el aumento salarial fue de un 31 por ciento, por debajo de la inflación registrada pero bastante por encima del aumento alcanzado por la mayoría de los gremios.
En febrero de este año, Luz y Fuerza firmó una paritaria salarial con Nucleoeléctrica Argentina (NASA), que opera las centrales nucleares, para aumentar un 29,5% los sueldos de los trabajadores enrolados en esa compañía estatal.
Al resto de las compañías eléctricas, el gremio les propuso lo mismo: una recomposición de salarios en tres o cuatro cuotas. Pero hasta la semana que viene no habrá novedades al respecto.
El Brent abrió a la baja este jueves y se ofreció a US$63,04, unos centavos por debajo en comparación al cierre del miércoles. Misma suerte corrió el barril de WTI que operó a US$59,44. Preocupa la alta tasa de infección de coronavirus y los consecuentes confinamientos. “El levantamiento inminente de las restricciones de covid-19 en Reino Unido ofrece esperanza a los inversores de que la demanda de crudo para transportes se incrementará un poco este mes”, asegura la analista Louise Dickson de Rystad Energy. Como contrapartida, Tamas Varga, analista de PVM, ofrece un panorama más desalentador para el futuro del […]
El intendente Juan Pablo Luque junto al Ministro de Ambiente, Juan Cabandie, realizó una recorrida por la planta de hidrógeno de la empresa CAPSA. “Era muy necesario conocer esta experiencia que tiene Comodoro, la provincia y todo el país”, sostuvo el representante de Nación. Bajo el marco de la visita de Juan Cabandié este jueves, el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque señaló: “es un orgullo que el Ministro de Ambiente de la Nación esté en Comodoro y podamos trabajar en conjunto diferentes temas”. “Concretamente hoy con la posibilidad de la entrega de maquinaria pesada, que para nosotros es […]
El esquema de preferencia de contratación de proveedores para el Plan Gas impuesta por Nación causó un cortocircuito. Las pymes de la región aseguran que son marginadas. En medio del incipiente reflejo del Plan Gas en los yacimientos de Vaca Muerta se desató una nueva disputa entre el gobierno nacional y las petroleras por la obligación de dar preferencia a las pequeñas y medianas empresas en las contrataciones vinculadas al programa de incentivos. Las pymes de la región aseguran que ni siquiera se respeta la ley provincial de Compre Neuquino. El escenario actual mantiene enfrentados a los principales actores de […]
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se reunió con la Cámara Eólica Argentina (CEA) para analizar cómo liberar la capacidad de transporte eléctrico de proyectos del programa Renovar que, si bien firmaron los contratos, no se llevarán a cabo.
“Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector”, informó la CEA en un comunicado.
Según pudo conocer este medio, en la reunión también se evaluó la posibilidad de destrabar las restricciones impuestas por el Banco Central sobre el acceso al mercado cambiario, que impactó en el sector. Además, que se agilice la devolución del IVA y los beneficios a través del certificado fiscal.
La reunión
En la reunión participaron los miembros de la Comisión Directiva de la CEA, entre los que se encontraban su presidente, René Vaca Guzmán (de la compañía PCR); Gastón Guarino (GRI Calviño); Gustavo Castagnino (Genneia); Andrés Gismondi y Héctor Ruiz Moreno (Vestas).
Por su parte, el subsecretario afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
En el comunicado, la CEA manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
Desde la cámara se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de la Argentina respecto al cambio climático y a la generación de más y mejor empleo local, destacó el comunicado.
La CEA, creada en 2017, reúne a toda la cadena de valor del sector, incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país, también a los principales tecnólogos, a los fabricantes más importantes de componentes y a proveedores de servicios. Actualmente agrupa a más de 20 empresas.
Pablo González, presidente de YPF, Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, Hugo Eurnekian (CGC) y Carlos Ormachea (Tecpetrol) recibirán mañana por la tarde a los máximos líderes del sindicalismo petrolero. Apuestan a relanzar la relación con los gremios para descomprimir el reclamo por paritarias. Los líderes de la industria petrolera recibirán, por primera vez en los últimos dos años, a los referentes de los principales sindicatos del país. El cónclave tendrá lugar en el piso 32 de la torre de YPF en Puerto Madero. El anfitrión será Pablo González, presidente de la petrolera bajo control estatal, que estará acompañado por Marcos […]
Federico Basualdo, Subsecretario de Energía de la Nación, llevó adelante una audiencia con miembros de la Comisión Directiva de la Cámara Eólica Argentina (CEA). Por parte de la cámara eólica (CEA) participaron su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno. Durante la reunión con el funcionario que hoy está encabezando las audiencias del rubro, se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo […]
Se concretó por primera vez en el año el encuentro de la Comisión de Usuarios de Expendedores de GNC en el ámbito del Ente Regulador. El tema excluyente fue la situación del sector a partir del mes próximo. El inminente vencimiento de la prórroga dispuesta por la Secretaría de Energía para que IEASA siga proveyendo a las Bocas de Carga de GNC hasta el 30 de abril, fue el eje de la primera reunión del año de la Comisión de Usuarios de Expendedores de GNC en el ámbito del Ente Regulador de Gas. Al encuentro realizado a través de una […]
La petrolera nacional fue destacada por garantizar la sustentabilidad de sus operaciones bajo los distintos criterios ambientales, sociales y de gobernanza. YPF recibió, por parte del Foro Ecuménico Social, el Premio Latinoamericano a la Responsabilidad de Empresas, luego de analizar y considerar que la empresa petrolera garantiza la sustentabilidad de sus operaciones bajo los distintos criterios ambientales, sociales y de gobernanza. Además, de demostrar su compromiso permanente con los 10 Principios del Pacto Global de Naciones Unidas. El vicepresidente de Medio Ambiente, Salud y Seguridad (MASS) de YPF, Gustavo Chaab, expresó: “Este premio es un reconocimiento al trabajo que venimos […]
En el marco de las distinciones que otorga anualmente para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad, el Foro Ecuménico Social distinguió a Naturgy con tres reconocimientos: el Premio Latinoamericano a la Responsabilidad Social, por su reporte global de sustentabilidad; el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina; y la distinción al Emprendedor Solidario por su programa Energía del Sabor. “Estos reconocimientos de tan prestigiosa institución nos alientan a continuar con el compromiso asumido por la empresa y por nuestros colaboradores para alcanzar un desarrollo sustentable de nuestra actividad y aportar a […]
Los trabajadores del sector marítimo reclaman ser incluidos en el plan nacional de vacunación contra el coronavirus. La medida se tomó en conjunto entre el SOMU y otras asociaciones que nuclean a los trabajadores que trabajan en alta mar. El Sindicato de Obreros Marítimos Unidos (SOMU) se declaró en estado de alerta permanente tras dos meses de gestiones para que los trabajadores embarcados sean incluidos en el plan nacional de vacunación contra el Covid-19. Dado que no recibieron respuestas en las últimas horas, este jueves el SOMU anunció un paro por 24 horas. A más de 48 horas de la […]
Autoridades y miembros de la Comisión Directiva de la CEA, entre los que se encontraban su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno participaron de una reunión de trabajo con el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo Richards.
En el encuentro, se trataron aspectos vinculados con el desarrollo actual de la industria eólica en su aspecto más amplio, ya que la CEA reúne a toda la cadena de valor eólica incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país; a los principales tecnólogos; a los fabricantes más importantes de componentes; y a proveedores de servicios.
Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector. En este sentido, el subsecretario afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
Las autoridades de la CEA se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de Argentina respecto al Cambio Climático, y a la generación de más y mejor empleo local.
La Cámara Eólica Argentina fue creada a fines del 2017 como una asociación civil que busca favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. Actualmente agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada nacional.
Grandes empresas de Estados Unidos expresaron su preocupación ante el avance de una serie de proyectos de ley en Texas para reforzar la red eléctrica, los cuales encarecerán el costo de las energías renovables. Si las iniciativas prosperan, los grandes generadores de energía eólica y solar deberán absorber mayores costos por los servicios auxiliares contratados en la red.
Partnership for Renewable Energy Finance (PREF), la asociación que reúne a grandes compañías inversoras en energías renovables, envió una carta al gobernador, al vicegobernador y al presidente de la Cámara de Representantes de Texas en la que pide que se opongan a los cambios en los servicios auxiliares propuestos en al menos tres proyectos de ley en la legislatura estatal. La carta lleva la firma de integrantes como Google, Amazon, BlackRock y Bank of America, entre otros.
“Nuestras empresas han invertido miles de millones de dólares en el Estado, en parte debido a nuestra confianza en el entorno empresarial históricamente amigable de Texas. Esta confianza se vería socavada por legislaciones propuestas como los proyectos de ley 1278 y 4466, y una enmienda al proyecto nº 3 del Senado, que reescribe retroactivamente las reglas de mercado en las que se basaron los inversores e impone nuevas y onerosas cargas de costos”, advirtió PREF.
Servicios auxiliares
El texto del proyecto nº 3, aprobado por unanimidad en el Senado y ahora bajo análisis de la Cámara de Representantes, establece en la sección 13 que el ente que opera la red de transmisión en Texas, ERCOT, deberá proveerse de los servicios auxiliares necesarios “para gestionar los impactos de los recursos de generación intermitente” y “asignar los costos por esos servicios de forma directa a los generadores intermitentes”. Estos generadores son los parques eólicos y solares.
Los servicios auxiliares son las operaciones para mantener la estabilidad y fiabilidad de la red de transmisión. Sirven básicamente para reducir o incrementar de forma inmediata o en el corto plazo la oferta de electricidad, de forma tal de garantizar el flujo continuo de electricidad y mantener estable la frecuencia de la red (el estricto balance entre oferta y demanda).
Por ejemplo, algunos generadores o grandes usuarios de energía (como las acerías) ofrecen aumentar el suministro de electricidad a la red o disminuir su demanda a un precio determinado en el mercado diario. ERCOT compra esas garantías para asegurarse de que los recursos adicionales puedan estar disponibles rápidamente si se producen interrupciones inesperadas en la red.
Para algunos legisladores la creciente penetración de la generación eólica y solar podría impulsar la necesidad de garantizar más servicios auxiliares, especialmente en los momentos diarios de pico de generación. Por lo tanto, las compañías generadoras que utilizan fuentes renovables deberían afrontar esos costos adicionales.
Críticas y polémica
Los proyectos impulsados en la legislatura reavivaron la polémica de febrero pasado, cuando una ola polar dejó fuera de servicio a la mitad del parque generador eléctrico, provocando cortes de luz que duraron días y posteriores protestas por aumentos inusuales en las boletas de luz. El gobierno señaló en un primer momento que un gran factor en la debacle del sistema fue el congelamiento de las turbinas eólicas, pese a que la caída generalizada del parque termoeléctrico tuvo un impacto mucho mayor.
PREF remarcó en su carta que los cambios propuestos “parecen basarse en la premisa de que la energía renovable fue desproporcionadamente responsable de los cortes de energía de febrero, una tesis que ha sido inequívocamente desacreditada”. “Todas las formas de generación requieren el apoyo de servicios auxiliares, pero estas medidas trasladarían de manera inapropiada e injusta el costo de los servicios eléctricos auxiliares exclusivamente a generadores renovables”, dijo la asociación.
En un tono más duro se expresó Advanced Power Alliance (APA), otra asociación de empresas con activos en energías renovables en Texas y cuatro Estados más. “Estas leyes son políticas innecesarias y discriminatorias que aumentarán los costos para los consumidores residenciales, comerciales e industriales”, dijo la asociación en un comunicado. Coincide con PREF en que “todos los generadores crean alguna necesidad de servicios auxiliares”.
APA también destacó que en ERCOT “las compras de servicios auxiliares se han mantenido relativamente estables, mientras que la generación de energías renovables ha aumentado un 262% durante la última década”.
Contra la corriente
Los proyectos van en dirección contraria a la agenda de transición energética del gobierno federal. La administración demócrata presentó la semana pasada una serie de iniciativas para acelerar el despliegue de la energía eólica offshore.
Texas es el principal Estado generador de energía eólica y tiene un gran potencial en offshore. Pero según PREF los cambios propuestos “socavarían decisiones de inversión anteriores y erosionarían la confianza en que el estado continuará brindando la estabilidad financiera necesaria para futuras inversiones en energía”.
No obstante, la creciente penetración de las energías renovables en las matrices de generación eléctrica plantea importantes desafíos a la hora de garantizar la fiabilidad de las redes. North American Electric Reliability Corporation (NERC), la entidad encargada de desarrollar y hacer cumplir los estándares de seguridad obligatorios en Estados Unidos, indicó que existe un riesgo creciente relacionado con la alta penetración de las renovables en algunas regiones.
La adición de energía eólica y solar, junto con el crecimiento continuo de los recursos energéticos distribuidos y el retiro de la generación convencional, «están cambiando fundamentalmente la forma en que se planifica y opera la red», señaló NERC en su último informe de Evaluación de Seguridad a Largo Plazo. Incluso cuando la capacidad del sistema es suficiente algunas áreas podrían tener insuficiente energía para atender la demanda. Sobre Texas, el informe concluyó que el aumento de la penetración de la energía eólica «está aumentando el riesgo de reducción en las reservas operativas durante horas distintas a la hora de carga máxima diaria».
Transportadora de Gas del Sur (TGS) cerró un histórico acuerdo con la empresa brasileña Copagaz para exportar 7.600 toneladas de gas para cocina.Copagaz, es la mayor comercializadora de ese producto en Brasil, y se convierte así en la primera empresa privada en llevar un barco de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a su país, dijo su vicepresidente de operaciones
El acuerdo marca un paso importante en la estrategia de la empresa vecina que busca diversificar sus proveedores más allá de Petrobras, a la vez que quiere reducir su dependencia del producto nacional ante la preocupación de que los futuros dueños de las unidades de refinación no prioricen el GLP, cuando la petrolera estatal planea vender ocho refinerías.
Agnaldo Inojosa explicó que el contrato spot, firmado con Transportadora de Gas del Sur (TGS) en diciembre, prevé la entrega de tres cargas de GLP, entre abril y mayo en la Terminal de Gas del Sur (Tergasul), en Canoas, Río Grande do Sul. El primer barco ya salió de nuestro país.
“Será el primer barco privado nacionalizado de GLP en Brasil fuera del Sistema Petrobras”, dijo Inojosa, explicando que históricamente todas las importaciones del producto han sido comercializadas por la petrolera.
“La primera empresa privada que ha traído un barco de GLP es Copagaz”.
Como el producto procede de un país integrante del Mercosur, la transacción está exenta de impuestos. Además, la proximidad entre las naciones permitirá que el transporte se realice en sólo dos días, según la empresa.
Cada mes, ABSOLAR analiza y consolida los datos del sector y produce una infografía con el escenario de la energía solar fotovoltaica en el país. En su última versión reveló que, desde el año 2012 al primer trimestre de este 2021, Brasil alcanzó los 8470 MW de potencia solar fotovoltaica instalada.
Este hito superar la marca histórica de 7 gigavatios (GW) de potencia operativa de la fuente solar fotovoltaica, en grandes plantas y sistemas pequeños y medianos instalados en tejados, fachadas y terrenos.
El estado que es gran responsable del éxito de esta tecnología es Minas Gerais, que hasta la fecha capitaliza 938 MW (18,1%) en generación distribuida efectiva y 5517 MW en generación centralizada con distintos grados de avance. De estas últimas, 5371 MW ya están en operación, 88,5 MW en construcción y 4891,3 MW aún no iniciaron construcción. Con lo cual, el potencial es enorme para meses venideros.
También se concentran un gran numero de instalaciones de generación distribuida en Rio Grande do Sul (652,9 MW) y, en lo que respecta a proyectos de gran escala, además se destaca a Bahía con 776,9 MW operativos, pero otros tantos que se suman entre construcción y evaluación, hasta alcanzar los 3380,5 MW.
El podio de este ranking por estados se completa con São Paulo que cuenta con 646 MW distribuidos y 874 MW entre proyectos en operación, construcción y evaluación de gran escala.
La evolución del precio de la tecnología es un gran atractivo que la ABSOLAR también advirtió en su infografía: desde 2013 al 2019 (de acuerdo con datos de la CCEE y ABSOLAR) la solar fotovoltaica fue la fuente más competitiva en las licitaciones públicas.
Esto abre una enorme expectativa de lo que pudiera ocurrir en las próximas convocatorias que se esperan para este año y el próximo (A-4 y A-6, por nombrar algunas de las ya anunciadas por el gobierno brasileño).
Cada vez más, la solar fotovoltaica va tomando protagonismo en el escenario brasileño. En lo que respecta a generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el séptimo lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diésel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.
Podrá ser un camino largo para que la solar (1,9%) transite hasta llegar a la par de la eólica que hoy representa un 9,7% de la matriz total. Pero no deberá pasar mucho tiempo para que supere a fuentes contaminantes como el carbón y petróleo si es que las medidas para impulsar la transición energética se aceleran.
El análisis, realizado por el cuerpo técnico especializado de la CNE, se basa en la viabilidad financiera de proyectos de inversión en centrales eléctricas solares fotovoltaicos, eólicas, biomasa, residuos sólidos y mini centrales hidroeléctricas, bajo los esquemas descritos en la ley de incentivos a las fuentes renovables.
La decisión fue aprobada por el Directorio Ejecutivo de la CNE que integran cinco ministerios y la preside el Ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte Reynoso y está disponibles en medios impresos, digitales y en página web de la CNE.
Esa acción avala a los organismos estatales encargados de contratar compra de energía por parte de las EDES a considerar las recomendaciones de precios y proponer dichos contratos, bajo las modalidades que contienen la Ley 125 01, ley general de electricidad y/o la ley de incentivos de energía renovables.
Es la primera vez en catorce años de vigencia de la Ley que se lleva a cabo esa acción que recrea un ambiente de transparencia, equidad y apego a la normativa que impacta de manera favorable a la recepción de propuestas de inversiones en proyectos de energía renovable en el sistema eléctrico nacional, ascendente a más de US$ 800 millones en los próximos años.
Ayer se llevó a cabo el Día 2 del evento Proyecta Solar, organizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol). El primer panel que abrió la jornada fue el denominado “Perspectivas de desarrollo de PMGD. Nueva normativa. Nuevos desafíos”.
Allí Teresita Vial, Directora de Acesol, quien ofició como moderadora del panel, comenzó citando un informe de reactivación económica a largo plazo, elaborado por la Comisión Nacional de Productividad.
Señaló que la entidad recomendó una serie de medidas, entre las cuales destacó que “para acelerar el desarrollo de proyectos recomiendan incorporar trazabilidad y estandarizar criterios en la tramitación de los permisos”.
Y remarcó otro aspecto a tener en cuenta: “que algunos servicios condicionan arbitrariamente el otorgamiento de permisos sectoriales a la solución de una consulta que puede ser ambiental, de la distribuidora o de otro organismo paralelo”.
“Esto ha generado demoras que impactan en el desarrollo de los proyectos, y en particular de los PMGD”, advirtió. Y explicó que tales atrasos golpean por partida doble sobre estos emprendimientos de hasta 9 MW, que están a la espera de su pronto desarrollo ya que el régimen transitorio para acogerse a los precios estabilizados que establece el Decreto Supremo 244 se agota con el correr de los meses.
“Entonces cualquier demora significa que estos proyectos pueden a quedar fuera de esos precios”, apuntó.
En esa línea, Pilar Acevedo, Gerenta de Gestión de Activos CGE, empresa distribuidora que opera en buena parte de Chile, contó que cuando los atrasos vienen por parte de las distribuidoras suceden por una falta de planificación en la expansión de la estructura ante un avance importante de proyectos.
Explicó que actualmente tienen en carpeta 664 PMGD en etapa de estudio y adicionalmente otros 135 en etapas avanzadas, desde la intención de construir hasta conectar.
“Si los tomamos desde los últimos 10 años, efectivamente la evolución de los proyectos PMGD ha sido gigante”, consideró. Indicó que en el año 2011 CGE conectó 2 de estos emprendimientos de hasta 9 MW, pero que en el 2020 fueron 47, 7 más que los conectados en 2019.
“Y este año ya llevamos conectados 10 parques y proyectamos un total de 60 proyectos”, enfatizó, al tiempo que observó: “tenemos que planificar nuestras inversiones, nuestros refuerzos y también hacer las propuestas de los planes de expansión cuando hablamos de los sistemas de transmisión”.
“Necesitamos que los planes puedan ir de la mano de los proyectos y que no sean reactivos a la hora de que el proyecto ya esté presentado en estudios, sino que sea en base a una cartera de mediano y largo plazo donde se puedan identificar y ejecutar ya las inversiones”, destacó Acevedo.
Fuente: ACESOL
En respuesta a lo planteado por Vial, la Gerenta de CGE aseveró que “estos procesos de PMGD, dada la urgencia que tienen para el sistema mismo, que también aportan a la política pública de la transición energética, debieran tener canales ‘fast track’ distintos que tienen los proyectos normales”.
Confió que para ello están trabajando en mesas específicas con Vialidad y el Ministerio de Energía para que estos proyectos logren tener prioridad.
A su paso, Danilo Jara, profesional de la Unidad de Apoyo Regulatorio de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía, reconoció que “las distribuidoras no siempre cuentan con todas las herramientas para poder enfrentar este tipo de proyectos y lamentablemente eso requiere de un cambio legal y es hacia allá donde estamos apuntando nosotros”.
Señaló que estas empresas, a la hora de hacer una planificación en la expansión de la red, tendrán que evaluar distintas variables, “no sólo instalar más cables y fierros para su operación, sino empezar a pensar en el flexibility first, evaluar cuándo la generación distribuida va a tener beneficios para la red y evitar inversiones, y buscar mecanismos para que esos beneficios se puedan traspasar a los generadores distribuidos”.
“Para poder permitir que este mercado explote, desarrollando todo su potencial, tenemos que necesariamente modernizar nuestro sector de distribución”, remarcó Jara.
Durante el segundo semestre de este año, el Gobierno de Colombia avanzará con una nueva subasta a largo plazo de energías renovables.
Para ella, se estableció, entre otras cosas, que los proyectos que deseen participar 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.
En una entrevista para Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores y Exdirector Ejecutivo de Ser Colombia, analiza los retos y oportunidades que genera esta nueva convocatoria.
¿Qué expectativas le deja el lanzamiento de esta nueva subasta a largo plazo de energías renovables?
Las subastas han demostrado ser un mecanismo idóneo para promover la contratación de largo plazo.
El éxito de la segunda subasta de 2019 permitió evidenciar la competitividad de las renovables en un mercado muy particular como el colombiano.
Esa subasta sirvió además para desmitificar muchos aspectos relativos a la competitividad de las renovables, solventar preocupaciones respecto al traslado a la tarifa de precios competitivos a usuarios finales y muchos otros aspectos que era necesario evidenciar.
Ese éxito en buena parte fue apalancado en la obligatoriedad para comercializadores de energía, del mercado regulado, de contratar un 10% de su energía a través de este mecanismo.
Insistiendo en que las subastas son un mecanismo que ha demostrado virtudes para facilitar la contratación a largo plazo, particularmente considero que teniendo ya señales claras respecto a la competitividad de las renovables, sería deseable que esta y futuras subastas surjan, como ya lo prevé la regulación, de procesos abiertos, voluntarios, competitivos, que garanticen el traslado de precios eficientes a la tarifa de usuarios finales.
En mi opinión, aunque la obligatoriedad fue necesaria para el éxito de la primera subasta, dadas las condiciones actuales de mercado, los precios que se están obteniendo en negociaciones bilaterales, el entendimiento de la dinámica del mercado colombiano que nuevos agentes han logrado en estos años, aplicar la misma lógica para esta nueva subasta puede ir en detrimento de la misma competitividad de las renovables y dar señales de precio de largo plazo menos favorables.
Creo que nuevas subastas son necesarias, y son el mecanismo idóneo para fomentar la contratación de largo plazo; sin embargo creo que, con los mismos objetivos de garantizar el cierre financiero de nuevos proyectos, la reactivación económica, la diversificación de la matriz de generación, la prioridad debe estar en garantizar un adecuado funcionamiento del mercado de contratos en Colombia, una tarea que va más allá de una subasta particular y sobre la que se viene discutiendo por años.
Los ajustes necesarios al mercado de contratos, la pronta implementación de mecanismos de comercialización (subastas y mercado secundario) de contratos de corto, mediano y largo plazo son los que garantizarán el cierre financiero de proyectos renovables y una adecuada gestión del riesgo de mercado, que a su vez se traduzca en mayor competencia y mejores precios para el usuario final.
¿Finalmente la convocatoria no será sólo para clientes no regulados?
Se amplía la obligatoriedad y el mínimo de 10% a toda la demanda comercial de los agentes, ya no solamente a la demanda regulada.
Esto implicaría por supuesto mayor demanda, sin embargo, asume que la gestión de riesgo de contratación de todos los agentes comercializadores es homogénea. Ese no es el caso. La administración de riesgo de mercado de los comercializadores del mercado no regulado, que compiten activamente por captar usuarios es sustancialmente diferente a la de los comercializadores del mercado regulado que tienen una demanda cautiva.
Creo que extender la obligatoriedad a la demanda no regulada puede generar efectos adversos en la dinámica de competencia del mercado.
¿Qué retos cree que atraviesa este nuevo proceso?
El principal reto estará en superar las expectativas de un proceso previo exitoso.
Adicionalmente, esta subasta, dadas las condiciones de entrada en operación de los proyectos, desde el lado de la oferta es una subasta eminentemente solar.
Aun con la nueva obligación para los oferentes de un 15% de oferta en horas pico no solares, los compradores asumirán adjudicaciones en el bloque diurno y valorarán, con mejor información de la subasta anterior, esa concentración de la oferta.
Así mismo, dada esta nueva obligación, será un reto no menor para los proyectos solares ofertar ese 15% en horas no solares. Respaldar esa energía con contratos o en el spot, implicará por supuesto una valoración de riesgo que debe ser trasladada en un mayor precio de oferta.
Esto también da una ventaja competitiva muy relevante a agentes con portafolios de generación de otras tecnologías. También podrá significar mayor concentración del mercado a futuro. Creo que si la idea es fomentar la entrada de nuevos agentes y mayor competencia en el mercado de contratos, el diseño hasta ahora propuesto no logrará ese objetivo.
Según reveló oportunamente el Gobierno, en la subasta pasada se presentaron proyectos renovables por 4.700 MW. ¿De acuerdo a las condiciones de este proceso, cuántos MW podrían presentarse y cuántos cree que de ellos podrían efectivamente participar de la convocatoria?
Muy difícil de predecir en este momento. Yo creo que hay mucho interés por la subasta. Pero creo así mismo que para garantizar su éxito hay ajustes necesarios a lo hasta ahora anunciado.
Siento mucha preocupación de potenciales interesados, especialmente por la obligatoriedad de oferta en el bloque no solar. Si este y algunos otros aspectos se logran afinar, creo que no sería exagerado hablar de al menos 3.000 MW de potencia participando en el proceso.
Otro aspecto que llamó la atención de la subasta pasada fueron los precios ofertados. ¿Cree que para esta convocatoria haya ofertas aún más a la baja?
Si se conserva el diseño propuesto, veo difícil que se logren precios como los de la subasta anterior.
Debe tenerse en cuenta, nuevamente, que para esta subasta el grueso de la oferta será de proyectos solares.
En la pasada, el 82% de la capacidad instalada adjudicada fue de proyectos eólicos.
Adicionalmente, y en ese contexto, la obligatoriedad de ofertar en el bloque pico no solar encarecerá las ofertas. Esperaría precios competitivos, pero no creería que se logren los precios de la subasta anterior.
La Agencia de Energía del Estado de Puebla lanzó el Tercer Ciclo para el Desarrollo de Proyectos con el objetivo de convocar a aquellos emprendimientos de inversión energética y proveer de asesoría y apoyo económico mediante el Fideicomiso para el Desarrollo Energético Sustentable del Estado de Puebla (FIDESEP).
Ermilo Barrera, Director de Planeación, Promoción y Fomento a la Inversión en la Agencia Estatal de Energía del Estado de Puebla brindó algunos detalles de la convocatoria durante una entrevista para Energía Estratégica y opinó acerca del ciclo y las tecnologías contempladas en el mismo.
El Tercer Ciclo tiene dos novedades a comparación de los anteriores: la aportación de recursos financieros a fondo productivos y la inclusión de las bioenergías. Esto se dará a través del desarrollo de biocombustibles y el aprovechamiento energético de residuos, es decir, generación a partir de residuos sólidos, como parte de las categorías donde los proyectos podrán participar.
Además, los emprendimientos también podrán ser de la índole de eficiencia energética y generación distribuida o de suministro de gas natural.
Ermilo Barrera ocupa el cargo desde inicios del 2020
Al respecto de las bioenergías y la importancia de las mismas en este proceso, Barrera opinó que «hubo un muy lento desarrollo y aprovechamiento de esta tecnología, tanto en el Estado de Puebla como con todo el país».
«Vemos que no sólo desaprovechamos un potencial energético en ese sentido, sino inclusive dejando de tratar un tema que tiene muchos problemas ambientales», añadió.
Es por ello que, al tratarse de una asunto que «urge atender en el Estado”, desde la Agencia de Energía buscan estar a la vanguardia ya que reconocen que “se le puede dar un aprovechamiento económico interesante y queremos que esto sirva como fuente de desarrollo económico», según palabras del especialista.
¿Cuáles son los porcentajes y montos máximos previstos? Varían según las modalidades de participación, ya sea Infraestructura Energética y Equipamiento; Proyectos Ejecutivos, Permisos y Estudios de Factibilidad; o Capacitación, Consultoría y Certificaciones.
«Por ejemplo, en la primera mencionada, el Fondo no puede aportar más del 50% del valor del total del proyecto técnicamente factible y será hasta un monto máximo acumulado de $20.000.000 MXN”, aseguró el Director de Planeación, Promoción y Fomento a la Inversión en la Agencia Estatal de Energía del Estado de Puebla.
Mientras que, tanto en el segundo como el tercer caso, cada uno tendrá un porcentaje máximo de apoyo del 35%, calculado sobre el monto total del proyecto, y $1,000,000.00 MXN como tope monetario.
«Si bien está ese máximo, la realidad es que el Fideicomiso buscará apoyar a muchos proyectos, hacer una cartera de inversión y otorgar tal cantidad de dinero entre diferentes emprendimientos seleccionados, ya que la intención prioritaria es apostarle a que se desarrollen un conjunto de proyectos distintos», agregó.
Al consultarle a Barrera sobre una estimación de proyectos que se pueden presentar en la convocatoria, comentó que “esperaría que se registren al menos cuarenta y cinco”. Hecho que de consumarse significará más que en el Primer (32) y Segundo Ciclo (42).
En el sector energético cada vez suena con mayor fuerza que las autoridades busquen llevar la resolución de los contratos detenidos hacia el Mercado a Término (MATER) dado que no esperan nuevas subastas del estilo del Programa RenovAr.
Ramiro Marquesini, Country Manager Argentina de Verano Capital, dialogó con EnergíaEstratégica y opinó dicha posible medida y la dificultad que existe actualmente: “El problema de hoy es el financiamiento, a una empresa privada argentina que factura en pesos, se le hace cuesta arriba poner garantizar la compra de energía”.
“Eso es lo que no sé cómo cambiaría del panorama para hacer más apetecible que las empresas locales puedan comprar la energía”, agregó.
Ramiro Marquesini es Country Manager Argentina de Verano Capital desde 2016
A lo que refiere es al contratiempo de conseguir fondos en dólares bajo el contexto macroeconómico actual de Argentina. Incluso señaló que “es difícil pensar en construir algo probablemente asegurado en solo cinco años, donde en un mercado en Argentina no se sabe cómo se desarrollará”.
– ¿El MATER es una buena oportunidad si se realizan ciertos cambios? – Marquesini consideró que “podría tener un resultado explosivo”, aunque le resulta difícil saber cuáles podrían ser aquellas condiciones que destrabaran o mejoraran hoy el mercado con un acceso restringido al crédito internacional
“Si existieran créditos en pesos argentinos, se construirían parques por todos lados, pero lamentablemente el dinero no estaría en bancos o gestores locales que podrían dar créditos de cinco o seis mil millones de pesos”, apuntó.
Bajo esa línea afirmó que “el problema es que la pata inicial siempre viene con un financiamiento del exterior”. Y así también lo ve respecto a los contratos en stand by que fueron adjudicados durante las rondas de Programa RenovAr: “La trama que están teniendo los contratos del RenovAr es el real repago hacia el exterior, si está limitado o no”.
Ante tal comparativa, el Country Manager Argentina de Verano Capital no ve una gran diferencia con respecto al Mercado a Término porque “el financiamiento viene del mismo lugar”. Por lo cual, si la deuda es en dólares y la venta en pesos, “ninguna empresa se quiere obligar a tener obligaciones futuras en la moneda extranjera”.
Sin embargo, Ramiro Marquesini dejó en claro que “para la compañía el MATER es mucho más atractivo que el RenovAr y es donde nos queremos desarrollar, dentro del mercado entre privados, aunque faltan las cuestiones mencionadas para que la rueda empiece a girar.
Goodwe ha establecido presencia en Chile con la incorporación de un experimentado ingeniero a cargo de servicios postventa, el cual es todo un veterano dentro de la industria y quien estará a cargo de brindar un servicio especializado y de calidad a nuestros clientes desde la moderna ciudad de Santiago.
Su expansión en Chile ocurre tras varios años de expansión constante en el mercado latinoamericano, a través de ventas crecientes de nuestros inversores XS, DNS y SDT en los proyectos residenciales y comerciales de Chile pero también en Argentina, Perú, Colombia y el conjunto de América Central y el Caribe, en donde ha venido ocurriendo un potente crecimiento en el apetito por la energía solar.
«En Chile nos sentimos particularmente optimistas: aplaudimos el conjunto de políticas pro-renovables y que están detrás de la cada vez mayor participacion de este tipo de energías en la matriz solar de ese país y vemos con enorme entusiasmo la creciente demanda por sistemas de almacenamiento de energía (que es una de las mayores fortalezas históricas de GoodWe) y el uso creciente de grandes inversores de string como nuestro inversor HT», valoran en Goodwe.
Y destacan que «nuestro ingeniero de servicio post-venta en Chile cuenta con varios años de experiencia acumulada en el universo de la energía solar de Chile y adquirida también en una empresa fabricante de módulos, lo cual le permitió conocer de primera mano nuestros inversores así como ganar un amplio entendimiento sobre los factores que afectan el desempeño de los sistemas fotovoltaicos».
«En colaboración con nuestro ingeniero en México, nuestro ingeniero en Chile va también a brindar servicio post ventas y apoyo técnico a nuestros clientes en el conjunto de Latinoamérica», agregan.
Desde la firma señalan que «en GoodWe tenemos la confianza de que los nuevos productos incorporados a nuestro portafolio, tales como nuestros nuevos inversores de almacenamiento así como nuestra nueva línea de baterías de litio, tanto de baja como de alta tensión, al igual que el nuevo inversor HT para el segmento utility cuentan con la tecnología y la calidad para satisfacer las nuevas tendencias del mercado chileno. Ahora con esta nueva presencia post-venta en Chile estamos mejor posicionados para atender este importante mercado».
Fernando Bonnet será el nuevo Gerente General de la empresa eléctrica Central Puerto. Bonnet ingresó a la compañía en 2008 para desempeñarse en el área de finanzas y durante sus años en la empresa, fue desarrollando distintas tareas hasta llegar a ser el Director de Finanzas (CFO). En este cargo, se destacó por haber gestionado el financiamiento necesario para la expansión de la empresa, incluyendo el desarrollo de los proyectos de generación renovable. A su vez, lideró el proceso de cotización de la firma en la bolsa de Nueva York.
Su último rol fue el de Director de Operaciones (COO), posición desde la cual lideró las operaciones de la compañía. Bonnet es contador público por la Universidad de Buenos Aires y ha realizado un MBA en el IAE de la Universidad Austral.
En el marco de su nombramiento, Bonnet señaló: “Hace más de 12 años que formo parte de Central Puerto y es un orgullo asumir el desafío de liderar una empresa con una enorme trayectoria y compromiso con el desarrollo del sector energético. En esta nueva etapa de liderazgo, asumo la responsabilidad de continuar el camino del crecimiento de nuestra empresa como de las personas que la componen contribuyendo a nuestro propósito de generar energía en forma eficiente y de modo sustentable”.
“Competitividad y Compatibilidad de módulos solares de alta potencia”, es la denominación del seminario online gratuito que Trina Solar organiza con motivo del lanzamiento de su nuevo módulo solar VERTEX 660 W + en Latinoamérica. La cita es el 15 de abril a las 15 horas (GMT-5). Están todos invitados.
Energía Estratégica se complace en anunciar que será el anfitrión especial. La periodista Nanda Singh, moderará el encuentro.
Como adelanto, podemos comentar que esta serie genera una potencia de 675W con una eficiencia de conversión del 21,7%.
Según precisan desde la compañía, los módulos Vertex 660W + tienen un mayor margen para reducir los costos de BOS y el LCOE de energía fotovoltaica, y “esto ayudará a acelerar el desarrollo de la industria fotovoltaica y, en particular, los esfuerzos de Trina Solar para construir un mundo sin carbono que beneficiará a toda la humanidad”, declaró Zhao Mengyu, director senior del Departamento de Calidad de Trina Solar, en un comunicado oficial.
Aquello se espera que repercuta positivamente en Latinoamérica, región que guarda un gran potencial de desarrollo fotovoltaico en los distintos segmentos del mercado, fundamentalmente en utility scale.
¿De qué países podemos esperar próximas licitaciones para contratar energía y potencia donde pueda competir la solar fotovoltaica? ¿Qué curva de precios pronostican? ¿Qué principales hitos se pueden esperar que marque la industria solar en esta década? Encuentre las respuestas a estas y otras preguntas el 15 de abril a las 15 horas (GMT-5) bajo la disertación de expertos destacados.
El secretario de Energía, Darío Martínez, el embajador argentino en China, Sabino Vaca Narvaja, y el director de Nucleoeléctrica Argentina, Isidro Baschar, mantuvieron una reunión por videoconferencia con directivos de la Agencia Nacional de Energía de China (NEA) y la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), en la que acordaron avanzar en las gestiones para la construcción de una nueva central nuclear en nuestro país.
Los representantes de ambos países repasaron el estado de las negociaciones para la construcción en la Argentina de una cuarta central nuclear de tecnología china. También, se evaluó la posibilidad de potenciar un vínculo bilateral que contemple otras áreas de cooperación, como la exportación argentina de servicios y componentes para proyectos nucleares chinos, como la extensión de vida de centrales nucleares en el país asiático.
El director de Nucleoeléctrica Isidro Baschar destacó la importancia de la reunión y de la firma de las minutas el pasado enero. Además, extendió sus felicitaciones a la contraparte china tanto por la puesta en marcha y el inicio de la operación comercial de la unidad 5 de la Central Nuclear de Fuqing, de referencia para el proyecto en la Argentina, así como también por la puesta en marcha del primer reactor de tecnología Hualong fuera de China, la unidad 2 del Complejo Nuclear de Karachi en Pakistán.
En este sentido, también destacó que “el rol de liderazgo de la industria nuclear china no solo contribuye y contribuirá de forma significativa al desarrollo del país asiático, sino que representa un aporte fundamental para la consolidación del rol de la energía nuclear a nivel internacional en el marco de los desafíos ambientales que enfrenta el mundo”. Esta situación, agregó, no es ajena a un país con la tradición nuclear como la de la Argentina.
La construcción de una nueva central nuclear permitirá sostener la diversificación de la matriz energética, asegurar el suministro de energía confiable, segura y limpia. En este sentido, cabe destacar que el sostenimiento de la energía nuclear como fuente de generación de energía contribuirá con el cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por la Argentina en lo que refiere al cambio climático.
La cuarta central nuclear
Las negociaciones contemplan la construcción del reactor HPR1000 conocido como Hualong, del tipo Pressurized Water Reactor (Reactor de Agua Presurizada) o PWR por sus siglas en inglés, de 1200 MW de potencia bruta, que combina sistemas activos y pasivos de seguridad.
Estaría ubicada en el Complejo Nuclear Atucha, en Lima, partido de Zárate, donde ya funcionan las plantas Atucha I y Atucha II. El Hualong fue diseñado por CNNC sobre la base de la experiencia china en el diseño, construcción y operación de centrales nucleares.
Gracias a las mejoras sistemáticas basadas en equipos y tecnologías probadas y utilizadas en reactores PWR en funcionamiento o en construcción, los niveles de seguridad del reactor Hualong son significativamente elevados y los riesgos de retraso durante la construcción se reducen.
Nucleoeléctrica Argentina S.A es la empresa operadora de las centrales nucleares argentinas Atucha I, Atucha II y Embalse. También, es la encargada de la comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la energía producida por sus plantas y del gerenciamiento de proyectos que aseguren la normal operación de sus instalaciones, así como también de aquellos que tengan por objetivo la eventual construcción de futuras centrales nucleares en territorio nacional.
En el marco de las distinciones que otorga anualmente para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad,
El Foro Ecuménico Social distinguió a Naturgy con tres reconocimientos: el Premio Latinoamericano a la Responsabilidad Social, por su reporte global de sustentabilidad; el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina; y la distinción al Emprendedor Solidario por su programa Energía del Sabor.
Dicho Foro otorga anualmente distinciones para reconocer a empresas, ONG´s y personalidades su compromiso con la sociedad.
“Estos reconocimientos de tan prestigiosa institución nos alientan a continuar con el compromiso asumido por la empresa y por nuestros colaboradores para alcanzar un desarrollo sustentable de nuestra actividad y aportar a la sociedad no solo en lo económico sino también en lo social y ambiental. Esta distinción nos llena de orgullo y nos motiva a seguir por este camino”,sostuvo Bettina Llapur, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy en Argentina.
Con relación al premio al Mejor Reporte Social de la Argentina, vale destacar que Naturgy realiza su Informe de Responsabilidad Corporativa en forma ininterrumpida desde 2004. La 16va edición del Informe de Responsabilidad Corporativa fue realizado de acuerdo a los lineamientos del Global Reporting Institute, bajo la guía GRI Standards. A su vez, se trabajó con la herramienta SDG Compass, para integrar y rendir cuenta de los avances de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
En el caso del Premio al Emprendedor Solidario, el jurado distinguió a Energía del Sabor, iniciativa de Naturgy que busca promover la inclusión social a través de la gastronomía. Desde su lanzamiento en 2016, el programa ya ha capacitado a más de 400 jóvenes bonaerenses de barrios vulnerables.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
El fondo de inversión Gramercy y José Luis Manzano controlan desde septiembre Araucaria Energy, empresa eléctrica que opera cuatro centrales térmicas en la provincia de Buenos Aires. Su desembarco se produjo luego de que la compañía cayó en default y contó con el respaldo de BlackRock y Fidelity, principales acreedores. Estos últimos fondos, que tienen derecho de preferencia para cobrar la deuda, habían dado plazo hasta el 31 de marzo para regularizar los pagos, pero como aún no hubo acuerdo se presentaron ante la justicia canadiense para pedir la intervención de la firma y su puesta en venta para cobrar la deuda.
José Luis Manzano (Integra) y Larry Fink (BlackRock)
La jugada de BlackRock y Fidelity
Gramercy firmó con Integra, una sociedad controlada por Manzano, un acuerdo en septiembre para repartirse en partes iguales las acciones de Araucaria Energy. El entendimiento se produjo luego de que la firma entrara en default a comienzos de 2020 por no pagarle a Gramercy una cuota del préstamo de US$ 220 millones que el fondo le había otorgado a la canadiense Stoneway Capital, controlante de Araucaria.
El resto de los acreedores de Araucaria, entre los cuales figuran BlackRock y Fidelity, avalaron ese acuerdo con la condición de que la firma renegociara la deuda que mantiene con ellos y presentara ante la justicia canadiense el convenio final para su homologación.
El plazo para llegar a un acuerdo se venció el pasado 31 de marzo y, como no hubo avances, los fondos, que tienen preferencia de cobro, se presentaron el jueves ante la justicia de Canadá para solicitar amparo bajo la Ley de Acuerdos de Acreedores de Sociedades Comerciales (Companies’ Creditors Arrangement Act, CCAA, según su sigla en inglés). La CCAA es una ley federal de Canadá que establece un mecanismo ordenado y supervisado para la reestructuración de los negocios de empresas insolventes con deudas superiores a US$ 5 millones.
Como no les pagan, lo que le piden al juez es que designe a un Oficial Responsable de la Reestructuración (Chief Restructuring Officer, CRO), investido de atribuciones para dirigir las operaciones, la administración y los asuntos financieros de Stoneway Capital Corporation, Stoneway Energy International LP y Stoneway Energy LP. En caso de prosperar el pedido, el CRO, tal como se lo denomina técnicamente, sería Deloitte Restructuring Inc.
Si fuera necesario, el CRO podría avanzar con la venta de la empresa para que los fondos puedan cobrar su deuda. Si eso pasa, Gramercy no va a poder recuperar el préstamo de US$ 220 millones porque, a diferencia de los otros fondos, no tiene derecho de preferencia y debería ir al final de la fila de acreedores.
Estrategia defensiva
Para evitar esa maniobra, Gramercy se presentó en Estados Unidos y va a pedir que se reorganice la empresa bajo el Capítulo 11 del Código de Quiebras de ese país, proceso similar al de una convocatoria de acreedores y que le permitiría evitar que la compañía se venda. No obstante, desde Araucaria aseguraron a EconoJournal, que existe voluntad de diálogo y siguen negociando con los acreedores para alcanzar un acuerdo.
Araucaria construyó las cuatros centrales durante la presidencia de Mauricio Macri y tiene firmados contratos PPA en dólares con CAMMESA. Las partes que intervienen en la disputa y fuentes oficiales coincidieron ante EconoJournal en que esos contratos no están en riesgo, siempre y cuando la empresa no vaya a la quiebra y eso derive en una disolución de la sociedad.
«La compañía mostró siempre buena fe en la negociación con los bonistas y una firme voluntad de apoyar la continuidad del negocio, entendiendo que una solución consensuada que preserve el valor del activo, de calidad estratégica para el sistema energético argentino, es la mejor solución para todas las partes«, indicaron fuentes cercanas a Araucaria. «La solicitud de protección bajo el Chapter 11 implica el inicio de un proceso que permitirá a la empresa llevar adelante su reorganización a fin de afrontar sus compromisos financieros, sin poner en riesgo la operación de sus subsidiarias argentinas«, agregaron.
El origen del conflicto
Araucaria se constituyó el 26 de abril de 2016 bajo el control de la canadiense Stoneway Capital Corporation y emitió un proyect bond por US$ 500 millones en el mercado norteamericano para invertir en la Argentina. Al poco tiempo se adjudicó la instalación de cuatro usinas térmicas por un total de 686 megawatts de potencia. La empresa se hizo de otros US$ 163,5 millones en bancos argentinos, como el Ciudad.
Stoneway Capital, establecida en New Brunswick, estaba controlada por Stoneway Group LP, en la que participaban el inversor Rogelio Nores y So Energy International.
En el primer trimestre del año pasado, la compañía entró en default al no pagar una cuota (maturuty) de US$ 30 millones correspondiente a un préstamo de US$ 220 millones que Gramercy le había otorgado a Stoneway Capital.
Gramercy, fondo conducido en Argentina por Gustavo Ferraro, tomó entonces las riendas de la compañía y designó a Roberto Helbling y a Juan Ignacio Sánchez Alcazar, para tratar de ordenar la situación contable de la eléctrica. A su vez, Rogelio Nores llegó a un acuerdo con José Luis Manzano, ex ministro del Interior de Carlos Menem, y le cedió el control legal de la firma.
Manzano se posicionó en los últimos 15 años en el sector energético con proyectos en el upstream de hidrocarburos, distribución de gas (ex accionista minoritario de Metrogas) y electricidad (controla Edemsa, la empresa de energía de Mendoza; y selló un acuerdo para desembarcar en Edenor), pero más allá del conocimiento del sector su principal know how es ser un piloto de tormentas acostumbrado a lidiar con este tipo de crisis.
Desde ese momento comenzó una negociación entre Gramercy y Manzano para repartirse las acciones y avanzar en la renegociación de los US$ 660 millones que debe la compañía, fundamentalmente a BlackRock y Fidelity, quienes en ese momento no quisieron desembarcar en la firma, pero buscan asegurarse el cobro de sus créditos.
En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica.
Ya sea a cielo abierto como en yacimientos subterráneos, la minería trabaja en condiciones climáticas extremas y en terrenos adversos. Es un negocio que debe afrontar costos muy altos, y que está activo las 24 horas durante todo el año. Los equipos son sometidos a una exigencia continua, y por eso los clientes siempre apuntan al segmento premium de máquinas que hayan demostrado solidez y eficiencia en el mercado.
“Preparamos los equipos especialmente, cuando la situación lo requiere, antes de entregarlos para trabajos en minería. Tanto en cuestiones de Seguridad adicionales, por ejemplo en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea (protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial entre otros extras), como por cuestiones climáticas donde se le pueden colocar a los Manipuladores sistemas de precalentamiento para zonas sensibles (tanques hidráulicos, diferenciales, carter del motor).”, señala Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, “En Veladero, donde pueden hacer 25 grados bajo cero, mayoritariamente las máquinas están las 24 hs en marcha, por lo que las equipamos con un sistema de precalentamiento por si deben apagarse, para que la máquina esté tibia y no llegue al congelamiento de los fluidos”.
En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo. En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.
En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.
“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”.
El mantenimiento preventivo es una tarea fundamental para evitar roturas, y para que los equipos mantengan la cobertura de garantía de Grúas San Blas. Hay cronogramas para cada mina donde se planifica según el uso y las condiciones en que trabajan (ejemplo: en lugares excesivamente polvorientos se acortan los intervalos standard de 250 para el cambio de los filtros de aire), pero básicamente se considera que cada 250 horas se deben cambiar los fluidos y los filtros, adicionalmente ciertas Mineras generan controles extras según los standares de seguridad de sus Yacimientos como los cambios de cilindros hidráulicos, no importa el estado en que se vean.
“Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, agrega, “tenemos 8 sucursales, expandimos la cobertura con los subdealers y desarrollamos 58 talleres zonales, que tienen capacitación con Grúas San Blas, repuestos originales y alternativos, y dan asistencia al cliente. Gracias a ellos, podemos estar cerca de cualquier cliente a lo largo y a lo ancho del país”.
Grúas San Blas cuenta con un importante stock en sus almacenes de repuestos, y también se desarrolló proveedores locales para la sustitución de importaciones. De esta manera, los clientes pueden contar con alternativas de repuestos nacionales. Incluso en materia de consumibles, como los filtros, GSB patentó su propia marca –Gold Filter– que se fabrican en Argentina con estándares de calidad muy altos. “Las opciones nacionales refuerzan la seguridad del abastecimiento”, indica Montiel.
SICA Metalúrgica Argentina S.A. diseña y produce recipientes sometidos a presión y equipos de proceso para la industria química y oíl & gas. Con más de 35 años de trayectoria, logró consolidar una presencia internacional activa gestionando negocios en más de 20 países -principalmente en los mercados de América y el Sur de África-, sin perder de vista el desarrollo a nivel local. Esteban Weidmann, gerente comercial de SICA, participó del Ciclo de Entrevistas de EconoJournal y contó de qué modo se organizó la compañía ante un escenario marcado por la pandemia y las dificultades macroeconómicas del país.
Weidmann explicó que “hoy se está reactivando la perforación de pozos que no es el área del tipo de equipamiento que hacemos. Somos productores de bienes de capital y trabajamos cuando los pozos se ponen en régimen de producción. Entonces, estamos viendo una reactivación, pero todavía no se llegó a una circunstancia de normalidad”.
Proyecto eólico
En 2010, la empresa fundada en 1984 por Jorge Simonutti, inició su cuarta y más reciente unidad de negocios basada en la producción de torres eólicas. Este desarrollo finalmente se cristalizó en 2017, cuando SICA suscribe un joint venture con el grupo internacional Haizea Wind, una empresa española referente del mercado eólico.
En la planta de la metalúrgica en la provincia de Santa Fe trabajan actualmente 180 personas sumadas a las 160 que se desempeñan en la fabricación de torres eólicas en el mismo predio industrial. Hoy, Haizea-Sica produce más de 450 tramos de torres por año, en un proceso de constante expansión y generación de fuentes de trabajo para la ciudad y la región.
Si bien el mercado de energías renovables tiene potencial, en la actualidad el escenario no está claro y son varios los proyectos relentizados o suspendidos. En este sentido, respecto de la decisión de inversión en medio de una coyuntura cambiante, el gerente de SICA señaló que “nadie invierte con una mala perspectiva de mercado. El potencial de Argentina sigue intacto ya que el 70 por ciento del territorio tiene capacidad para generar energía eólica de un modo rentable”.
“Si teniendo el recurso los proyectos no se desarrollan es por los problemas de inversión e inestabilidad macroeconómica. En eólico, nuestros socios invirtieron creyendo en el negocio y nosotros mantenemos la planta a partir de la salida exportadora. Uno quisiera que la producción vaya a parques argentinos, pero como los proyectos están paralizados estamos exportando a Estados Unidos”, agregó Weidmann.
Con el objetivo de que las empresas nacionales generen un valor agregado con anclaje en el país contribuyendo a la generación de riqueza federal, para Weidmann es fundamental alcanzar la estabilidad económica, la seguridad jurídica, la continuidad estratégica y la conciencia de que hay sectores que tienen competitividad para insertarse a escala global. “Tenemos que superar la grieta e ir al terreno político para construir una estrategia como nación. De lo contrario, los mismos argentinos no tenemos la confianza para invertir. Ni siquiera confiamos en nuestra moneda entonces la clave está en reconstruir los valores fundamentales”, sostuvo.
Ventana de oportunidad
Teniendo en cuenta la importante existencia de recursos energéticos y las carencias en materia de infraestructura para sacar provecho, el ejecutivo indicó que existe una ventana de oportunidad para que el país obtenga rédito en divisas: “Hay un potencial exportador que debemos trabajar tanto el sector público como el privado, porque en 20 o 30 años no sabemos que cuestiones pisarán fuerte en la matriz energética mundial. Por ejemplo, la agenda de descarbonización y conversión a movilidad eléctrica ya tienen un peso importante”.
Con la aceleración de procesos de transformación a velocidad que demostró la pandemia, Weidmann estipuló que el futuro sin emisiones de carbono está cerca y el período fuerte de ventana de oportunidad está en los próximos 15 años.
El futuro del GNL y el hidrógeno verde
“Tenemos buenas expectativas con el Gas Natural Licuado (GNL) y su disponibilidad en el mercado local porque dentro de los hidrocarburos es el más amigable y permitiría a industrias y localidades alejadas geográficamente del sistema troncal de gasoductos tener acceso al gas natural”, señaló Weidmann mirando con buenos ojos el desarrollo del GNL como oportunidad de crecimiento.
En rigor, muchas compañías ya no se visualizan como meras empresas petroleras. El surgimiento y el desarrollo de combustibles alternativos como el hidrógeno verde (obtenido a partir de energías renovables), conforman la gran expectativa global a largo plazo.
Como una de las 30 empresas fundadoras del Consorcio para el desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (H2ar), SICA colabora con los equipos que la industria hidrocarburífera necesita y, al mismo tiempo, acompaña los procesos de transformación energética. En palabras del ejecutivo: “El desafío es producir hidrógeno verde a costos competitivos y la energía eólica puede ser la clave para eso”.
En la Argentina la actividad minera se concentra a lo largo de la cordillera donde se encuentra la mayoría de las fuentes de oro, plata, cobre, aluminio y zinc. Recientemente, se sumaron las extracciones de litio en Salta y Jujuy, con proyecciones muy interesantes ya que es un mineral de creciente demanda por la industria electrónica.
En ese contexto, Grúas San Blas se encarga de preparar sus equipos especialmente para la actividad minera. Sergio Montiel, Gerente de la Unidad de Negocios Repuestos de Grúas San Blas, señala que parte del reequipamiento se basa en cuestiones de seguridad adicional como en adaptaciones climáticas. Por ejemplo, en el Modelo MT-X1030 Minning que viene equipado con adicionales para trabajo en Minería Subterránea agregamos protecciones extras en cilindro, cabina con jaula, protección en reflectores, sistema de frenos especial, tanques hidráulicos, diferenciales y carter del motor”, detalla.
En la actividad minera, el manipulador telescópico es un aliado indispensable para realizar tareas en forma segura y eficiente. El modelo más utilizado en minería es el Manitou MT-X1030 que cuenta con una pluma de 10 mts de alcance y puede cargar hasta 3000 kilos de peso. Son equipos muy versátiles y multidireccionales. Al tener la posibilidad de giro en las ruedas delanteras y las traseras, tienen un radio mucho más pequeño que las palas cargadoras y son mucho más versátiles que las mismas, no solo por su pluma telescópica sino por la posibilidad de aditamentos intercambiables pudiendo ser al mismo tiempo una Pala Cargadora o una Plataforma de elevación, por ejemplo.
En el caso de los yacimientos subterráneos, los MT-X1030 (también algunas usan el modelo 732) tienen el tamaño adecuado para entrar y hacer las tareas de mantenimiento en los túneles. Adicionalmente existen otros equipos de asistencia en Minería (Torres de Iluminación, Autoelevadores, Grúas, Minicargadores, Plataformas de Elevación, etc.), aunque el Manipulador Manitou en muchos de sus modelos es el más relevante.
En minería a cielo abierto, como es el caso de San Juan y Mendoza, se demandan manipuladores de otro porte como son los casos de los modelos 10120 /10130 /10225 Manitou MT 732 que sirven no solo para tareas de Mantenimiento como para la asistencia en la Reparación y servicios de Mantenimiento para las Palas Gigantes o los camiones fuera de ruta de asistencia a las grandes máquinas que realizan las extracciones. Estos manipuladores se utilizan en varias tareas, como el intercambio de cilindros hidráulicos de los brazos de otras máquinas, en forma segura y con mejores tiempos (antes estos trabajos se realizaban con Grúas con gran índice de accidentes) y con aditamento de Pinzas Manipuladoras de Cubiertas se utilizan para cambiar neumáticos en Camiones fuera de Ruta. Con la incorporación de estos equipos, no sólo se minimizaron los accidentes, sino que se redujeron los tiempos de reparación.
“En la minería el mayor valor está en el tiempo. Cada máquina parada equivale a pérdidas millonarias”, subraya Montiel, “por eso se valora la agilidad de la respuesta en una reparación, en la realización de una tarea de mantenimiento, y en los plazos de entrega de repuestos”. “Hoy nuestros clientes saben que no sólo compran un equipo de primera línea, sino que también cuentan con una buena postventa. No sólo garantizamos la provisión de repuestos sino que también estamos cerca para cualquier tipo de asistencia”, remata.
Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, obtuvo la Certificación de Great Place to Work®, y de esta manera se convierte en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
A su vez, los resultados de la certificación indican que Camuzzi ha crecido 7 puntos en el promedio general en todas las dimensiones evaluadas por la encuesta de clima de Great Place to Work® (credibilidad, respeto, equidad, orgullo y compañerismo) en comparación con su performance 2019.
Marcos González Bibolini, Gerente de Recursos Humanos de Camuzzi, afirmó “Estamos muy orgullosos de recibir este reconocimiento. Hemos hecho durante el 2020 un gran trabajo en conjunto, y esta distinción es el reflejo de las acciones que venimos realizando para que cada uno de los que formamos parte de Camuzzi, sienta que está en una gran empresa para desarrollarse”.
«Felicitamos a Camuzzi por su certificación», destacó Eduardo Aceiro, Gerente General de Great Place To Work en Argentina. «Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus empleados crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», cerró.
De esta manera, la distribuidora refuerza su posicionamiento como Marca Empleadora líder en la gestión de talento, y se consolida como una de las mejores empresas de Argentina para trabajar.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) acordó con la empresa brasileña Copagaz la entrega de tres cargas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) por 7.600 toneladas. Transportadora de Gas del Sur (TGS) cerró un histórico acuerdo con la empresa brasileña Copagaz para exportar 7.600 toneladas de gas para cocina. Copagaz, es la mayor comercializadora de ese producto en Brasil, y se convierte así en la primera empresa privada en llevar un barco de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a su país, dijo su vicepresidente de operaciones. El acuerdo marca un paso importante en la estrategia de la empresa vecina que […]
La empresa jujeña de energía y minería JENSE llamó a licitación para la obra de la Zona Franca de Perico en la Provincia de Jujuy. El objetivo de esta iniciativa es impulsar la actividad industrial exportadora y comercial mayorista de la provincia de Jujuy. La zona franca estará emplazada en 54 hectáreas aledañas al Parque Industrial de Perico, sobre la Ruta Nacional 66, en una locación estratégica con acceso al renovado aeropuerto de Jujuy, el ferrocarril y el sistema de rutas que conforman el corredor bioceánico.
Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE, sostuvo que “la Zona Franca de Perico demandará una inversión de más de 500 millones de pesos teniendo como objetivo principal impulsar el desarrollo socioeconómico local y regional, a través de la actividad industrial exportadora, instando fomentar inversiones y empleo de calidad, aumentando la eficiencia productiva y comercial mediante la disminución de costos y el aprovechamiento de los beneficios fiscales previstos por ley y la normativa reglamentaria de zonas francas. El desarrollo de la Zona Franca de Perico plantea la radicación de industrias generando alrededor de 2.000 nuevos empleos directos, lo que se traduce a una mejora sustancial en la creación de puestos de trabajos genuinos”.
El proyecto consiste en la instalación de una zona franca mayorista e industrial, que se estima estará operando para fines del 2021. El mismo tiene previsto la disponibilidad de aproximadamente 68 parcelas para la instalación de industrias, con todos los servicios básicos necesarios, a lo que debe adicionarse espacios comunes, oficinas administrativas, depósitos y áreas viales para la circulación y estacionamiento vehicular.
Por su parte, Ignacio Bruera, Coordinador de Zona Franca Perico, destacó que “hemos desarrollado una estrategia para dotar de oferta de servicios de almacenamiento, logística y comercio internacional, así como también servicios de aprovisionamiento y suministro a diferentes actividades industriales. La idea es generar las condiciones de entorno adecuadas para la radicación de industrias competitivas con capacidad de innovación y agregación de valor”.
La nueva zona franca impactará de manera positiva en el conjunto de la población del Valle Sur a través de la generación de empleo, la formación de recursos humanos calificados, la promoción de políticas de género e integración y otros beneficios sociales tales como el mejor acceso de la población a los servicios de agua, energía y telecomunicaciones.
Es un valor beneficioso frente al gas oil importado. La incertidumbre de beneficiar la producción nacional por sobre el GNL pone en alerta a las provincias gasíferas. Mientras la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio) declaró un paro de actividades a nivel nacional por la supuesta intención de las empresas de dilatar la discusión paritaria, la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) y las empresas nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (Ceph) mantuvieron una reunión virtual por la cual coincidieron que la “variable que debe ser el centro de las preocupaciones […]
El objetivo de la Nación y las provincias participantes es impulsar el desarrollo y la industrialización de este sector clave para el Noroeste argentino La Mesa Nacional del Litio quedó formalmente conformada con la incorporación de la Nación al espacio creado a mediados de marzo pasado por las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca, con el objetivo de impulsar el desarrollo y la industrialización de este sector clave para el Noroeste argentino. El encuentro que se desarrolló de manera virtual reunió al ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, al secretario de Minería, Alberto Hensel, y los gobernadores de Jujuy, Gerardo […]
Acumulan una fortuna de US$15.700 millones, lo que representa poco menos del 10% del patrimonio de Jeff Bezos. En esa lista figuran Galperin, Rocca, Pérez Companc, Roemmers y Eurnekian. Forbes publicó este martes su famoso ránking anual, en el que destaca la “explosión” de personas con un patrimonio superior a 1.000 millones de dólares pese al devastador impacto de la pandemia de covid-19 en todo el mundo: ya son 2.755 y (660 más que el año pasado), la mayoría estadounidenses y chinos. En la Argentina, el listado es mucho más corto y lo integran el CEO de Mercado Libre, Marcos […]
Se trata de una iniciativa que se aplica en ocho países de Europa. El objetivo es que los conductores puedan saber lo que les cuesta recorrer 100 kilómetros con su auto según el precio de la nafta, gasoil, GNC o electricidad que utilicen. Las Estaciones de Servicio europeas han dado un paso enorme para clarificar su operatoria comercial: desde el 1º de abril brindan información sobre consumo del combustible, ya sea nafta, diésel, GNC, GLP y electricidad, tanto en el caso de una recarga doméstica como otra rápida. La medición se implementó en ocho países de ese continente El primer […]
Jamie Dimon, el consejero delegado de JPMorgan Chase, publicó su tradicional carta anual a accionistas en la que anticipa un período virtuoso para la economía de ese país. Aunque advirtió también sobre varios riesgos. El banco más grande de EEUU, JPMorgan Chase, espera un “boom” económico en ese país, que podría extenderse hasta 2023. Jamie Dimon, el consejero delegado de la entidad, publicó su tradicional carta anual a accionistas, donde justificó que el mayor ahorro de los estadounidenses, las políticas de expansión de la Reserva Federal y la “euforia” por el fin de la pandemia llevarán “probablemente” a un “boom” […]
Las regalías petroleras de febrero volvieron a registrar un saldo en alza, al alcanzar los 28,2 millones de dólares, mejorando en los 28 días del mes el ingreso registrado en enero, con 28,1 millones de dólares, según los registros de la Secretaría de Energía de la Nación. Estos valores siguen por encima del promedio del año pasado, con sólo 21 millones de dólares mensuales. Los precios del mercado internacional continúan en niveles que permiten recuperar algo de oxígeno a las complicadas cuentas de esta provincia, ya que el mes de febrero, aunque con tres días menos de producción, superó el […]
La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio) llamó a un paro en reclamo de la apertura de las negociaciones paritarias. Según la federación, afectará a refinerías y yacimientos. Aseguran que, si se extiende la medida, podría generar desabastecimiento de combustible. Trabajadores de refinerías y petroleros llamaron a un paro nacional en “repudio a la estrategia dilatoria de los empresarios ante el justo reclamo de recomposición salarial”, según señala el comunicado de la Federación Argentina Sindical de Petróleo Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio). La medida de fuerza es para reclamar la apertura de las negociaciones paritarias del sector que, […]
Desde FAENI recalcaron que “el conflicto por la oferta y precio del GNC que perjudicó seriamente a las Estaciones de Servicio comenzó en el 2019, cuando se les permitió a las compañías participar del negocio”. A pocos días de vencer la resolución que posterga de manera provisoria la provisión del producto por parte de la empresa estatal IEASA, la Federación de Expendedores FAENI, expresó su malestar por el “desinterés oficial para solucionar el tema”. Los dirigentes de la entidad que agrupa a los estacioneros de Santa Fe, acompañaron los dichos de CECHA referidos a la falta de oferta por parte […]
Bolivia ve con interés la producción de biodiésel a partir de la basura, a raíz de una pequeña planta piloto presentada en la ciudad de El Alto, la segunda más poblada del país, que produce este biocombustible utilizando desechos plásticos. En la planta piloto de metalurgia Heresi, ubicada en la zona Nuevo Amanecer en El Alto, los ingenieros presentaron este miércoles al viceministro de Altas Tecnologías Energéticas, Álvaro Arnez, y al presidente de la Cámara de Diputados, Freddy Mamani, el “microreactor de conversión de la basura en diesel”. Se trata de una pequeña planta piloto que utiliza desechos como los […]
Se trata de seis áreas que están ubicadas en la desembocadura del río Amazonas, donde existe un arrecife de coral que correría peligro ante una posible fuga de petróleo. La estatal brasileña Petrobras, anunció este martes que comprará la participación de la británica BP Energy en un controvertido proyecto de exploración y explotación de crudo y gas que ha sido fuertemente criticado por grupos ecologistas por estar ubicado en la desembocadura del río Amazonas. Se trata de seis áreas de concesión situadas al norte del país, en aguas ultraprofundas, a 120 kilómetros del litoral del estado de Amapá, que fueron […]
Desde la Argentina se pueden comprar Cedears de empresas relacionadas y si no hay fondos que invierten en compañías del sector. Después de que se conociera que BMW invertirá US$300 millones para extraer litio en Catamarca y luego producir baterías para sus autos eléctricos, muchos pequeños inversores empezaron a preguntarse por la manera en que se puede comenzar a invertir en este metal, que también se usa como componente en las baterías de los celulares. De acuerdo con José Ignacio Bano, gerente de Research de Invertir Online, en la Argentina aún no hay empresas locales relacionadas con el litio que […]
Por parte de la cámara eólica (CEA) participaron su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.
Durante la reunión con el funcionario que hoy está encabezando las audiencias del rubro, se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector.
En este sentido, el Subsecretario de Energía, Federico Basualdo afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”.
Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
Las autoridades de la CEA se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de Argentina respecto al Cambio Climático, y a la generación de más y mejor empleo local.
República Dominicana despierta el interés de cada vez más inversores de energías renovables. El potencial eólico y solar que se advierte sería el atractivo principal para proyectos de gran escala pero también las instalaciones de generación distribuida tendrían una gran relevancia al ser un segmento del mercado en franco crecimiento.
“La meta de la política energética es llegar a un 25% de la generación eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales. Las últimas estadísticas, publicadas en enero, muestran que vamos en un 9%, es decir que hay un camino interesante por recorrer para los próximos años”, introdujo Álvaro Vergara, miembro del Consejo Directivo de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables -ASOFER-.
Durante su participación en la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy, el empresario repasó que a nivel de generación distribuida ya se están instalando alrededor de 45 MW por año, incluyendo 2020 a pesar de la pandemia. Para este año, -vaticinó- se esperan por encima de 50 MW.
“A nivel de generación a gran escala, hay alrededor de 580 MW instalados (de eólica, solar y biomasa) y se espera un crecimiento hasta llegar a 3 GW en los próximos diez años”, confió Vergara.
Desde el gobierno adelantaron que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la Dirección Ejecutiva de ProDominicana ya contemplan “trabajar de manera conjunta para facilitar los trámites que requieren empresarios locales y extranjeros para invertir en proyectos de desarrollo en República Dominicana”.
Ahora bien, ¿qué ocurre con los proyectos con concesiones y eventuales subastas? Respecto a los proyectos en concesión, Rafael Velazco, superintendente de electricidad, explicó -también durante Latam Future Energy- que el Gobierno actual en principio puso en evaluación todos los proyectos con concesión definitiva e identificó unos 10 emprendimientos viables en puntos de interconexión disponibles.
Por su parte, Vergara detalló que el empresariado tiene en claro que en una primera fase, se van a firmar contratos de compra de energía para los proyectos que hoy tienen esas concesiones definitivas. Y, posteriormente, se sacará una subasta de renovables para aumentar la capacidad.
Según la óptica del empresario los “indicadores macroeconómicos son estables, la política económica permite atraer inversión extranjera y el país está teniendo un crecimiento de la demanda en torno al 5% anual; entonces con base en todo la expectativa es de un crecimiento significativo en los próximos años en el país”.
La participación de Álvaro Vergara en el panel “La apuesta de los empresarios para las subastas de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe” fue muy provechosa, se refirió al estatus actual, nuevas proyecciones y retos -como la limitante del 15% en medición neta y las demoras en los permisos- que se identifican sobre este mercado atractivo. Los invitamos a revivir el evento en vivo en el siguiente enlace.
Ayer, durante el Día 1 del evento Proyecta Solar, organizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, destacó no sólo el potencial renovable que tiene el país sino los pasos concretos que se están dando para su materialización.
El funcionario indicó que esta “energía limpia y barata” va a reemplazar consumos fósiles para la producción industrial, la leña para el calefaccionado de hogares, entre otras cosas, y la generación de hidrógeno verde.
En esa línea, aseguró que en el proceso de reconstrucción económica que tiene planeado Chile ante la recesión producida por la pandemia, las renovables serán fundamentales.
Explicó que, a causa del virus, se perdieron en el país 2 millones de empleos se perdieron, pero que ya se han recuperado más de 1 millón. “El sector energía está en el corazón de esa recuperación económica y de la creación de empleo”, enfatizó.
“El sector energía junto al de la minería representan más del 50 por ciento de la inversión proyectada en el país para los próximos años”, agregó Jobet.
Según el reporte de marzo pasado de la Comisión Nacional de Energía (CNE), al mes de febrero de este año se contabilizaron un total de 144 proyectos de energías renovables en construcción por 5.339 MW, conformadas por: un 58% (3.116 MW) de solares fotovoltaicos, un 37% (1.958 MW) de eólicos; 3% (166 MW) de biomasa y 1% (66 MW) de mini hidros. También se contabiliza la planta geotérmica “Cerro Pabellón Unidad”, de 33 MW.
Estos emprendimientos podrían movilizar inversiones cercanas a los 5 mil millones de dólares. Según Jobet, estos números demuestran la capacidad de que se puede “generar crecimiento económico, empleo, progreso y que eso es perfectamente compatible con ser cuidadosos con el medioambiente”.
En esa línea, señaló: “Estamos avanzando en la flexibilidad para adaptar mejora a las energías renovables a la matriz y poder calzar bien la oferta y la generación eléctrica con la demanda. Estamos avanzando también en la reforma del segmento de la distribución, que nos va a ayudar también a la incorporación de mayor autogeneración”.
Y adelantó que “en las próximas semanas se lanzará una política energética nacional actualizada hacia el 2050”.
100.000 puestos de empleo sujetos al hidrógeno verde
El hidrógeno verde es el gran diamante que está puliendo el estado chileno. Su apuesta es producir en 2030 este combustible, a partir de renovables, a precios que ningún otro país pueda ofrecerlo.
Cabe recordar que en una entrevista para Energía Estratégica (ver en línea), el Dr. Erwin Plett, CEO de Low Carbon Chile y socio profesional de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), explicó cómo se están preparando para intentar incorporar a unas 100.000 personas al campo laboral de la industria del hidrógeno verde.
Sofía Tamayo Gutiérrez, encargada de Asuntos Regulatorios en AES México, planteó su postura acerca del futuro para los proyectos renovables en relación a la problemática que hay para obtener permisos y autorizaciones de generación en el país.
“Llevamos poco más de dos años sin que el flujo sea constante. Y al final del día creo que es un tema de entendimiento de la administración actual de qué es un régimen de permisos y de autorizaciones”, comentó en el webinar denominado “Ley de la Industria Eléctrica: Implicaciones y panorama para las renovables en México 2021”.
“Es importante entender que ese permiso de generación no es una condición con la cual ya se materializará el proyecto”, agregó la especialista
Sofía Tamayo Gutiérrez se encarga de Asuntos Regulatorios en AES México
A su vez hizo referencia a varios comentarios que circularon que aseguraban que se dieron permisos en y que que ello atascaría de generación a la red, a lo que apuntó que “no necesariamente es real” y que “el permiso era un paso más [dentro de los proyectos y su concreción]”.
Bajo esa misma línea, Tamayo Gutiérrez cree que “el otorgamiento de permisos continuará como lo se ha visto hasta el momento”, aunque el factor que no será simplemente cumplir requisitos y que se analice el expediente. «Estarán sujetos a criterios de planeación que hoy necesariamente no conocemos”.
¿A qué se refirió? A que desconocen si tales pautas se basarán en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) o si habrá un nuevo documento de criterios de planeación para proyectos de generación. “Habrá que esperar qué sucede con claridad”, enfatizó
Por otro lado, a pesar de dicha problemática y de una posible disminución de oferta de generación renovable a gran escala, la encargada de Asuntos Regulatorios en AES México destacó que “siguen existiendo oportunidades, tal como la generación distribuida solar que continúa como un campo enorme para la penetración de renovables”.
Otra áreas que se podrían analizar dentro de las energías limpias son el hidrógeno, almacenamiento, soluciones behind the meter (detrás del medidor), abastos aislados o incluso la generación local, según su mirada.
“Hay mucho por el cual trabajar desde el ámbito regulatorio. Nos falta claridad, en estos temas, para que en México se sigan implementando todos estos cambios tecnológicos”, opinó.
“Todavía podemos hacer la transición energética y esperamos que eventualmente se pueda retomar el camino. La transición tal vez se puede ralentizar, pero no detenerse”, agregó.
Una de las alternativas que propuso para proseguir con dicha cambio fue que “los usuarios de generación de energía también deben tener la posibilidad de acceder a precios competitivos que les permita expandir sus negocios y aliarse con empresas que buscan implementar la transición energética en México”.
La Primera Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida está a la vuelta de la esquina. La cita es el próximo 21 y 22 de abril. ¡Están todos invitados!
Ya confirmaron su participación representantes de asociaciones, empresas y gobiernos de distintas latitudes. Entre aquellos, el panel de gremios empresarios ya despierta muchas expectativas por los temas que ahí se abordarán.
Destacan como ejes principales de este conversatorio: los límites impuestos a la generación distribuida, el futuro de las redes inteligentes y los retos para la industria local.
De allí es que el panel se haya denominado: Propuestas del sector privado para un marco regulatorio eficaz en Latinoamérica y el Caribe.
Disertarán:
Teresita Vial – Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar – ACESOL (Chile)
Willian Villalobos – Director Ejecutivo – Cámara de Generación Distribuida (Costa Rica)
Germán Corredor – Director Ejecutivo de la Asociación Ser Colombia (Colombia)
Julián Willenbrock – Vicepresidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar – ASOLMEX (México)
Marcelo Álvarez – Coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER)
¿Qué esquema de facturación se adecua mejor a cada situación del mercado? Desde la óptica de generadores, ¿en qué casos se justifican los “subsidios”? ¿Con cuáles barreras frecuentes se topan los instaladores de techos solares? ¿Qué actualización a las regulaciones se están trabajando para acelerar la penetración de la generación distribuida?
Responda estas y otras preguntas en la próxima Cumbre de Latam Future Energy.
Ayer, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible lanzó vía streaming la estrategia Colombia Carbono Neutral, un programa que reúne, impulsa, fortalece y reconoce el esfuerzo de las organizaciones públicas y privadas en la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).
Allí se hicieron públicas las tres líneas de acción que el Gobierno abordará para conseguir que al año 2050 las emisiones de carbono puedan ser contrarrestadas con medidas concretas de manera que haya un balanceo.
La primera de las acciones es ‘Colombia Cero Emisiones’, orientada al trabajo con empresas y entidades de los sectores público y privado.
La segunda es el Sistema Nacional Ambiental (SINA), junto a las organizaciones ambientales que cuantifican y reducen sus emisiones.
Y la tercera tiene que ver con el programa Mi Huella de Carbono, referente a la huella individual de la ciudadanía, que genera conocimiento y conciencia para aportar a la solución.
“Generamos un programa que nos permitirá establecer nuestra huella de carbono; un plan para generar acciones que mitiguen esas emisiones; y una ruta de compensación”, destacó durante el lanzamiento, Nicolás Galarza, viceministro de Ordenamiento Ambiental del Territorio.
Enfatizó en que este programa debe “acercar y dotar a la ciudadanía y el sector privado de diferentes instrumentos que nos permitan empezar a cuantificar y a monitorear”.
“No vamos a llegar a la carbono neutralidad al año 2050 con acciones voluntarias y únicamente desde el sector de Gobierno”, advirtió.
El funcionario reveló que ya han manifestado la intención de participar de este programa de descarbonización más de 20 empresas. “Esperamos tener una vinculación de 50 al finalizar el semestre”, se esperanzó Galarza.
Explicó que los cálculos de la reducción de la huella de carbono pueden darse sobre las organizaciones en sí mismas, sobre la base de los productos que generan o bien sobre proyectos a desarrollar.
Comentó además que se están trabajando sobre el otorgamiento de “beneficios tangibles para facilitar la descarbonización”, los cuales “tienen que ver con el acompañamiento técnico por parte del estado y la posterior difusión de las compañías que han decidido acogerse a estas iniciativas que contribuyen con el medioambiente”.
Las metas
Cabe recordar que Colombia había establecido en al Acuerdo de París que su NDC (Contribución Determinada a nivel Nacional) sería del 20% de reducción de gases de efecto invernadero.
Pero en diciembre pasado, el Gobierno decidió hacer más ambiciosos los objetivos, estableciendo una reducción del 51 % de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) al año 2030, y su compromiso de alcanzar la neutralidad del carbono al 2050.
Es por eso que Colombia Carbono Neutral aportará a los programas cuyo fin es la conservación del medioambiente.
El grupo tecnológico Wärtsilä ha resaltado la gran necesidad que tiene México de escalar su flexibilidad energética mediante el almacenamiento de energía y la tecnología de gas ágil para facilitar un futuro de energía 100% renovable.
196 GW de activos flexibles son necesarios para que los sistemas de energía mexicanos puedan correr al 100% en energías renovables al costo más bajo.
La capacidad necesaria para balancear la transición de México a redes alimentadas por energías renovables intermitentes debe proceder de dos tecnologías claves: más de 169 GW en almacenamiento de energía y más de 30 GW de capacidad de energía de gas flexible y capaz de funcionar con combustibles futuros.
Los combustibles futuros pueden ser producidos en periodos en que los generadores renovables producen más energía de la necesaria.
Sampo Suvisaari, director de negocios energéticos para el Norte de América Latina en Wärtsilä Energy, dijo: “El reporte del clima de la ONU del mes pasado da un mensaje claro a México: para descarbonizar al costo más bajo, altos niveles de energía renovable deben ser escalados para el 2030. Lo que hemos aprendido de modelar en más de 145 países y regiones en nuestro Atlas de 100% Energía Renovable es que los sistemas de energía con altos niveles de renovables necesitan una alta flexibilidad mediante el almacenamiento de energía y la tecnología de equilibrio de gases para lograr la transición a un futuro de energía renovable al 100%.
“Mediante la producción de altos porcentajes de energías renovables podemos crear las condiciones para producir Combustibles Futuros que sean carbono neutrales y puedan descarbonizar todos los sectores intensivos en energía, desde el sector eléctrico al de movilidad. Para resolver esta pieza final del rompecabezas de cero emisiones netas, la respuesta es nuevamente construir más renovables de manera urgente, apoyados por soluciones flexibles que sean a prueba del futuro.”
Wärtsilä descubrió que México tiene la séptima necesidad más grande de soluciones ágiles y flexibles, Esto refleja el excepcionalmente alto potencial que tiene el país para satisfacer la demanda de energía solar (más del 54% en México) y los requerimientos para almacenar la energía cuando las fuentes solares no estén generando.
Para satisfacer la clara necesidad que tiene México de redes flexibles, Wärtsilä ha lanzado hoy tecnología para equilibrar redes que es capaz de aumentar hasta 10+ MW por módulo en dos minutos y enlazar utilidades al futuro de 100% energías renovables al costo más bajo.
La tecnología de equilibrio de Wärtsilä es parte de un portafolio de productos diseñado para acelerar costo efectivamente la transición de energía. Este portafolio consiste de plantas eléctricas, almacenamiento de energía y sistemas de manejo de energía.
La primera planta eléctrica en el portafolio es alimentada por un generador Wärtsilä 34SG Balancer mejorado, optimizado para mercados de energía base. Este generador de gas es ágil, de rápido arranque y capaz de alcanzar hasta 10.8 MW en dos minutos para integrar renovables de manera fluida.
Esta planta eléctrica esta basada en principios de diseño esbelto y puede ser equipada con pausas no tripuladas, capacidad de control remoto, transmisión de datos 24/7 y manejo dinámico de energía. Su rendimiento optimizado y fiabilidad están respaldadas por las soluciones de Wärtsilä Lifecycle.
Los generadores de gas de la planta de poder de Wärtsilä pueden ser alimentados con gas natural, biogás, metano sintético o mezclas de hidrógeno. La compañía esta activamente desarrollando un proceso de combustión para permitir la quema de 100% hidrógeno y otros combustibles base. Wärtsilä tiene una larga historia de exitosas conversiones de combustible para sus generadores instalados a nivel global.
Un alto nivel de sobrecapacidad es necesario para responder por la variabilidad de la generación de energía solar y eólica. El exceso de energía se puede utilizar luego para producir combustibles futuros utilizando tecnología Power-to-X. El modelado ha descubierto que el balance de la intermitencia de la producción de energía renovable con una combinación de gas flexible y almacenamiento de energía puede ser 38% más barato para los miembros del G20, en comparación con depender únicamente en el almacenamiento de energía.
Junto con la planta de energía, Wärtsilä ofrece su tecnología de almacenamiento de energía completamente integrada GridSoly, diseñada para facilitar el despliegue y la optimización de energías sustentables y también ofrece su GEMS Digital Energy Platform. GEMS optimiza los sistemas de energía de manera dinámica a través de una amplia gama de aplicaciones como regulación de frecuencia para crear flujos de capital y optimizar la resiliencia del sistema.
Jukka Lehtonen, vicepresidente y gerente de producto en Wärtsilä Energy, dijo: “Actualmente, la industria se encuentra en una situación retadora. Las inversiones tienen que hacerse ahora incluso si la visibilidad a futuro no se encuentra completamente clara. Nosotros hemos desarrollado de manera ágil una solución basada en tecnología existente y probada que es a prueba del futuro y flexible. La solución puede ser adaptada a diferentes perfiles operacionales y horas de funcionamiento, a la vez que a las cambiantes necesidades del sistema. Utilizando nuestra solución, las energías renovables pueden ser integradas de manera eficiente dentro de diferentes mezclas de energía y hacerlas disponibles.”
La modelación de las exhaustivas necesidades de flexibilidad del G20 se basan en el Atlas de 100% Energía Renovable de Wärtsilä, el cual muestra la mezcla de capacidad costo-óptima para sistemas energéticos 100% renovables en 145 países y regiones alrededor del mundo.
Los asesores incluirían funcionarios de la ONU, organizaciones no gubernamentales, inversores privados e incluso agencias de calificación con experiencia en la obtención de inversiones, incluidas subvenciones, préstamos con intereses bajos o sin intereses y alivio de la deuda condicional, dice el documento.
La iniciativa refleja un creciente reconocimiento de que la agitación económica provocada por la pandemia de COVID-19 ha exacerbado las restricciones presupuestarias y los desafíos de la deuda que obstaculizan la capacidad de algunos países para hacer la transición a la energía limpia, proteger la vida silvestre o realizar cambios de infraestructura para prepararse para los impactos climáticos.
«A diferencia de otras iniciativas que se enfocan en un proyecto a la vez, esta se enfocará en cambiar sistemáticamente economías enteras», dijo una fuente familiarizada con la iniciativa, agregando que la plataforma apunta a un enfoque más holístico de «la triple crisis de deuda, cambio climático y pérdida de biodiversidad».
En una entrevista en febrero, el presidente del Banco Mundial, David Malpass, planteó la posibilidad de vincular el alivio de la deuda con inversiones para combatir el cambio climático y reducir las emisiones de combustibles fósiles, pero no entregó mayores detalles.
Las discusiones de las instituciones hacia ese objetivo se detallan en un documento del Banco Mundial sobre la deuda publicado el lunes en el sitio web del organismo para sus reuniones anuales de primavera boreal.
El documento dice que están desarrollando un «marco organizativo» para conectar el alivio de la deuda con los planes de los países para invertir en «desarrollo verde, resiliente e inclusivo», o GRID por su acrónimo en inglés.
«Para los países que están cerca de sus límites de deuda, el financiamiento de GRID requerirá suficientes subvenciones y préstamos en condiciones favorables que podrían aumentarse mediante un alivio de la deuda condicional o un nuevo perfil», dijo el documento conjunto.
El Banco Mundial estima que más de 30 de los países más pobres del mundo tienen un alto riesgo de sobreendeudamiento. Tres de ellos, Chad, Etiopía y Zambia, han solicitado la reestructuración de sus deudas bajo un marco común acordado el año pasado por China, el mayor acreedor bilateral del mundo, y otras economías importantes del G-20 con el Club de París de acreedores oficiales.
El mes pasado, un grupo técnico independiente comenzó a trabajar en la nueva Plataforma Deuda/Clima/Naturaleza. Permitirá que los expertos de los sectores público y privado brinden asistencia técnica y datos a los países sobre posibles inversiones y los ayudarán a encontrar financiamiento público y privado, según el documento.
Una segunda fuente dijo que la planificación aún se encontraba en las primeras etapas, pero que el objetivo era lanzar la plataforma a fines de 2021, con una secretaría organizada en el Banco Mundial.
Los líderes de la industria petrolera recibirán hoy, por primera vez en los últimos dos años, a los referentes de los principales sindicatos del país. El cónclave tendrá lugar en el piso 32 de la torre de YPF en Puerto Madero. El anfitrión será Pablo González, presidente de la petrolera bajo control estatal, que estará acompañado por Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del mercado local; Hugo Eurnekian, presidente de CGC, la compañía de Corporación América; y Carlos Ormachea, titular de Tecpetrol, brazo petrolero del grupo Techint, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas.
La agenda del encuentro, que se realizará a las 15, girará sobre un tema excluyente: el reclamo de los gremios petroleros de adelantar la negociación por paritarias por la escalada inflacionaria. Apuntalados por la recuperación del precio internacional del petróleo, que hoy cotiza cómodamente arriba de los 60 dólares, los sindicatos empezaron a reclamar una recomposición anticipada de sus haberes. Alegan que el acuerdo paritario firmado el año pasado se diluyó por la expansión de la inflación, que se aceleró en los últimos cuatro meses.
La convocatoria de hoy buscará descomprimir esa atmósfera. ¿Cuál es la apuesta? Revitalizar la interlocución con los gremios, que se oxidó el último año ante la incapacidad de las empresas de establecer una agenda de confianza con los referentes sindicales.
Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, es el principal empresario petrolero del país.
Pablo González es clave en el armado. Cuenta con suficiente capital político para establecerse como un interlocutor frente a los gremios. Flanqueado por Bulgheroni, Eurnekian y Ormachea, representantes de los tres mayores grupos locales en el negocio petrolero, el bloque se potencia.
Relanzamiento
La primera línea petrolera argumentará que, frente a la incertidumbre que genera la segunda ola de la pandemia, con restricciones que podrían afectar el rebote de la economía y por ende, a la demanda de combustibles, lo conveniente es esperar hasta mayo para tener un panorama económicomás claro antes de sentarse a negociar.
Hugo Eurnekian dirige el negocio de energía de Corporación América.
De la reunión de hoy en YPF participarán, además, Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut; Guillermo Pereyra, su par de la cuenca Neuquina; José Lludgar, secretario de Jerárquicos de la cuenca Austral; Manuel Arévalo, de Jerárquicos de Neuquén, y Claudio Vidal, del sindicato petrolero de Santa Cruz.
“González tiene crédito abierto para relanzar con los sindicatos. Puede pedirles como gesto que esperen 30 o 60 días antes de empezar a negociar un aumento de salarios”, explicaron fuentes privadas. Es, en rigor, lo que establece el acuerdo paritario firmado el año pasado, que expira recién el 31 de mayo.
La Cámara Eólica Argentina se reunió con el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, para analizar el escenario actual del sector eólico y discutir acerca de su desarrollo.
Por la CEA estuvieron su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR; Gastón Guarino, de GRI Calviño; Gustavo Castagnino, de Genneia; Andrés Gismondi, de Vestas; y el Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.
La entidad empresaria describió que en el encuentro “se trataron aspectos vinculados con el desarrollo actual de la industria eólica en su aspecto más amplio, ya que la CEA reúne a toda la cadena de valor eólica incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país; a los principales tecnólogos; a los fabricantes más importantes de componentes; y a proveedores de servicios”.
Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector, se explicó.
En este sentido, la CEA afirmó que el Subsecretario dijo que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.
Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.
La Cámara Eólica Argentina fue creada a fines del 2017, agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada nacional.
La distribuidora de gas natural por redes Camuzzi obtuvo la Certificación de Great Place to Work®, y se convirtió así en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
A su vez, los resultados de la certificación indican que Camuzzi ha crecido 7 puntos en el promedio general en todas las dimensiones evaluadas por la encuesta de clima de Great Place to Work® (credibilidad, respeto, equidad, orgullo y compañerismo) en comparación con su performance 2019.
Marcos González Bibolini, Gerente de Recursos Humanos de Camuzzi, afirmó “Estamos muy orgullosos de recibir este reconocimiento. Hemos hecho durante el 2020 un gran trabajo en conjunto, y esta distinción es el reflejo de las acciones que venimos realizando para que cada uno de los que formamos parte de Camuzzi, sienta que está en una gran empresa para desarrollarse”.
“Felicitamos a Camuzzi por su certificación”, destacó Eduardo Aceiro, Gerente General de Great Place To Work en Argentina. “Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus empleados crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios”, afirmó
De esta manera, la distribuidora refuerza su posicionamiento como Marca Empleadora líder en la gestión de talento, y se consolida como una de las mejores empresas de Argentina para trabajar.
Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 50.000 kilómetros lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La estatal brasileña Petrobras (NYSE:PBR), anunció este martes que comprará la participación de la británica BP (LON:BP) Energy en un controvertido proyecto de exploración y explotación de crudo y gas que ha sido fuertemente criticado por grupos ecologistas por estar ubicado en la desembocadura del río Amazonas.
Se trata de seis áreas de concesión situadas al norte del país, en aguas ultraprofundas, a 120 kilómetros del litoral del estado de Amapá, que fueron adjudicadas en 2013 a un consorcio formado por el energético francés Total (40 %), la británica BP Energy (30 %) y Petrobras (30 %), y que ahora quedarán en manos exclusivamente de la mayor compañía petrolera de Brasil.
Esto porque en septiembre pasado, Total anunció su retirada y firmó un acuerdo con Petrobras para que asumiera su parte del consorcio, convenio que aún espera el visto bueno de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural (MC:NTGY) y Biocombustibles (ANP, regulador).
El grupo francés optó por salirse completamente del proyecto tras recibir críticas de Greenpeace, que denunció que un arrecife de coral en la desembocadura del Amazonas corre peligro en caso de una posible fuga de petróleo, por la proximidad de las perforaciones, algo que, según Total, no era cierto, pues según la compañía no había arrecifes en esa zona de exploración.
El acuerdo firmado con BP Energy otorgará el 100 % de la participación del consorcio a Petrobras pero la concreción de la operación aún está sujeta a la aprobación de los entes reguladores.
De acuerdo con Petrobras, el convenio suscrito con la compañía británica está en línea con el Plan Estratégico 2021-2025 de la empresa, que prevé nuevos frentes exploratorios y dar prioridad a inversiones en activos ubicados en aguas profundas y muy profundas, con el objetivo de en maximizar la renta para los accionistas.
La unidad upstream de Shell pudo capturar «la ventaja del entorno actual de precios de las materias primas» en el primer trimestre, según un informó la compañía a través de un comunicado.
Si bien las ganancias del gas natural, el refinado y los productos químicos ayudaron a Shell a registrar una ganancia general el año pasado, su negocio principal reportó pérdidas constantes después de que los precios de la energía se desplomaran debido al Covid-19. El retorno a las ganancias en el upstream es otra señal de que la industria se está recuperando de la recesión histórica.
El giro de la fortuna no se limita a Shell. El par europeo BP Plc dijo el martes que había logrado su objetivo de reducir la deuda neta a 35.000 millones de dólares un año antes de lo esperado, un umbral en el que puede reiniciar la recompra de acciones.
Las acciones B de Shell subieron un 0,7% a 1365,40 peniques Londres y llevan un alza de 8,4% en lo que va del año.
Mientras la industria se está recuperando, todavía le queda mucho camino por recorrer antes de que se haya curado por completo.
A pesar de que el director ejecutivo Ben van Beurden dijo que Shell estaba en el «lado correcto» de los movimientos en el mercado de gas natural licuado en enero, cuando los precios subieron a máximos históricos, los resultados de negociación y optimización del primer trimestre en su unidad de gas integrada estar «significativamente por debajo del promedio».
La guía de la compañía sobre el flujo de caja fue decepcionante, dijo el analista de RBC Biraj Borkhataria.
Shell dijo que el capital de trabajo aumentará como resultado de los precios más altos de las materias primas, lo que afectará el flujo de efectivo en sus unidades integradas de gas, upstream y química. En el cuarto trimestre, la principal angloholandesa no pudo cubrir el gasto y su dividendo con flujo de caja libre, incluso cuando los precios del petróleo continuaron recuperándose de mínimos históricos.
“Desde el punto de vista operativo, el negocio parece estar funcionando por debajo de las expectativas”, dijo Borkhataria. Este es probablemente un problema a corto plazo y «no creemos que altere materialmente el caso de inversión en 2021», dijo.
El desempeño en la división que refina y comercializa combustibles, que fue rentable durante la mayor parte de 2020, mejoró ligeramente en comparación con el cuarto trimestre, dijo Shell. Los resultados del comercio de petróleo serán promedio.
Las severas tormentas invernales en Texas, que paralizaron la infraestructura del estado y cerraron una franja de campos de petróleo y gas, tendrán un impacto adverso en las ganancias ajustadas de alrededor de $ 200 millones, dijo Shell. Informará los resultados del primer trimestre el 29 de abril.
En una declaración separada, la compañía dijo que no se alejaría de ninguna asociación comercial, incluido el influyente American Petroleum Institute, a pesar de algunas diferencias en las políticas climáticas. La junta del grupo de presión votó el mes pasado a favor de poner un precio a las emisiones de CO2, una decisión en la que Shell dice estar estrechamente involucrada.
El rival francés Total SE abandonó la API a principios de este año, criticando en particular el apoyo del grupo a los candidatos en las últimas elecciones estadounidenses que respaldaron la salida del acuerdo climático de París.
Shell también publicó su informe anual de sostenibilidad. Reiteró que su huella de carbono disminuyó el año pasado como resultado de la caída de la demanda y las ventas de activos inducidas por la pandemia. La compañía ha prometido recortar las emisiones de gases de efecto invernadero durante las próximas tres décadas y ha vinculado el salario de más de 16.500 empleados con el objetivo de reducir la intensidad de carbono de sus productos entre un 6% y un 8% para 2023.
Hasta 450.000 trabajadores del sector petrolero y gasífero de Canadá perderán sus empleos hasta 2050 a medida que el país implementa políticas para cumplir con sus objetivos medioambientales, según un informe divulgado este martes y que advierte a las autoridades canadienses del impacto social.
Alrededor de 600.000 puestos de trabajo dependen, de forma directa e indirecta, del sector petrolero y gasífero de Canadá por lo que de cumplirse las previsiones del estudio realizado por el banco TD la destrucción de empleo afectaría a tres cuartas partes del sector.
Canadá es el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, sólo por detrás de Estados Unidos, Arabia Saudí y Rusia, según datos del Gobierno estadounidense.
En 2020 el país norteamericano produjo 5,29 millones de barriles de crudo al día, lo que supuso el 6 % de la producción mundial.
El informe de TD, una de las principales instituciones financieras de Canadá, advierte de que si las autoridades canadienses no toman medidas para que los trabajadores del sector puedan capacitarse en otros sectores el país vivirá una crisis similar a la que sufrió a finales del siglo XX y principios del XXI cuando centenares de miles de empleos desaparecieron del sector manufacturero por los cambios tecnológicos.
En 1980, el 19 % de la fuerza laboral canadiense estaba empleada en el sector manufacturero. En la actualidad esa cifra se ha reducido al 9 %.
TD advirtió que las consecuencias económicas de esa dramática destrucción de empleo «todavía se sienten hoy en día» con la desaparición de trabajos con salarios medios.
El informe reconoce que aunque la transición a una economía más verde y sin emisiones de gases con efecto invernadero creará nuevas oportunidades laborales, son necesarias políticas que permitan a los trabajadores afectados por la desaparición de empleos beneficiarse de la nueva bonanza.
Uno de los autores del informe, Francis Fong, señaló al periódico «The Globe and Mail» que se pensó que transición tecnológica del sector manufacturero transcurriría con facilidad pero que la realidad «fue mucho más complicada de lo que anticipamos».
«Creo que esta tiene el potencial de ser tan complicado sino mucho más turbio», declaró.
Los autores recomendaron que las autoridades canadienses trabajen con el sector para identificar las cualidades necesarias en el sector de energías limpias y concentrar las inversiones en las comunidades que resultarán más afectadas por la desaparición del empleo en el sector petrolífero.
El gobierno deberá saldar en las próximas tres semanas la discusión interna acerca de qué hacer con las tarifas de gas y electricidad. Esa disputa entre el ministro de Economía, Martín Guzmán, y los funcionarios del área energética referenciados en el cristinismo sigue viva, aunque deberá resolverse, para un lado o para el otro, antes del 1º de mayo. Esa es la fecha tope según el calendario que baraja el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, que ayer recibió a EconoJournal en su despacho del séptimo piso en el edificio de Paseo Colón 171, frente a la Casa Rosada.
Basualdo, principal referente en temas energéticos que hoy tiene el Instituto Patria, es quien tiene a su cargo lo que sucederá con las tarifas de Edenor y Edesur, las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.En esa clave, planteó tres escenarios bien concretos.
“Las tarifas pueden aumentar un 7% o un 9%, o directamente pueden no aumentar”, puntualizó. El congelamiento, que lleva ya dos años, se extendería si se agrava la situación social por la pandemia.
Las posiciones contradictorias dentro del gobierno están claras. En diálogo con María O’Donnel y Ernesto Tenembaum en CNN, Guzmán volvió a repetir el sábado que el aumento de las tarifas a lo largo del año será de dos dígitos y permitirá que los subsidios energéticos continúen en el orden del 1,7% con relación al PBI. La discrepancia de criterios es evidente. Sólo resta saber quién termina de imponer su idea.
Basualdo no quiso ahondar en la polémica, pero se expresó desde un lugar de fortaleza, incluso hablando en nombre del secretario de Energía, Darío Martínez, su superior según el organigrama de la Secretaría, aunque es evidente que el subsecretario tiene juego político propio.
“No tiene sentido que el gobierno siga discutiendo esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Subsecretaria de Energía Eléctrica y secretaría de Energía porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores”, advirtió. Incluso pareció enviarle un mensaje de cavilación a Guzmán. “A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante”, afirmó.
-En una entrevista la semana pasada con Radio con Vos, comentó que las tarifas de Edenor y Edesur podrían aumentar un 7%, un 9% o un 15 por ciento. ¿Debe hacerse una interpretación taxativa de esas cifras o fue sólo una expresión figurativa?
–El aumento puede directamente no ser o puede ser de un 7% o un 9 por ciento. Es una posición no solo de los entes reguladores sino también de la Secretaría de Energía que administra el sector energético, las políticas, los subsidios específicos y la política tarifaria.
-Sin embargo, el fin de semana el ministro de Economía habló en un canal de noticias que el plan es aplicar un aumento en el año de dos dígitos en distintas etapas. ¿Cómo interpreta esas declaraciones?
-El ministro está haciendo un gran trabajo en términos de renegociación de la deuda tanto con el FMI como con el resto de los acreedores que nos dejó el gobierno de Mauricio Macri. Nuestro gobierno tiene principios sociales y económicos muy claros. La prioridad en este momento es acompañar a los sectores populares, a la clase media y a la actividad económica en su reactivación. Esto quiere decir la reactivación de la actividad económica y la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y trabajadoras. Eventualmente, en la medida en que la situación sanitaria imponga nuevas condiciones, también vamos a acompañar desde el gobierno a los argentinos. En esa línea, la política tarifaria es una política clave para garantizar una distribución del ingreso que no sea regresiva, situación que se dispara en crisis como esta. Obviamente, el acompañamiento en una situación crítica como la que estamos atravesando implica definir estos parámetros tarifarios. Luego se realizará el resto de las cosas. A veces se plantea que hay una posición irreverente de los entes reguladores, yo soy subsecretario de Energía Eléctrica y es una posición de los entes, pero también de la secretaría y del gobierno para acompañar a la población en este momento difícil.
¿Qué elementos técnicos se están midiendo para hablar de un porcentaje de aumento del 7 o el 9 por ciento?
-No tiene sentido que el gobierno discuta esto. Hay que aplicar las políticas en función de los principios sociales y económicos que representamos y más en un contexto de segunda ola y posibles restricciones tanto a la circulación como a la actividad económica. Ya está agotada esa discusión. No quiero hacer debate sino solamente dejar en claro cuál es la posición de la Secretaria de Energía y la Subsecretaria de Energía Eléctrica porque en esto hay un claro alineamiento de los entes reguladores. A veces la gestión es frustrante en cuanto a lo que uno espera que suceda y no sucede. Habrá que superar esas frustraciones y seguir adelante.
-En el caso de que haya recomposición, ¿será el 1 de mayo o aún no está definida la fecha?
-Este mes tiene que resolverse esta situación para seguir avanzando. Antes del 1º de mayo tiene que estar resuelto.
Subsidios
Usted comentó recién que los subsidios a la energía representan un 8% del Presupuesto, de los cuales un 65 por ciento corresponde a energía eléctrica. ¿Le preocupa el hecho de que, si la nominalidad de la macroeconomía sigue deslizándose por la depreciación del tipo de cambio y la inflación, la reducción de subsidios al sector se termine convirtiendo en un objetivo impracticable el año próximo?
-A todos nos preocupa el volumen de subsidios que recibe el sector energético, por eso en primera medida necesitamos la colaboración de las empresas energéticas que en los últimos años registraron importantes ganancias para atravesar este momento. Por otro lado, los principios sociales y económicos de este gobierno, por los cuales Alberto Fernández fue electo presidente, son los que vamos a aplicar en la gestión. La preocupación en relación a los subsidios la tengo porque buena parte de los subsidios energéticos pasan por esta subsecretaría. Estamos desarrollando en conjunto con los entes reguladores y la Secretaria de Energía, mecanismos que nos permitan empezar a asignar de manera más eficiente esos fondos públicos en los subsidios energéticos. Esto específicamente está vinculado a una política de segmentación de la demanda de energía donde no vamos a aumentar la tarifa a los usuarios de grandes ingresos, sino que le vamos a quitar la ayuda estatal, el subsidio. Vamos a trabajar en dos planos, en uno individual para identificar por patrimonio y por ingresos a los usuarios que pueden afrontar el pago pleno de la tarifa y, por otro lado, necesariamente, vamos a tener que combinarlo con algún criterio geográfico que permita avanzar de manera más rápida en la asignación eficiente de los subsidios.
-Insisto sobre este tema. Si bien la crítica de la gestión tarifaria de Cambiemos formó parte de la propuesta electoral que el Frente de Todos presentó de cara a la sociedad en las elecciones de 2019. ¿No le preocupa en algún punto que la nominalidad de la macroeconomía se haya corrido tan rápido desde 2019 a 2021 que licúe de algún modo la fuerza discursiva de esa propuesta? Cuando se congelaron tarifas en febrero de 2019, el tipo de cambio estaba a $49 y hoy está $97.
-Si, en principio lo que tenemos que decir es que el congelamiento empezó en agosto de 2019, en el fracaso de su política energética y tarifaria. La propuesta electoral de nuestro gobierno no fue que vamos a congelar tarifas, sino que íbamos a terminar con la política tarifaria de Macri, cosa que estamos haciendo ahora. Y lo estamos haciendo diciendo que “vamos a acompañar a la economía y a las familias en esta situación crítica que está atravesando Argentina y el mundo”. En la medida que la economía pueda normalizar su actividad y se recompongan los salarios, obviamente la política energética y tarifaria va a acompañar esa recomposición. En tanto eso no suceda, si nosotros planteamos ajustes tarifarios van a ser ajustes económicos sobre la actividad productiva y sobre el poder adquisitivo de las familias que ya está deteriorado por la propia crisis que estamos atravesando.
-¿El acceso a la información de carácter patrimonial de los usuarios va a requerir alguna modificación regulatoria en materia de protección de datos? Teniendo en cuenta la dificultad a la hora de cruzar datos de índole socioeconómica con la titularidad del registro, ya que muchas veces uno consume la electricidad en su casa y la titularidad corresponde a la persona que vivió antes y no se hizo el cambio. Si esto constituye un problema, ¿cómo se resuelve?
-La aplicación de esta política implica la participación de distintos organismos del Estado comprometidos en este grupo de trabajo y el compromiso de las distribuidoras que tienen que normalizar gradualmente la relación entre titular y habitante del domicilio. Estamos hablando sólo de los residenciales, luego abordaremos comerciales e industriales. De hecho, hace dos meses, tomamos una política muy clara respecto de los grandes usuarios de distribución que fue retirarles el subsidio dado que era una población muy reducida y el criterio de aplicación de ese subsidio era totalmente arbitrario.
Algunos países con crisis económica la política pública apuntan a estimular vía tarifas a los agentes del sector productivo e industrial para que puedan dinamizar la demanda agregada de la economía y se transfieren las tarifas más caras a los residenciales. ¿Por qué acá se tomó el camino inverso al trasladar la carga tarifaria sobre los GUDI, que es un universo pequeño de industrias que también la están pasando mal?
-Hay todo tipo de actividades dentro de los grandes usuarios de distribución. Algunos la están pasando mal y otros no. Los grandes usuarios de distribución vinculados a la salud y la educación fueron exceptuados de esta política y se los sigue ayudando para que puedan funcionar. Básicamente el objetivo fue terminar con una política de subsidios indiscriminada y sin criterio e iniciar un camino de mayor eficiencia en la administración de fondos. Un elemento importante respecto a lo tarifario y a lo que viene es que no hay que ser dogmáticos en cuanto a la aplicación de determinados porcentajes de aumento tarifario. Hay que abrir el panorama y tener en cuenta que es una situación compleja pero el sector energético tiene particularidades que no se resuelven con un aumento tarifario y no hay que ser caprichosos en ese sentido.
Visión de fondo
-En cuanto a las directrices del sector energético, si uno mira los últimos 20 años, desde la salida de la Convertibilidad, los marcos regulatorios tanto de gas como de electricidad (la Ley del Gas y la de Electricidad) no se cumplieron, pero tampoco se terminaron de cambiar. ¿Crees que habrá que rediscutir la ley de electricidad?
-Es momento de rediscutir la regulación del sector eléctrico. Efectivamente la regulación no se modifica desde los años 90, solo se modificó de facto por lo cual Cammesa tiene el rol que tiene. Fue llevado a ese lugar de organismo de despacho de energía. Hay que discutir en profundidad el funcionamiento de los servicios públicos y el papel del Estado en ese marco.
-¿Es posible encauzar esa discusión en un contexto signado por la pandemia y políticamente complejo? Si se quiere hacer una nueva Ley en el Congreso es necesario buscar consensos, contar con el respaldo de fuerzas opositoras y que haya un apoyo político fuerte al proyecto? ¿Lo ve posible en 2021?
-El proceso hay que iniciarlo. Entiendo que el mejor escenario es un debate abierto en el que la oposición forme parte tanto del debate como de las soluciones, porque son cuestiones estructurales que Argentina tiene que discutir. Hay que iniciar ese camino, quizá no se resuelve este año, pero en la realidad se impone por el nivel de exigencia que presenta el sector energético para el Estado y las cuentas fiscales. Necesariamente habrá que discutir estos temas.
-Durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner se apeló a la convergencia eléctrica debido a los grandes saltos tarifarios que había en distintos distritos del país. En lo que va de 2021 algunas provincias aumentaron las tarifas hasta un 30%. ¿No le preocupa que esa misma dinámica de atraso tarifario en la región AMBA que se registró en el pasado se replique nuevamente?
-Sí, como preocupación existe. Pero la realidad de hoy es que la situación económica de las concesionarias de todo el país está demandando que el Estado intervenga económicamente todos los días para sostener la actividad. Una vez que arreglemos eso, obviamente el horizonte es tratar de confluir en un nivel tarifario común en todo el país. Pero hoy la situación está muy lejos de eso. Te diría que por el contrario, el segmento de distribución depende en buena medida de la ayuda del estado nacional a las provincias.
-Básicamente lo dice a partir del congelamiento del precio estacionario mayorista…
-Lo digo a partir del congelamiento, yo diría del mantenimiento del precio de la energía para todo el país. Pero también, porque de vuelta, las distribuidoras continúan endeudándose con el Estado nacional vía Cammesa, y ese proceso no terminó en diciembre, sino que continuó en enero, febrero y marzo, registrando en febrero una cobrabilidad del 63%. Con lo cual, es claramente una situación de emergencia en términos del mercado eléctrico y estamos abocados en resolver eso. Y luego tratar de confluir en una normalización general.
¿Cómo se explica a la sociedad que un ajuste tarifario del 7% o el 9% es necesario para defender la cadena de pagos de un sector que es estratégico para el país y evitar, de ese modo, que el Estado tenga que salir con una cantidad de recursos enormes a bancar precisamente el deterioro de esa cadena?
-Sí, básicamente no solo se puede afectar la operatoria del mercado eléctrico, sino que además te va a afectar el funcionamiento de la economía en general. El sector energético interviene fuertemente en el diseño macroeconómico de la Argentina. Por eso el Estado está haciendo el esfuerzo que hace. En cuanto a la explicación de la situación tarifaria y la necesidad de salir primero de las condiciones de funcionamiento que dejó el gobierno de Macri, que fueron muy dañinas en términos económicos y sociales, es un elemento que no hay que dejar de señalar porque recién ahora estamos saliendo. Y porque por otro lado, algunos sectores lo siguen reivindicando como una normalización del mercado eléctrico, cuando en realidad lo único que hizo fue introducir distorsiones en el funcionamiento del sector.
El Estado subsidia un 40% del precio monómico (costo real) de la energía.
Subsidios directos a Edenor y Edesur
-Uno de los principales problemas que existen en el sector eléctrico es la situación económica-financiera de las distribuidoras, que acumulan una deuda creciente con el Mercado Mayorista (MEM). ¿Cómo se implementará el esquema de resolución de parte de esa deuda a través del esquema que prevé el artículo 87 de la Ley de Presupuesto?
-La situación en el segmento de la distribución, y específicamente en el financiamiento de la actividad a nivel nacional que emergió en la pandemia en 2020, es muy preocupante en términos del funcionamiento del mercado eléctrico. Nunca había sucedido en la historia reciente de la Argentina que el Estado haga el esfuerzo que hizo en el 2020 para sostener el sistema y el funcionamiento de la cadena de pagos. Obviamente, eso repercute en una mayor exigencia fiscal para el Estado y por eso en el marco del Presupuesto 2021 se agregó el artículo 87, que básicamente establece las reglas de negociación para la deuda que tomaron los agentes distribuidores durante la pandemia del 2020. Lo que nosotros vemos es que esta situación se está extendiendo. Si bien fijamos un precio de la energía estable para permitir una recomposición de ingresos en el segmento de distribución, tanto por la situación económica y social que tiene el país -sumamente delicada-, como por la falta de oportunidad, la realidad es que pocas distribuidoras recompusieron sus ingresos. Vemos una situación en donde se profundiza el endeudamiento con Cammesa. Ahí, el punto a trabajar es justamente el financiamiento de los agentes distribuidores que no vaya vía Cammesa, porque no es un organismo creado, ni diseñado ni tiene las competencias para administrar esa realidad. Con lo cual, nosotros estamos trabajando de manera tal de cambiar esa situación y regular ese nivel de endeudamiento que durante el 2020 no se pudo regular tanto como por la situación de emergencia como por la falta de herramientas que tiene Cammesa.
-Hace seis meses, la ilusión era que 2021 sea el año de la post-pandemia. Eso no pasó. Y la deuda de las distribuidoras con Cammesa sigue creciendo. ¿Será necesario, en este contexto, buscar un mecanismo adicional para financiar al sector de distribución en los próximos meses?
-Creo que va a ser necesario que en el primer semestre de este año se incorporen nuevas políticas en la administración de los fondos públicos destinados al mercado eléctrico. En este sentido, va a haber que aplicar políticas que nos permitan administrar de manera más eficientes esos fondos. En el Presupuesto 2021, los subsidios energéticos son alrededor del 8% del PBI y el 65% de esos fondos pasan por el sector eléctrico. Con lo cual, obviamente, estamos desarrollando o proponiendo las herramientas necesarias para administrarlos de la mejor manera. Obviamente también contemplando la situación social y económica que estamos atravesando.
-¿Conceptualmente, qué tipo de instrumentos están pensando para cubrir ese rojo del sector de distribución?
-Lo primero que tenemos que hacer es garantizar la cadena de pagos del mercado eléctrico. Lo que hay que garantizar es que las distribuidoras paguen por la energía que les vende Cammesa. Con lo cual, va a haber que generar mecanismos alternativos de asistencia a las provincias que necesiten financiar su actividad de distribución eléctrica. Ese es el sistema general, muy primario, en el que estamos pensando.
-En el caso de Edenor y Edesur, que son de competencia nacional, ¿cómo lo piensa?
-En igual sentido. Es decir, lo que hay que garantizar es el funcionamiento del mercado eléctrico.
-Dentro del artículo 87 de la Ley de Presupuesto una de las cláusulas para poder refinanciar la deuda obliga a las distribuidoras a cumplir en tiempo y forma sus obligaciones como agentes del MEM. Pero las empresas argumentan que por el atraso tarifario no tienen caja para cumplir el requerimiento del artículo. ¿Cómo se salva esta situación?
-En los próximos meses hay que aplicar estas políticas activas que permitan normalizar la cadena de pagos del mercado eléctrico y tanto el artículo 87 como la deuda que las distribuidoras tomaron entre octubre y marzo de este año van a entrar dentro de esos criterios y esas políticas específicas.
-Es decir que habrá una nueva regulación.
-Sí, sin dudas.
-¿Antes de junio debería haber alguna resolución del tema?
-Sí, es así.
Contratos
-¿Cómo discrimina el Estado a aquellos proyectos con contratos PPA’s que efectivamente se vieron perjudicados por los saltos cambiarios de 2019 o por la pandemia de aquellos que nunca lograron cerrar el financiamiento y tienen cero grado de avance?
-Nosotros tenemos hoy 81 proyectos con habilitación comercial. En plazo de ejecución tenemos 75 y 32 fuera del plazo. Sacamos un conjunto de regulaciones, obviamente para reconocer las dificultades del acceso al Mercado Único de Libre Cambio (MULC), el Covid-19 y otros reconocimientos que hicimos a los titulares de esos proyectos para darles tiempo a que recompongan la actividad. En la medida que eso no suceda, efectivamente vamos a ejecutar las garantías y en términos colectivos vamos a dar una señal de salida a los que no tienen posibilidades ni financiamiento para ejecutar los proyectos.
-Otro de los programas fuertes de la gestión de Cambiemos fue la construcción de centrales térmicas y su posterior cierre de ciclo. ¿Qué balance hace de esas iniciativas?
-Esas dos iniciativas tienen precios muy elevados en términos de los contratos que se firmaron. Si bien lo contratos térmicos en la generalidad de los casos están dolarizados, los precios son demasiado elevados.
-En su momento, lo que explicó el gobierno anterior es que necesitaban centrales de rápido ingreso al sistema porque faltaba generación y que por eso se convalidaron esos precios.
-Lo primero que hizo nuestro gobierno fue pesificar las remuneraciones de los generadores que hoy están enmarcados en la Resolución 31, que era inconcebible que esa remuneración esté dolarizada. Dentro de ese universo hay centrales totalmente amortizadas, hidroeléctricas, centrales eficientes, todo igual. Con lo cual, estuvo bien pesificarlo. Luego, lo que vamos a trazar nosotros en los próximos meses es diferenciar las remuneraciones en función de la tecnología y en el aporte que hacen al sistema. En este sentido, hay un trabajo fuerte que hay para hacer en el universo spot o de la resolución 31 y luego abordaremos el tema de los contratos cerrados con la resolución 287.
¿Van a a resolver primero la no actualización automática de la resolución 31, que está suspendida principios de 2020, o directamente antes de actualizar ese tema, van a avanzar con una nueva resolución que discrimine la remuneración por tecnología?
-Vamos a hacerlo de manera paralela. Obviamente, la velocidad de las políticas que vamos a aplicar va a estar en línea con las posibilidades presupuestarias que tiene el Estado. En ese sentido, esos son los márgenes de acción que tenemos.
-¿La no actualización de la resolución 31 se puede resolver en el primer semestre?
-Se está trabajando, no es algo que no nos preocupe. Es algo que tenemos en cuenta. Se está trabajando en alguna solución, pero en este caso prefiero no hablar de temporalidades.
-Cuando se deja de actualizar la remuneración que cobra la potencia base, o la 31, las generadoras empiezan a diferir mantenimientos y los respuestos que se utilizan no se reponen. Eso pasó en 2012 o 2013, lo que obligó al Estado Nacional a salir a financiar un plan de mantenimientos de centrales estratégicas. ¿Se puede volver a un esquema similar?
-La intención es hacer algo central para no trabajar en las particularidades, que son muchas y por ahí distorsionan la política. Es verdad esto que trae a la charla. En los gobiernos de Néstor y Cristina se generaron oportunidades para ampliar la capacidad de potencia de generación y en el gobierno de Macri, con una economía que estaba en permanente caída, se dieron facilidades o beneficios a la instalación de generación, tanto renovable como térmica, cuando en realidad la política económica que se estaba aplicando iba a contramano a la necesidad de esa generación.
-Hoy, el 60% de la generación de energía está remunerada a través de la resolución 31 que las remuneraciones pesificadas y congeladas desde hace un año. A su vez, un porcentaje del sistema se remunera con contratos PPA en dólares. Pareciera que son dos sistemas distintos en uno. ¿Cómo se enfrenta esa situación?
-La intención de nuestra política es unificar los criterios. Por eso le decía de no trabajar con las particularidades de cada agente o cada central, sino establecer reglas básicas que atraviesen a todo el parque. Efectivamente, si uno lo mira son dos realidades muy distintas. La intención es normalizar el funcionamiento del parque generador y que existan las diferencias que tienen que existir en función de la eficiencia y del capital hundido por parte de los accionistas.
-Usted plantea un escenario en el que, si se cumplen determinadas etapas, llegará el momento de pensar qué se hace con los contratos PPA’s que, a su entender, tienen precios caros o elevados. Hay una particularidad que tienen esos PPA, y es que están calzados con deuda emitida en el exterior que en buena parte están en poder de los grandes fondos de inversión con los que negoció el gobierno la reestructuración de la deuda soberana. ¿Coincide con esa composición de escenario y cómo podría incidir a futuro?
-En los contratos que se firmaron, sobre todo de generación térmica, pero también de renovables, en algunos casos la situación es la misma. Claramente presentan una complejidad jurídica adicional porque están bien cerrados. Pero llegado el caso, si la decisión de nuestro gobierno es discutirlo, entiendo que las condiciones generales de la economía argentina y del mundo son el contexto adecuado para hacerlo.
-¿Fue un error firmar ese conjunto de contratos PPA’s tanto térmicos como renovables?
-Muchas de las políticas aplicadas en el sector energético durante el gobierno de Macri fueron en detrimento del sector energético y fueron, si se quiere, aprovechadas por un grupo reducido de empresarios y nuevos empresarios, que se apropiaron de esa red para hacer transferencia de renta, que garantizó tanto la política tarifaria en distribución, como los contratos de generación que se firmaron.
Crisis
-Es un cliché decir que las crisis generan oportunidades. Pero en este contexto tan complejo del país en términos macroeconómicos y a nivel mundial, ¿cree que de alguna forma puede servir como antesala para discutir cuestiones estratégicas de mediano y largo plazo? ¿Es este un momento para dar ese nivel de debate?
-Necesariamente la realidad es tan delicada que esos debates se imponen y obviamente nosotros los vamos a trabajar y poner en la mesa. No solamente en la gestión del Ejecutivo, sino también dado el nivel de complejidad que presentan, entiendo que es necesario el compromiso de todos los sectores políticos con representatividad en la Argentina, para dar soluciones claras en el mediano y largo plazo.
-Una más, a modo de cierre. Está claro que hay una propuesta electoral del Gobierno que es muy crítica hacia lo que hizo el gobierno anterior en materia energética, tarifaria y de políticas de desarrollo del sector. Si tuviese que rescatar algún elemento positivo, ¿marcaría alguno?
-Creo que el gobierno de Macri fue muy dañino en su política económica y muy dañino para el sector energético y el funcionamiento y la dinámica del mercado eléctrico en particular. Con lo cual, nos va a llevar décadas recuperar del daño que hizo. No veo nada positivo del paso de Macri por el Poder Ejecutivo Nacional.
El ministro Matías Kulfas y los gobernadores de Jujuy, Catamarca y Salta hablarán en un evento en el que participará el director ejecutivo del gigante estadounidense del litio Livent, Pauls Graves. El gobierno nacional buscará en Estados Unidos inversores para financiar la explotación del litio en el norte del país, una iniciativa que cuenta con el apoyo activo de los gobernadores de esa región. El ministro de Desarrollo, Matías Kulfas; el secretario de Minería, Alberto Hensel, y los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales; Catamarca, Raúl Jalil y Salta, Gustavo Sáenz, participarán este miércoles de un evento sobre el papel de […]
El gobierno está negociando con China el financiamiento para obras de transmisión eléctrica en la zona del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El monto que estipula el Poder Ejecutivo que demandará el préstamo externo para estas obras será de entre 700 y 800 millones de dólares.
“Estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el sistema interconectado”, así lo confirmó en una entrevista con Econojournal el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, quien también explicó que habrá una segunda parte del plan de obras eléctricas para el AMBA.
También remarcó que “si bien el plan no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a aportar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe”.
En los hechos, se trata de la continuidad del Plan Federal de Ampliación de Transporte, que quedó trunco en los últimos años. Basualdo subrayó que desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica están trabajando en lo que formalmente denominó “Plan Federal 3”, que cuenta con líneas de 500 kV y de 132 kV.
-Usted asumió el cargo en octubre de 2020, tras el período fallido de 11 meses de Sergio Lanziani al frente de la Secretaría de Energía. ¿Qué escenario encontró?
-Cuando llegamos en octubre de 2020 lo primero que encontramos es que toda la actividad de obras, que es muy importante en la Secretaría, sobre todo la vinculada a la ampliación de transporte, pero también relacionada a obras de distribución de media y baja tensión, estaba paralizada porque durante los cuatro años del gobierno de Macri no se impulsó. No solo no se impulsaron obras, sino que aquellas que estaban en ejecución se paralizaron. El primer desafío para la gestión fue empezar a recomponer una ecuación económico-financiera de esas obras para renegociar con las contratistas y que se terminen. En este sentido, durante este año vamos a tener varias inauguraciones en obras de alta y media tensión.
-El Plan Federal de Ampliación de Transporte quedó trunco. ¿A través de qué tipo de mecanismos se pueden activar ese tipo de obras?
-Las que están en ejecución las estamos reactivando. Entre mayo y octubre de este año vamos a hacer inauguración de obras importantes en 500 kV. Y, luego, lo que estamos trabajando desde el Consejo Federal de Energía Eléctrica es un plan de obras. Es un Plan Federal 3, que es de 500 kV como de 132 kV, financiado, en parte con el cargo del Fondo Nacional de Energía Eléctrica, y -obviamente- estamos trabajando para conseguir financiamiento externo que nos permite darle mayor empuje a ese plan de obras.
– ¿Algún organismo multilateral?
-Estamos hablando con todos, incluso estamos hablando también con distintas empresas chinas en proyectos de ampliación de transporte en el Área Metropolitana, que no se hizo o se hizo poco durante las últimas dos décadas y es realmente necesario teniendo la perspectiva de demanda que hay en el Área Metropolitana y obviamente también incorporando obras para todo el país.
-Cuando dice que es necesario reforzar el anillo metropolitano, ¿a qué obras se refiere concretamente?
-Tenemos dos planes de obras: AMBA 1 y AMBA 2. El AMBA 1 lo estamos negociando con distintas empresas chinas para reforzar el anillado de 500 kV y la conexión del AMBA con el interconectado. Esto, si bien no va a dar mayor capacidad en términos de transporte, sí va a dar mayor confiabilidad por el desequilibrio que trajo la instalación de generación térmica en la zona metropolitana. Este plan de obras en realidad es una respuesta a esos desequilibrios para mantener al sistema con el nivel de confiabilidad necesario para que actúe.
– ¿Tienen algún plazo?
-El plazo va a estar definido por el acceso al financiamiento. Si en las negociaciones nos va bien, este año podríamos cerrar el contrato financiero para avanzar automáticamente con el plan de obras. En espejo, vamos a desarrollar las mismas negociaciones para el plan del AMBA 2 y obviamente del Plan Federal de Transporte 3.
– ¿Hay algún proyecto que sí o sí tienen que hacer?
-Sí. Justamente, otras de las herencias del gobierno de Macri fue la política de renovables en donde nosotros nos encontramos con 201 proyectos de las distintas rondas que se lanzaron, pero con más de la mitad con serios problemas de ejecución y avance físico y financiero. En este sentido, lo que estamos apuntando es a limpiar ese universo de proyectos porque están ocupando disponibilidad de transporte, con lo cual imposibilitan la entrada de otros proyectos y porque -además- no están avanzando. En la medida en que los proyectos no avancen vamos a ir ejecutando las garantías e ir generando un camino de salida de manera tal de consolidar a los que están avanzando y, luego, abrir la oportunidad de lanzar un plan nuevo, obviamente reconociendo la situación crítica que impuso la pandemia. Ese plan nuevo va a estar determinado por el costo del financiamiento, que hoy es demasiado elevado como para pensarlo inmediato.
La secretaría de Energía entabló el diálogo con empresas chinas y de otros países. ¿Cuál es el monto de inversión para las obras planificadas?
-Estamos armando esquemas de obras, el AMBA 1, el AMBA 2 y un esquema federal de obras eléctricas. Cada paquete de obras tiene un monto aproximado entre 700 y 800 millones de dólares. Estamos negociando el financiamiento para esas obras.
-En cuanto al mallado de las redes de distribución de Edenor y Edesur, de competencia nacional, ¿cómo hace para que mientras se define un instrumento con el fin de que el Estado financie parte de la operatoria del sector de distribución y se precisa la cuestión tarifaria no queden atrás las obras que hay que seguir haciendo por la baja calidad de las redes?
-En el caso de Edenor y Edesur, el ENRE y la subsecretaría están negociando un acuerdo de transición tarifaria por dos años, tal cual lo establece el decreto 1020/20 de Alberto Fernández. En las negociaciones se instituyen los niveles de inversión que se deben garantizar y la calidad del servicio correspondiente. Con lo cual dentro de ese acuerdo de transición está bien especificado el nivel de calidad y el nivel de inversión que deben realizar las concesionarias. Esos acuerdos no están cerrados. Esta semana es la última en términos de ventana de negociación ya que la intención de nuestro gobierno es cerrar el tema en abril y que en mayo sea una etapa superada.
Se trata de un reactor de 1.200 MW, que estará instalado en el centro nuclear de Lima, en la provincia de Buenos Aires. La obra se realizará con financiamiento chino por u$s8.000 millones. El Gobierno nacional avanzó con las gestiones para la construcción de la cuarta central nuclear tras el encuentro virtual que mantuvieron el secretario de Energía, Darío Martínez, el embajador de la Argentina en la República Popular China, Sabino Vaca Narvaja, y directivos de la Agencia Nacional de Energía de China (NEA) y la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC). Ambas partes repasaron hoy el “estado de situación […]
Por videoconferencia debido a su estado de salud, el máximo mandatario les presentó la iniciativa a empresarios de las industrias petrolera y automotriz. Será oficializado hoy en un Decreto. El presidente Alberto Fernández y parte del Gabinete Económico le presentaron este martes a empresarios del sector petrolero y automotriz el Régimen de Fomento de Inversiones para las Exportaciones, el cual prevé la creación de una nueva normativa para flexibilizar el acceso a dólares e impulsar la inversión extranjera y nacional. Fernández encabezó la reunión desde la Residencia de Olivos, en donde se mantiene aislado tras dar positivo de coronavirus Covid-19 […]
La Formación de la Cuenca Neuquina aporta el 26% del petróleo y el 41% del gas del país. Con una inversión de u$s10.000 millones apenas se aprovecha un 6% del potencial. Argentina tiene un vasto historial de producción de petróleo y gas natural, desde su descubrimiento oficial en 1917 en Comodoro Rivadavia. Lo producido de estos hidrocarburos, petróleo por ejemplo, en su mayor parte fue para consumo propio del país para su desarrollo económico. En escasas oportunidades fue exportado. En cuanto al gas, luego del proceso de su tratamiento, en donde se obtienen líquidos (Condensado y Gasolina) y Gas Licuado […]
El precio del petróleo subió luego de conocerse la mejora en los sectores de servicios de los Estados Unidos y China, grandes consumidores de crudo y el anuncio de nuevas medidas de reapertura y flexibilización de los confinamientos. El barril de la variedad WTI ganó 1,3% para cerrar en 59,50 dólares mientras que el tipo Brent subió 1,1% y concluyó en 62,90 dólares, según datos de la agencia Bloomberg. La mejora en los sectores de servicios en EEUU y China hacen suponer que lo peor de la crisis ya pasó y la demanda mundial se empieza a recuperar, aunque esto […]
La gigante británica del petróleo BP espera reducir a 35.000 millones de dólares su deuda neta acumulada en el primer trimestre de este año, antes de lo previsto, gracias a las desinversiones y el buen rendimiento del negocio, informó este martes a la Bolsa de Londres. La multinacional precisó que, al final de 2020, su deuda ascendía a 38.900 millones de dólares y calculaba reducirla a 35.000 millones entre el cuarto trimestre de 2021 y el primero de 2022. Sin embargo, el proceso se ha acelerado después de que la empresa recibiera ya este año los beneficios de varias desinversiones, […]
La Secretaría de Energía y la Municipalidad de Bolívar firmaron las adendas complementarias para la finalización de la ampliación y renovación de la red eléctrica de ese partido bonaerense. Con una inversión de más de 400 millones de pesos, la construcción de una línea de doble terna de 132 kv y de una estación de interconexión garantizará la calidad del servicio y facilitarán el desarrollo de nuevos proyectos productivos. El secretario de Energía, Darío Martínez, recibió al intendente de Bolívar, Marcos Pisano, con quien suscribió las adendas para retomar la construcción de una nueva línea de 132 kv. Del encuentro […]
Los contratos de abastecimiento terminan a fin de abril. Empresarios de Santa Fe advierten que podría haber escasez y también suba de precios. La mayoría de las 150 estaciones de servicio de GNC de Santa Fe no tiene asegurado el abastecimiento a partir de mayo. Las empresas advierten también que, en caso de poder garantizarse la provisión, desconocen a qué precio les llegará para la venta al público. Las entidades empresarias del sector, con la Federación Argentina de Expendedores de Nafta del Interior (Faeni) a la cabeza, ya advirtieron de la situación al gobierno nacional, pero todavía no encontraron respuesta […]
La polémica reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, actualmente suspendida judicialmente, viola derechos humanos como el derecho a la salud y a un ambiente sano y debe combatirse, señalaron este martes especialistas en el tema. “El derecho a la salud está plasmado en la constitución ciudadana y esta reforma solo significa un retroceso a niveles de cumplimiento de estos derechos”, señaló en conferencia de prensa Roberto de la Maza Hernández, docente de la Universidad del Medio Ambiente. De acuerdo con el experto, la reforma eléctrica, promovida por el presidente Andrés Manuel López Obrador, llevará a México a un […]
La entidad que preside Murga se expresó con relación a la inminente caducidad del régimen de producción de biocombustibles. La Sociedad Rural de Tucumán (SRT) expresó a través de un comunicado institucional su preocupación por la “indefinición” de la Cámara de Diputados de la Nación con relación a la prórroga de la Ley Nacional de Biocombustibles, cuya vigencia dejará de estar operativa el mes próximo. La entidad que preside Sebastián Murga recordó los “reiterados pedidos” efectuados por la “imperiosa necesidad” de evitar la caducidad de la normativa, mediante la cual se establece un régimen de promoción y fomento para la […]
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El medio especialista en minería y organizador de eventos para el sector en Argentina y la región dio a conocer su propuesta comercial y de eventos para los próximos meses. Infraestructura, litio y minería de oro, plata y cobre serán los principales ejes.
Simposio y MicroExpo Virtual: Infraestructura y Minería 2021 26 y 27 de mayo, 2021
El primer evento del año de Panorama Minero será los días 26 y 27 de mayo, enfocado en unir las temáticas de infraestructura, grandes obras y minería desde una mirada tanto nacional, con la participación estimada de más de 8 provincias; y también internacional, poniendo foco en la apertura a nuevos mercados y las posibilidades de crecimiento que acapara la región a través de la activación de industrias como: minería, construcción, energía y transporte.
Durante dos jornadas, el «Simposio y MicroExpo VIRTUAL: Infraestructura y Minería 2021» contará con la participación de los actores referentes en materia de grandes obras de infraestructura tanto del país como de la región, con la presencia activa de comitivas internacionales e instituciones transnacionales ligadas al desarrollo de los proyectos de mayor envergadura.
10° Seminario Internacional: Litio en la Región de Sudamérica
28 y 29 de septiembre, 2021. Provincia de Catamarca
Desde 2011, el simposio Litio en Sudamérica se ha convertido en un punto de referencia estratégico del sector del litio donde año a año más de 500 asistentes toman contacto y analizan el presente y futuro de una de las industrias con mayor impacto en la transición energética global.
El 2021 se perfila como un período en el que habrá que reiniciar la economía y enfrentar múltiples desafíos relacionados al COVID-19. En materia de litio, la industria ha dado muestras más que optimistas a comienzos de año exhibiendo ciclos de precios ascendentes y una aceleración productiva visible no sólo en Argentina y el triángulo del litio sino también en otras regiones del mundo.
Catamarca será la provincia anfitriona de esta décima edición, sujeto a las condiciones y normas sanitarias existentes al momento de la realización del evento.
Litio en Sudamérica ha sido catalogado como uno de los encuentros de litio más importantes del mundo por parte de referentes y expertos. Participan: empresas de litio, proveedoras, organismos e instituciones internacionales, consultoras especializadas y funcionarios de gobierno.
Argentina Oro, Plata y Cobre 2021 y Noche de las Distinciones 14 y 15 de diciembre, 2021. Libertador Hotel, Ciudad de Buenos Aires
Para fin de año, Panorama Minero realizará en consonancia con la celebración de su aniversario el prestigioso evento doble: «Seminario Internacional: Argentina Oro, Plata & Cobre», desarrollado en horario diurno, y la «Noche de las Distinciones», cena anual de la minería argentina llevada a cabo posteriormente al simposio y donde se premia la labor de los principales actores mineros a lo largo del año.
La propuesta 2021 de este evento tratará las perspectivas de la minería metalífera global y especialmente las últimas novedades ligadas al mercado aurífero, argentífero y, en esta oportunidad, también cuprífero. La recuperación económica ligada a la pandemia y los efectos de la geopolítica en el sector minero serán las claves de esta edición.
Asimismo, la tradicional cena «La Noche de las Distinciones» congrega año a año a más de 500 representantes de la industria, quienes se dan cita para conocer a los actores mineros premiados por su labor durante el año y compartir un momento de celebración junto a sus pares del sector. Este evento contemplará todos los protocolos necesarios para garantizar la salud y seguridad de los asistentes independientemente del formato elegido para su realización. Si la situación sanitaria lo requiriera, Panorama Minero, como organizador, tomará las acciones necesarias para trasladar el evento a una plataforma apta y sin riesgos.
9° Exposición Internacional: San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina 8 al 10 de junio, 2022. Provincia de San Juan
De forma bienal, Panorama MInero realiza en la provincia de San Juan y desde 2006 su tradicional feria minera San Juan, Factor de Desarrollo de la Minería Argentina, un evento de carácter federal realizado en una locación estratégica y amigable con la minería donde se reúnen los principales jugadores de Argentina y la región. La expo es abierta a toda la comunidad y cuenta con actividades para toda la familia minera.
En 2022, luego de realizar virtualmente la edición 2020 con más de 20.000 visitas, se espera retomar la presencialidad siendo la Expo San Juan Minera el principal punto de referencia para la generación de negocios y acuerdos comerciales del sector minero argentino.
Para mayor información, comuníquese con Panorama Minero vía mail a informes@panorama-minero.com o vía web a: www.panorama-minero.com
¿Cuáles son los mercados más atractivos para desarrollar la generación distribuida? ¿Qué nuevas regulaciones está trabajando el sector? ¿Cuál es el rol del sector público? ¿Y de los privados?
Los líderes de la industria se encuentran analizando planes de expansión por Latinoamérica y el Caribe que anunciarán en la «Cumbre Latinoamericana Generación Distribuida».
Nuevas regulaciones, planes comerciales, e-commerce, innovaciones tecnológicas, entre otros temas serán foco de este gran encuentro latinoamericano.
Las más de 25 mil personas que siguieron las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en marzo de 2021 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.
El jueves de la semana pasada, 1 de abril, la CNE lanzó un “proceso para formar parte del Registro de Instituciones y Usuarios Interesados en realizar observaciones técnicas al Informe Preliminar de Licitaciones de suministro para clientes sometidos a regulación de precios correspondiente al año 2021”.
De acuerdo a la Resolución Exenta/CNE N° 82, «las concesionarias de distribución, empresas generadoras y aquellas instituciones y usuarios interesados que se inscriban en este registro, podrán realizar observaciones técnicas al Informe Preliminar de Licitaciones correspondiente al año 2021».
El llamado durará hasta el 27 de abril próximo. “La inscripción en este registro también es condición necesaria para presentar discrepancias ante el Panel de Expertos, en relación a las proyecciones de demanda contenidas en el respectivo Informe Final de Licitaciones, conforme a lo dispuesto en el artículo 131° ter de la Ley General de Servicios Eléctricos”, informó la entidad.
En diálogo con Energía Estratégica, Ana Lía Rojas, directora de la firma de asesoría energética EnerConnex, califica a esta iniciativa como “positiva”, por lo que implica socializar los términos de la subasta con los diferentes sectores implicados.
Pero la experta hace también otra interpretación, ligada a cambios en las proyecciones de la demanda que había determinado oportunamente la CNE al momento de lanzar la licitación, que recibirá ofertas el próximo 28 de mayo. Se había fijado subastar 2.310 GWh/año, que se requerirían a partir del año 2026.
Este cambio se daría por dos factores, analiza Rojas. Por un lado, “por una revisión de cifras en relación a la recuperación económica al alza, lo que generaría mayor demanda de energía de la que pudo haber sido analizada en un primer momento de manera menos optimista”, observa.
El Banco Central de Chile ha subido en un 0,5 por ciento las proyecciones de crecimiento económico del PIB para este 2021: de 6,5 a 7 por ciento hacia diciembre próximo. Esa recuperación demandaría de más energía y, sobre todo, energía verde, teniendo en cuenta los lineamientos de descarbonización del Estado chileno.
Por otra parte, la directora de EnerConnex considera que las proyecciones de demanda energética podrían aumentar teniendo en cuenta que el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, que crea la figura del Comercializador de energía, no está avanzando en el Congreso. Y es muy probable que no lo haga durante todo este año.
“La recepción de los agentes y los parlamentarios es que, en el fondo, el proyecto no está cumpliendo con objetivos que son deseables”, confía Rojas.
La especialista explica que no está claro que la comercialización de energía, en los términos planteados en la Ley, pueda bajar los costos en las tarifas, como estaba inicialmente previsto. Además, están solicitando que la Ley de Portabilidad se trate en conjunto con la de Calidad de Servicio y la de Generación Distribuida.
Según informó la Comisión Nacional de Energía, luego del 27 de abril publicará un nuevo registro en su página web: www.cne.cl
Trabajadores de refinerías y petroleros llamaron a un paro nacional para mañana en “repudio a la estrategia dilatoria de los empresarios ante el justo reclamo de recomposición salarial”, según señala el comunicado de la Federación Argentina Sindical de Petróleo Gas y Biocombustible (FASiPeGyBio). La medida de fuerza es para reclamar la apertura de las negociaciones paritarias del sector que, según indicaron, deberían haber comenzado en el mas de marzo.
“No se puede seguir esperando y dilatar más esta negociación. Nos preocupa la situación de los trabajadores de las refinerías que han sido fuertemente golpeados durante 2020 por la crisis y la pandemia. Muchos cobraron sólo el 60% de su salario, hubo contratos suspendidos, y la falta de actualización de los salarios trajo la pérdida del poder adquisitivo”, aseguró Gabriel Matarazzo, secretario de Hacienda de FASiPeGyBio.
“La medida de acción directa se toma tras la intención de las cámaras empresarias de aplazar la discusión de paritarias hasta junio. Las negociaciones deberían haber comenzado en marzo, por lo que la Federación decidió iniciar un paro nacional que afecta a las refinerías, yacimientos y gas”, continúa el comunicado.
“Vamos a mantener la medida hasta que se resuelva esta situación y las empresas dejen de dilatar atender al reclamo de los trabajadores. Si es necesario, vamos a prolongar el paro. Es inadmisible seguir esperando”, remarcó Matarazzo, quien además indicó que, de extenderse la situación, “no se descarta que se produzca desabastecimiento de combustibles en el país”.
La Secretaria de Energía fijó nuevos precios para el gas en garrafas a partir de este mes, con aumento del 18 % que llegará a 21% en junio, al tiempo que incrementó el subsidio a las garrafas de gas natural envasado que cobran más de 2.300.000 beneficiarios del plan Hogar, que representan el 60% de los consumidores de este producto.
Se trata del depósito que, en sus cuentas junto a sus haberes jubilatorios, pensiones o AUH, perciben directamente por parte de Anses esos beneficiarios.
La Resolucion respectiva determinó un sendero trimestral que inicia en abril y llega al mes de junio. Para abril el subsidio pasó de $ 254 por garrafa a $ 326 lo que representó un 28% de incremento, y el subsidio llegara en junio a $ 338 por garrafa, equivalente a un incremento del beneficio del 33%.
Cada beneficiario percibe un subsidio promedio equivalente a 3,7 garrafas, lo que representará para abril $ 1.206,20 y para junio 1.250,60 pesos.
Este incremento del subsidio hará que los 2.300.000 beneficiarios del Plan Hogar no tengan ningún impacto en la adecuación del precio de la garrafa y continúen pagando $ 143 por unidad, indicó la Secretaría de Energía.
Con 15 meses de congelamiento, y con una última corrección en julio de 2019, la Secretaria determinó en octubre del año pasado una recomposición del precio de la garrafa y los márgenes de productores, fraccionadores y distribuidores, del 22%.
En esta oportunidad, y con la intención de permitir al sector abastecer de la mejor manera la demanda de gas envasado, y luego de varias reuniones de trabajo con Cadigas y Codigas, la autoridad energética resolvió, en acuerdo con las cámaras, adecuar los márgenes y el precio de la garrafa de 10 kg. con un sendero que inicia en abril con una recomposición del 18% para finalizar en junio con una corrección global del 21%.
De esta forma la garrafa, con IVA incluido, pasa del $ 397 a $ 469 en abril, alcanzando en junio $ 481.
Por su parte, los 2.300.000 beneficiarios del plan Hogar, no obstante la adecuación del precio al público de la garrafa, continuarán abonando $ 143 por garrafa, producto del incremento del subsidio.
La Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) se reunió de manera virtual con representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
Asistieron el presidente de la OFEPHI y gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, secundado por el ministro de Energía de esa provincia, Alejandro Monteiro, y el titular del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, en carácter de Secretario Ejecutivo y Secretario Adjunto de la entidad, respectivamente.
Participaron la totalidad de los representantes de las provincias productoras, y por la CEPH su presidente Sergio Affronti (YPF), el vicepresidente primero Danny Massacese (PAE), el vicepresidente segundo, Ricardo Markous (Tecpetrol), el director Manuel García Mansilla, Carlos Seijo (Total), Emilio Nadra (CGC), Inés Sainz (Pampa Energía), y Pablo Vera Pinto (Vista Oil and Gas).
Omar Gutiérrez, abrió el encuentro señalando que se daba en el marco del trabajo realizado desde la entidad para “habilitar un espacio para construir una visión estratégica compartida por todos los actores de la actividad hidrocarburífera”. Y agregó que “sólo si está claro hacia dónde queremos ir, podremos dar también respuesta a las cuestiones que vayan surgiendo en el desarrollo específico de la actividad”.
El presidente de la CEPH, en tanto, agradeció la invitación y felicitó a quienes están dando un nuevo empuje a la OFEPHI, herramienta adecuada “para desplegar un trabajo conjunto con todos los sectores”.
Affronti también destacó que “es necesario el desarrollo de una industria que haga crecer nuestro país, a nuestras empresas, y a las regiones donde operamos en términos de cadena de valor y proveedores”.
El titular de la OFEPHI manifestó su acuerdo y dijo que “para nosotros es importante revincularnos de aquí para adelante con todos los sectores y actores energéticos”. El procedimiento elegido, dijo Gutierrez,“es el de acercar posiciones”, y también el difundir, de cara a la comunidad nacional, “el impacto de la actividad en el conjunto de la economía, ya que se trata de un sector que aporta a todos los otros sectores, perspectiva que no hay que perder de vista por mantener una visión coyuntural”. “Tenemos claro que hay una variable que debe ser el centro de nuestras preocupaciones: la inversión, que es el punto clave para lograr el desarrollo de la actividad”, destacó.
El volumen total de ventas de combustibles líquidos en el canal minorista de todo el país registró en febrero último un incremento de 3,9 % respecto del volumen de enero considerando una serie desestacionalizada, informó la Cámara de Expendedores CECHA.
Esta evolución permitió la continuidad de la recuperación de ventas posterior al impacto inicial de la pandemia del Covid-19, se indicó. Así y todo los volúmenes se ubican 11,1 % por debajo de los niveles de febrero del año pasado.
En el caso de las naftas, luego de la muy fuerte caída de volúmenes entre febrero (último mes completo previo a la irrupción de la pandemia) y abril del 2020, se produjo una recuperación ininterrumpida desde mayo hasta diciembre, aunque a diferentes ritmos, más acelerados al comienzo que al final de dicho periodo.
Luego de la caída registrada en enero de este año, la primera desde el comienzo de la recuperación, febrero volvió a registrar aumento de volúmenes, con un incremento del 2.6 % con relación a enero (sin estacionalidad), describió el presidente de CECHA, Gabriel Bornoroni, en declaraciones periodísticas .
En el caso del gasoil, la recuperación entre mayo y diciembre fue más lenta que en el caso de las naftas (luego de una caída menor en el arranque de la pandemia) pero, al igual que en el caso de las naftas, enero presentó la primera caída sustancial de volúmenes de gasoil con relación al mes previo, y en febrero revirtió esa caída, con crecimiento mensual del 5.1 % (sin estacionalidad).
A modo de referencia se indicó que en el caso del gasoil históricamente la estacionalidad revela ventas menores en febrero respecto de enero, y en el caso de las naftas la estacionalidad indica que las ventas suelen ser mayores en diciembre, pero en esto también influyen las regiones del país y el tipo de actividades que prevalen en ellas. Por eso la importancia de desestacionalizar los datos comparativos.
El analista económico Gastón Utrera acompañó la presentación del informe empresario señalando que “un análisis por jurisdicción provincial muestra incrementos mensuales en el volumen total de combustibles líquidos vendidos en el canal minorista que alcanzaron a 21 de las 24 jurisdicciones provinciales durante febrero”.
Con esta evolución, ninguna de las provincias ha recuperado todavía los volúmenes previos a la irrupción del Covid-19, aunque sólo una provincia no ha recuperado todavía ni siquiera la mitad del volumen perdido al inicio de la pandemia (Santiago del Estero), mientras que 9 provincias han recuperado más del 80 % del volumen perdido (CABA, Chaco, Chubut, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, San Juan y Tucumán).
Al consolidar los volúmenes a nivel nacional, febrero de 2021 registró un nivel de ventas 11.1 % por debajo del registrado en febrero de 2020 en el caso del total de combustibles, y 8.7 % y 13.6 % por debajo en el caso de gasoil y naftas, respectivamente, se graficó.
En lo que respecta a la participación en el volumen minorista de ventas de gasoil por categoría, en febrero fue de 67,5 % de Gasoil G2 (común) y 32,5% del gasoil G3 (Premium). En tanto que en naftas, el 72,6 % fueron ventas de nafta súper y el 27,4 % de nafta Premium.
“De esta manera, afirmó Bornoroni, para la gran mayoría de las estaciones de servicio del país, los volúmenes de ventas continúan por debajo de los niveles previos a la pandemia, que ya habían caído durante los dos años previos como consecuencia de la recesión iniciada durante 2018”. Esto impide a dichas estaciones alcanzar sus puntos de equilibrio, comentó.
“Dado que, durante marzo de 2021, un conjunto importante de estaciones de servicio reportó las ventas de febrero fuera del plazo habitual, para el presente informe se utilizaron estadísticas de dos bases de datos publicadas sucesivamente por la Secretaría de Energía”, indicó Utrera.
Acerca de la situación de este rubro de actividad, Bornoroni señaló que “a pesar del repunte no cantamos victoria ya que venimos de dos años de receso pre Covid y llegamos a la pandemia sin espaldas para afrontarla, lo cual llevó a muchas estaciones de servicio a endeudarse”. “Nos preocupa el panorama que se presenta ahora por la segunda ola de la pandemia y sus efectos en la salud y en la actividad productiva”, señaló, estimando que “las restricciones a la circulación de la población no deberían ser como lo ocurrido el año pasado”.
En cuanto al presunto nivel de atraso en los precios de los combustibles en el mercado local, Bornoroni se limitó a señalar que “estaría en el 11 por ciento según dicen las petroleras”, y acerca del momento en que ello se trasladará a los precios al consumidor sostuvo que “eso no lo sabemos ni disponemos nosotros sino las petroleras proveedoras”.
Cabe referir que YPF anunció en marzo que tenía previsto incrementar sus precios en el 15 % acumulado a lo largo de tres meses para luego mantenerlos hasta fin del año. Hasta ahora practicó el primero de esos tres ajustes, del 7% promedio país a mediados de marzo, y las otras importantes empresas del rubro (Shell, Axion) hicieron otro tanto.
Combustibles e inflación
Asimismo, desde CECHA se comunicó la elaboración de un informe referido a la incidencia de los aumentos de precios de los combustibles en los incrementos de precios al consumidor de otros productos, principalmente alimentos.
Los datos revelados relativizan tal incidencia al punto de señalar que “si aumenta 10 por ciento el precio de naftas y gasoils la incidencia en el IPC es de menos de medio punto porcentual (0,45 %) promedio país”.
Según regiones, se indicó, tal incidencia varía, siendo de 0,38 % en el GBA; 0,56 % en Cuyo ; 0,46 % en la región Pampeana; 0,51 % en Patagonia; ,0,38 % en Noroeste, y 0,43 % en el Noreste, considerando el impacto directo en la canasta de consumo familiar.
En cuanto a la incidencia sobre los precios en góndola de los aumentos de precios del gasoil, utilizado para el autotransporte, el informe sostiene que “por cada 10 % de aumento, suben 0,17% la leche; 0,10 % los limones; 0,09 % las manzana; 0,08 % las gaseosas; y 0,02% las piezas de fundición.
GNC
En otro orden, y acerca del abasto y de la comercialización de GNC de uso vehicular por parte de los estacioneros, Bornoroni señaló que “estamos teniendo diálogo directo con la Secretaría de Energía y con el Enargas por este tema, procurando encontrar una salida ya que ahora estamos obligados a comprar el gas a las distribuidoras y no más a las productoras”. “Tenemos pendientes dos reuniones más con las autoridades y esperamos arribar a una solución que implique reducir el impacto de esta operatoria en el precio final del GNC”, remarcó.
El principal exportador mundial del metal cerró sus fronteras durante un mes, ya que informó un récord diario de 7,830 infecciones la semana pasada, un máximo histórico de camas de hospital ocupadas y una tasa de positividad a nivel nacional del 11%.
Los ciudadanos chilenos y residentes extranjeros tienen prohibido ingresar o salir del país. Todos los camioneros deben presentar una prueba de PCR negativa realizada en las 72 horas antes de ingresar al país.
Las restricciones fronterizas intensificadas pueden interrumpir las actividades mineras al retrasar el reemplazo de equipos.
Las minas de cobre de Chile produjeron 430.100 toneladas en febrero, una disminución del 4,8% en comparación con el mismo período de 2020.
La semana pasada, Codelco cerró un trato con los trabajadores de su mina Radomiro Tomic después de que aceptaron una nueva oferta de contrato, lo que calmó las preocupaciones sobre una posible huelga.
Las importaciones aumentaron un 5,8% en marzo con respecto al año anterior, el mayor aumento desde marzo de 2020, según mostraron los datos de seguimiento de barcos compilados por Bloomberg. La demanda del combustible utilizado en la calefacción y la generación de energía había crecido de manera constante antes del Covid-19, a medida que las naciones se alejaban de la energía de carbón por preocupaciones climáticas.
Si bien las importaciones europeas se recuperaron debido a la disminución de las existentes y los fuertes precios al contado atrajeron cargamentos de proyectos de exportación estadounidenses, los importadores asiáticos afianzaron el crecimiento. Los envíos chinos aumentaron más del 30% en marzo en medio de un esfuerzo del nuevo operador de gasoductos de la nación para abrir terminales a los distribuidores de gas. Los suministros a Bangladesh y Pakistán también aumentaron gracias a las compras al contado.
Las importaciones de GNL en Europa occidental en marzo alcanzaron los niveles más altos desde los volúmenes récord entregados en diciembre de 2019. Los suministros de EE. UU. representaron casi el 30% de los envíos. Las exportaciones mundiales de combustible en marzo aumentaron un 4,2% respecto a los niveles del año anterior.
La producción de los EE. UU. aumentó a un récord a medida que los proyectos aumentaron la producción, mientras que las exportaciones de Argelia, Omán y Egipto también se expandieron.
El valor internacional del petróleo y las nuevas perforaciones de pozos en Vaca Muerta para incrementar la producción de gas impulsan la reactivación de las pymes que prestan servicios a las operadoras de la Cuenca Neuquina. “Si bien no es una reactivación total, estamos en un proceso de reactivación, y algunos lo han notado más rápido que otros, pero creo que en 2021, si sigue este ritmo, las pymes pueden tener una actividad interesante en Vaca Muerta”, estimó Daniel González, de la Asociación de Comercio, Industria y Producción de Neuquén (Acipan). Un informe del Centro Pyme-Adeneu de Neuquén, donde confluyen […]
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El Gobierno provincial da a conocer su proyecto a la Comisión de la Asamblea de los gobernadores. El Gobierno provincial presenta su propuesta de tarifa enérgica “estacional” que será analizada junto con las de las otras provincias en la reunión de la Comisión de Energía del Norte Grande. En la reunión virtual, Corrientes expondrá sus números y fundamentos para que la medida sea aplicada en el período comprendido entre noviembre y abril de cada año. Tras haber logrado la reducción de los aportes patronales, ahora las provincias del norte avanzan contrarreloj con las tarifas diferenciales energéticas y, en este marco, […]
“La reglamentación necesita aggiornarse al nuevo contexto internacional, cumplir con los compromisos medioambientales asumidos e impulsar a la industria nacional”, dijo Gabriel Matarazzo, tesorero de la Federación Argentina de Petróleo, Gas y Biocombustibles. “A menos de dos meses de que venza el régimen de beneficios impositivos para los productores de biocombustibles, hay incertidumbre sobre qué va a pasar con la ley que los reglamenta y con el futuro de la industria en nuestro país”. “El destino de esta norma es uno de los ejes fundamentales de 2021 para la recuperación del sector, que se vio fuertemente afectado durante la pandemia […]
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Las nuevas condiciones planteadas en la subasta a largo plazo de energías renovables no convencionales, que se desarrollará durante este segundo semestre en Colombia, genera ciertas restricciones.
El Gobierno estableció, por un lado, 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.
Y un detalle más: los proyectos adjudicados deberían entrar en operación comercial a más tardar diciembre del 2022. “Esta es una subasta que apunta a la reactivación económica”, justificó sobre esta decisión el Viceministro de Energía de Colombia, Miguel Lotero, durante la primera jornada del Wind and Solar Virtual Summit 2021.
De acuerdo al último reporte de conceptos de conexión de proyectos de generación de la UPME, actualizado al 26 de marzo pasado, teniendo en cuenta esas reglas, se podrían presentar unos 103 proyectos eólicos, solares fotovoltaicos y de biomasa, por 3.752 MW.
En rigor, se trata de 3 emprendimientos eólicos, por 51,9 MW; 4 de biomasa, por 61,76 MW; y 95 solares fotovoltaicos, por 3.638 MW.
Según pudo saber Energía Estratégica, los documentos específicos de la convocatoria, con aspectos relevantes como la fecha de inicio para el suministro de las adjudicaciones, el plazo de los contratos, la demanda objetivo y la opción de activar el mecanismo complementario, se publicarían en los próximos días y quedarán sometidos a consulta pública.
La plantilla
Nombre Proyecto
Tipo Interconexión
Tipo de Generacion
Estado
¿Viabilidad dueño del punto de conexión?
Departamento
Punto de conexión
Tensión
Capacidad MW
FPO
Tecnologia
Promotor
Concepto de conexión. Proyecto de generación Biogás Doña Juana II de 9,88 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTAFE DE BOGOTA D.C.
USME
34,50
9,88
30/4/2020
BIOMASA
BIOGÁS DOÑA JUANA S.A.S E.S.P
Concepto téncio sobre la conexión del proyecto PLANTA DE GENERACIÖN JIREH I de 9.88 MW, a las redes del SDL propiedad de Codensa.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTAFE DE BOGOTA D.C.
COLMOTORES
34,50
9,88
30/4/2020
BIOMASA
BIOGÁS DOÑA JUANA S.A.S E.S.P
Remisión Concepto de viabilidad técnica y «estudio de Conexión para el proyecto de Cogeneración PROENCA II, municipio de Guachené – Cauca»
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
GUADALUEJO
34,50
17,00
31/3/2017
BIOMASA
PROENCA
Proyecto Villanueva 25 MW (antes Refocosta)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CASANARE
AGUACLARA
115,00
25,00
1/12/2021
BIOMASA
SPV VILLANUEVA S.A.S
Remisión estudio de conexión parque generación eólico Galerazamba 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
MANZANILLO 66 KV
66,00
9,90
31/12/2021
EÓLICA
PROMOENERGIA
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 10 MW de generación eólica a la subestación Santa Verónica a nivel de 34.5 kV. (Parque Carreto 10 MW)
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SANTA VERONICA
34,50
10,00
31/12/2019
EÓLICA
CELSIA S.A.
Parque eólico Guajira I – 20 MW propiedad de ISAGEN y parque eólico WESP 01 – 12 MW propiedad de Wayúu (Jouktai)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
CUESTECITAS
110,00
32,00
31/3/2020
EÓLICA
ISAGEN
Remisión estudio de conexión de la central de generación solar de 8 MW «El Guayacán» a la subestación Corozal 34,5 kV
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
COROZO
34,50
8,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL GUAYACAN SOLAR SAS
Remisión estudio de conexión Planta Solar La Ceiba 8 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SAN ONOFRE
34,50
8,00
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA CEIBA SOLAR S.A:S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8 MW de generación Parque Solar fotovoltaico Mompox a la subestación Mompox a nivel de 34.5 kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
MOMPOX
34,50
8,00
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR MOMPOX S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8 MW de generaión Parque Solar fotovoltaico Filigrana a la subestación Mompox a nivel de 34.5 kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
MOMPOX
34,50
8,00
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR FILIGRANA S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8.6 MW de generación fotovoltaica a la subestación Mamonal a nivel de 13.8 kV. (Parque Solar Fotovoltaico Badel 1).
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
MAMONAL
13,80
8,60
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
Remisión Estudio de conexión PV Solar Bolivar 9 MW.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
BOLIVAR 66 KV
13,80
9,00
30/11/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
CELSIA S.A.
Parque solar fotovoltaico Juana María 9,4 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
EL HUCHE 115 KV
34,50
9,40
15/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
JP ENERGY COLOMBIA S.A.S
Estudio de conexión para el parque solar fotovoltaico Los Girasoles de 9.5 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
ABREGO
34,50
9,50
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
Concepto de viabilidad técnica proyecto de generación Alma Solar 1.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ARAUCA
ZONA INDUSTRIAL – CARACOL
34,50
9,80
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SVC ESP SAS
Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de 9,9 MW de generación Fotovoltaica a la subestación Ponedera a nivel 34,5kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
PONEDERA
34,50
9,90
31/3/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOWITEC
Remisión estudio de conexión proyectos PV LATAM San Juan 2-9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
SAN JUAN
34,50
9,90
1/12/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSF SAN JUAN
Remisión de conexión Parque Generación Solar Fotovoltaica Los Colorados II 9,9 MW.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
EL CARMEN
13,80
9,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
Remisión estudio de conexión de 9,9 MW a 13,8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Baranoa. Atlantico Solar II Polo Nuevo
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
TECHNOELITE GREEN ENERGY
Remisión de estudio de conexión «GR Parque Solar Tucanes» antes Bayunca 1 de 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
BAYUNCA
13,80
9,90
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GRENERGY COLOMBIA
Comentarios a «Solicitud de aclaración Planta Solar La Filigrana 9,9MW» emitida por la UPME bajo el número de radicado 20181520017901
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MOMPOX
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Granja Solar San Felipe 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENINSA
Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar El Tamarindo I 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MAGANGUE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL TAMARINDO SOLAR S.A.S.
Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Fotovoltaico (PV) El Tamarindo II 9.9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MAGANGUE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL TAMARINDO SOLAR S.A.S.
Remisión estudio de conexión Parque Solar Pétalo del Córdoba II 9.9 MW.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
CHINU PLANTA
34,50
9,90
30/9/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
Remisión estudio de conexión Parque Fotovoltaico Cordobita 9,9 MW al barraje 13.8 kV en la subestación Río Córdoba.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
MAGDALENA
RIO CORDOBA 110 KV
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad ténica para la conexión de 9.9 MW de generación fotovoltaica a la subestación El Carmen a nivel de 13.8 kV. (Parque Solar Los Colorados III 9.9 MW).
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
EL CARMEN
13,80
9,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
Estudio de conexión «Parque de Generación Solar Fotovoltaico Oicatá de 9.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
MUISCAS
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OICATÁ SOLAR S.A.S.
Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Granja Solar Lanceros 9.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
LANCEROS
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENINSA
Remisión estudio de conexión del proyecto Pétalo de Córdoba 9.9 MW a 13.8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
13,80
9,90
31/5/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
Remisión estudio de conexión del proyecto Pétalo de Sucre 9,9 MW a 34,5 kV de generación fotovoltaica a la subestación Coveñas.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
COVEÑAS
34,50
9,90
30/9/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
Concepto de viabilidad técnica planta fotovoltaica «Yuma 9,9 MW»
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
FLANDES
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO YUMA S.A.S.
Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica «Jumi» de 9.9 MW a 13.8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Juan Mina.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
Remisión estudio de conexión del proyecto Parque de Generación Fotovoltaico Alejandría de 9.9 MW a nivel de 34,5 kV a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LICA ENERGÍA RENOVABLES S.A.S
Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica PN1 de 9,9 MW a 13,8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Gambote
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
13,80
9,90
1/9/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
Remisión de viabilidad técnica para la conexión del proyecto solar Pétalo del Magdalena I de 9,9 MW a la subestación Zawady de 13,8 kV
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
MAGDALENA
ZAWADY
13,80
9,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9,9 MW de generación fotovoltaica PFV CRLI a la subestación Caracolí a nivel de 13,8 kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
CARACOLI
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
Concepto de viabilidad técnica fotovoltaica «Cerritos 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
MARIQUITA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PRODIEL
Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Los Caballeros 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR LOS CABALLEROS S.A.S.
Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica » La Medina 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR LA MEDINA S.A.S.
Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica «SGDE» de 9,9 MW a 13,8 kV de generación fotovoltaica a subestación Sabanagrande.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANAGRANDE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
Remisión, estudio de conexión Parque Solar Fotovoltaico Sáchica de 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
ALTO RICAURTE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLGEÓLICA S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión del proyecot de generación Parque Fotovoltaico OLD-T de 9.9 MW a nivel de 13.8 kV a la subestación Toluviejo.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
13,80
9,90
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
Remisión estudio de conexión para la conexión de 9,9 MW de generación Parque Solar Fotovoltaico Sincerín – Gambote a la subestación Gambote a nivel de 34,5 kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
34,50
9,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9.9MW de generación fotovoltaica “Parque Solar San Francisco” a la subestación Planeta Rica a nivel de 34,5kV.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR SAN FRANCISCO S.A.S.
Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9.9 MW de generación solar a la subestación Chinú Planta a nivel de 34.5 kV (Parque Solar Tierra Linda de 9.99 MW)
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
CHINU PLANTA
34,50
9,99
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR TIERRA LINDA S.A.S.
Estudio de conexión para plantas solares «Sol de Gamarrita 3» del promotor Invenergy Renewables Colombia SAS E.S.P
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
AGUACHICA
34,50
15,00
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
Remisión estudio de conexión Parque Solar Zambrano II 15,5 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
ZAMBRANO
13,80
15,50
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMBIA SOLAR CORPORATION INTERNATIONAL
Remisión del estudio de conexión proyecto Parque Solar Zapatoca 15,5 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
ZAPATOCA
34,50
15,50
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMBIA SOLAR CORPORATION INTERNATIONAL
Concepto Viabilidad Técnica para la conexión en la línea 34,5 kV Ocoa – Acacías de a planta de generación solar fotovoltaica DELPHI HELIOS 1 META de 16,5 MW de DELPHI CAPITL PARTNERS S.A.S
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
META
OCOA – ACACIAS
34,50
16,50
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
DELPHI CAPITAL PARTNERS S.A.S.
Remisión concepto de favorabilidad técnica y estudio de conexión del proyecto «Planta de generación solar San Isidro 19.09 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
PUERTO TEJADA
34,50
19,09
31/10/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
AXIS JC S.A.S.
Remisión estudio de conexión de 19,3 MW a 34,5 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Baranoa. Atlantico Solar I Polo Nuevo
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
34,50
19,30
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
TECHNOELITE GREEN ENERGY
Remisión de estudio de conexión PV MAG002 «Prosperidad» 19,5 MW.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SALAMINA (CALDAS)
34,50
19,50
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA PROSPERIDAD SOLAR SAS
Proyecto Generación AWARALA Central Eléctrica 19.9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
110,00
19,90
30/9/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
AWARALÁ CENTRAL ELÉCTRICA S.A.S.
Remisión estudio de conexión proyectos PV LATAM San Juan 1-19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
SAN JUAN
110,00
19,90
30/9/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSF SAN JUAN
Remisión de conexión PV BOL002 «La Iguana» 19,5MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
66,00
19,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
Remisión estudio de conexión del proyecto PV Codazzi 1 19,9 MW a 110 kV de generación fotovoltaica a la subestación Codazzi
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CESAR
CODAZZI (CESAR)
110,00
19,90
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
FONROCHE COLOMBIA
Remisión estudio de conexión del proyecto PV Codazzi 2 19,9 MW a 110 kV de generación fotovoltaica a la subestación Codazzi
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CESAR
CODAZZI (CESAR)
110,00
19,90
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
FONROCHE COLOMBIA
Remisión estudio de conexión Parque Solar La Cayena 19,9 MW al barraje 110 kV en la subestación Sincé.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SINCE
110,00
19,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA CAYENA SOLAR S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19,9 MW de generación fotovoltaica a la subestación Baranoa a nivel de 110 kV (Parque Solar Fotovoltaico Baranoa 19,9 MW)
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
110,00
19,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICA EL YARUMO S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19,9 MW de generación fotovoltaica a la subestación Juan Mina a nivel de 34,5 kV (Proyecto El Colibrí 19,9 MW).
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
MASSIVE SOLAR ENERGY COLOMBIA
Remisión estudio de conexión parque solar fotovoltaico Los Ocobos 19,9 MW
Estudio de conexión «Parque Solar Atlántico IV 19.9 MW», análisis de beneficio por demanda no atendida.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
CALAMAR
66,00
19,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMENER VI S.A.S
Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19.9 MW de generación solar fotovoltaica a la subestación Chinú Planta a nivel de 34.5 kV. (Parque solar FV La Tolua 19.9 MW)
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
CHINU PLANTA
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE FOTOVOLTAICO LA TOLUA S.A.S.
Estudios de conexión para planta solar «Kairos I, del promotor Obras e Interventoría Colombiana OBRAINCOL SAS.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
INSULA (CHINCHINA)
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OBRAS E INTERVENTORÍA COLOMBIANA SAS
Remisión estudio de conexión del proyecto de generación Parque Fotovoltaico Planeta Rica de 19,9 MW a nivel de 110 kV a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
110,00
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
AKUO ENERGY COLOMBIA S.A.S.
Remisión concepto de viabilidad ténica para la conexión del proyecto de generación Parque Solar Urrá de 19.9 MW a nivel de 110 kV a la subestación Urrá.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
URRA
110,00
19,90
31/7/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
URRÁ S.A. E.S.P.
Concepto de Viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Dulima 19.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
FLANDES
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO DULIMA S.A.S.
Estudio de conexión Parque Solar Fotovoltaico Gualanday 19,9 MW.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
GUALANDAY
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO GUALANDAY S.A.S.
Remisión estudio de conexión «Planta Solar Bochica 19,9 MW»
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
RIO CHIQUITO
34,50
19,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ABO WIND RENOVABLES COLOMBIA S.A.S.
Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de 19,9MW a 34,5kV de generación Fotovoltaica a la subestación Sincé
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SINCE
34,50
19,99
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE FOTOVOLTAICO SINCE
Remisión estudio de conexión Planta Solar El Trebol (Zambrano I) 19,9 MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
ZAMBRANO
34,50
20,00
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GRANJA SOLAR CSCI 1 S.A.S E.S.P.
Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Mata Redonda de 25 MW.
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
BAVARIA (PASTO)
115,00
25,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
Concepto técnico sobre la conexión del proyecto Generación Solar de 28 MW Ubaté PSR1 a las redes propiedad de CODENSA
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CUNDINAMARCA
UBATE
115,00
28,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR1
Estudio de conexión granja solar Palmaseca 28 MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
VALLE DEL CAUCA
PALMASECA
34,50
28,00
30/9/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENERGÍAS RENOVABLES DEL VALLE
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 30 MW de generación fotovoltaica a la subestación Juan Mina a nivel de 110 kV. (Parque Solar Atlántico I)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
110,00
30,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
Estudio de conexión Planta Solar SUNNORTE de 35 MW del promotor GENERSOL S.A.S
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
OCAÑA
115,00
35,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
GENERSOL SAS
Remisión estudios de PV Bosques solares de Bolivar 503 y 504. Todos de 19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANALARGA
110,00
39,80
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
Estudios de conexión para plantas solares «Kairos II y III» del promotor Obras e Interventoría Colombiana OBRAINCOL SAS.
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
INSULA (CHINCHINA)
115,00
39,80
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OBRAS E INTERVENTORÍA COLOMBIANA SAS
Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 40 MW de generación fotovoltaica PFV Tierra Alta a la subestación Tierra Alta a nivel de 110 kV
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
TIERRALTA
110,00
40,00
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
Remisión del Estudio de Conexión Proyecto Generación Solar FV La Pradera 40 MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SAN ALBERTO
115,00
40,00
30/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLAR PROJECTS DEVELOPERS SAS
Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de la central de generación Solar de 50 MW «Caracolí I» a la subestación Caracolí 110 kV. (Parque Solar Caracolí)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
CARACOLI
110,00
50,00
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
RALOS & BLAUD ENERGY COLOMBIA S.A.S.
Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Valle del Sol de 50 MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
SUAMOX
115,00
50,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
Solicitud avance de proyectos Bosques Solares de Bolivar 500, 501, 502 en 34,5 kV para la SE Sabanalarga de forma independiente a los proyectos de 115 kV. Todos de 19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANALARGA
34,50
59,70
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
Estudio de Conexión «Proyecto Fotovoltaico Paipa II – PSR4 de 72 MW».
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
PAIPA
115,00
72,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR4
Concepto conexión planta fotovoltaica ANDES SOLARES 85 MW al SIN
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SOGAMOSO (LA RAMADA)
230,00
85,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ANDES SOLARES
Estudio de Conexión «Proyecto Fotovoltaico Paipa I – PSR3 de 88 MW».
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
PAIPA
115,00
88,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR3
Concepto de viabilidad técnica del proyecto Estudio de Conexión de 5 Plantas Solares en la Subestación Puerto Gaitan de Altillanura. (5 plantas) (Bosques Solares de los Llanos)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
META
PUERTO GAITAN
115,00
97,50
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
Remisión Concepto de favorabilidad técnica y estudio de conexión del proyecto » Planta Solar Las Marías 99,5 MW».
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
EL ZAQUE
115,00
99,50
31/5/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PROMOTORA Y GENERADORA DE ENERGÍAS SOSTENIBLES S.A.S.
Concepto de conexión del proyecto de generación Parque Solar Fotovoltaico Fundación.
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
MAGDALENA
FUNDACION
220,00
99,90
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO FUNDACION SAS
Remisión estudio de conexión Parque Solar la Unión 100MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
NUEVA MONTERIA 110 KV
110,00
100,00
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARPACK
Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica Portón del Sol 102 MW en la subestación Purnio 230 kV
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
CALDAS
PURNIO
230,00
102,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLARA PORTÓN DEL SOL S.A.S
Solicitud de Registro Proyecto Andes Solar 140 MW (Barranca)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
BARRANCA
115,00
125,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
ANDES SOLAR IV
Remisión Estudio de conexión Toluviejo 220 kV (150 MW)
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
220,00
150,00
30/7/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ELAWAN ENERGY
Remisión Estudio de Conexión Proyecto Alejandría 150 MW
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
SUAMOX
115,00
150,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PRODIEL
Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica La Sierra Solar 200 MW en la subestación La Sierra 220 kV
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ANTIOQUIA
LA SIERRA (ANTIOQUIA)
220,00
200,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
Concepto conexión planta fotovoltaica YARIGUÍES 200 MW al SIN
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SOGAMOSO (LA RAMADA)
230,00
200,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
YARIGUIES SOLAR
Concepto estudio de conexión para el proyecto PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA GUAYACANES 200 MW.
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
ANTIOQUIA
LA SIERRA (ANTIOQUIA)
220,00
200,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
Concepto de viabilidad técnica proyecto solar Perales 200 MW.
GENERACIÓN MAYOR
GENERACION
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
OCAÑA
230,00
200,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica PS Puerta de Oro 300 MW en la subestación San Felipe 230 kV
Desde 2016, Argentina lleva adjudicados 244 proyectos renovables, que sumarán más de 6.300 MW de potencia instalada de energías renovables a través de las rondas 1, 1.5, 2 y 3 de RenovAr, la Resolución 202/2016 y el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER).
El despliegue de los primeros de aquellos emprendimientos ya traen al país las primeras lecciones aprendidas con retos y oportunidades para continuar con el desarrollo del sector en el país.
Durante el más reciente evento de Latam Future Energy, Rafael Valdez, director general para Latinoamérica y el Caribe de Envision Energy, si bien advirtió inicialmente que no han tenido dificultades en puertos para la ejecución de los proyectos en los que participan, algunas particularidades en el transporte de componentes sí resultaron un desafío para la empresa en determinados países como Argentina.
Aquello -comentó- habría llevado a Envision y otras empresas de la industria a evaluar usar puertos de países vecinos para que la logística sea más eficiente y económica en algunos casos.
Al respecto, Valdez puso a consideración una barrera adicional para lograrlo: los acuerdos con los sindicatos.
“Pensamos usar puertos en Chile, cruzar Los Andes y llegar a la zona de Neuquén donde estaban los parques”, introdujo el empresario.
“Si no lo hicimos no fue por un tema de logística, eficiencia o costos, sino que hay otro tipo de barreras cuando hablas de una coordinación transfronteriza”, agregó el referente de Envision Energy International.
Y ejemplificó: «Vimos con dificultar hablar de coordinación con sindicatos de transportistas del lado argentino»
Pero así como valoró que aquello significó un reto también identificó un área de oportunidad:
“Hay muchas zonas que si cuentan con una coordinación a través de las fronteras, podría ayudar a los proyectos para ser más eficientes”.
Durante el panel “Logística, montaje, construcción y operación local: elementos claves del sector eólico de Latinoamérica”, el empresario compartió más opiniones de este segmento del mercado como fabricante de la industria eólica y además como cliente de operaciones de logística como dueño de activos o proveedores para proyectos en México Chile y Argentina.
“No solo hay que estar en contacto con autoridades de Gobierno, sino con todos los actores a nivel de poblados u organizaciones no gubernamentales ambientales también. Se convierte en un tema esencial”, reforzó el referente de Envision.
La Empresa Provincial de Energía de Córdoba mantiene la continuidad de las energías limpias en la región. Incluso han firmados contratos Power Purchase Agreement de proyectos adjudicados durante la segunda y tercera ronda del Programa RenovAr.
Alejandro Dallasta, Gerente de Generación en EPEC, mencionó que “hay tres pequeños aprovechamientos hidráulicos de 0.5 MW de potencia cada uno que pertenecen al RenovAr 2”.
“Ya terminamos la obra y se encuentra en servicio una en Cruz del Eje y y estamos terminando otra en Boca del Río, la cual calculamos que estará en servicio dentro de un mes más”, explicó.
A ellas se debe sumar la futura construcción de otra central en el Dique Pichanas, que al ser un proyecto relativamente chico, se estima que estará en operación dentro de un año.
El Gerente de Generación, Alejandro Dallasta, y Subgerente de Planeamiento de la Generación y Desarrollo de Proyectos, Lucas Gumierato. Fuente: EPEC
En tanto, en lo que refiere al parque solar de 40 MW de potencia en Arroyo Cabral, bajo el cual ya fue firmado el PPA con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el especialista aclaró que “no está iniciada la obra ni cerrado el contratista», por lo cual no puede dar certezas de plazos para su puesta en operación.
Por otra parte, del RenovAr 3 – MiniRen está la adjudicación de un proyecto de repotenciación de la central La Calera a 3 MW instalados. “De acá a dos meses estaríamos cerrando contrato para iniciar la obra”, señaló Dallasta.
– ¿Cómo se resolvió la financiación de dichos proyectos? – “Los chicos con inversión propia de la empresa; mientras que los del Dique Pichanas y La Calera probablemente tengan inversión de terceros, de un contratista”.
“El de Arroyo Cabral es el más complicado. Se necesita una inversión importante, para los 40 MW aproximadamente son USD 45.000.000 y eso complica”, detalló el Gerente de Generación en EPEC.
Ya en lo referido a nivel provincial, Alejandro Dallasta fue optimista: “Es una provincia muy rica en recursos renovables, viento, solar e hidráulica, y también da para proyectos de biogás de residuos sólidos urbanos”.
“Además, al tener un vallado eléctrico prácticamente cubriendo al completo a Córdoba, se hace fácil la conexión eléctrica dada la cercanía de alguna línea o punto de conexión que viabiliza el proyecto”, añadió.
Generación distribuida comunitaria
Cabe mencionar que desde el año pasado Córdoba trabaja en una normativa sobre definida como “generación distribuida comunitaria, asociativa o de propiedad conjunta”, la cual tenía como objetivo ponerse en práctica durante el mismo 2020, hecho que no fue posible.
El entrevistado apuntó sobre ello: “Estamos expectantes de la normativa ya que puede dar un salto importante en los proyectos renovables dentro de la provincia”. “Y si bien tienden a ser proyectos chicos, podría existir una gran cantidad que sume un total de megavatios o de potencia instalada renovable considerable dentro de la provincia”, agregó.
– ¿Cuál sería el agregado? – “En este caso que se pueda generar energía en un punto y tomarla en otro de consumo. Incluso podría ser relevante y dar un empuje a las renovables dentro de Córdoba, principalmente por el vallado que cubre prácticamente a toda la provincia”, opinó Alejandro Dallasta.
El Departamento de Conexiones del Coordinador Eléctrico Nacional publicó el Reporte de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que releva datos de hasta marzo pasado.
“A la fecha de emisión de este reporte, existe un total de 1331 MW en Operación”, destaca el informe. De ese volumen, 1.102 MW corresponden a proyectos de energías renovables no convencionales.
El 66% de todos estos emprendimientos de hasta 9 MW, son solares fotovolaicos, los cuales suman 884 MW.
Le siguen los térmicos fósil, que explican el 17% del espectro, alcanzando los 229 MW. Los hidroeléctricos, con 164 MW, representan el 13%, mientras que los eólicos, por la dificultad que significa la escala de hasta 9 MW, abarcan sólo el 4%, con 54 MW de potencia instalada.
Fuente: Coordinador
El reporte señala que en 2016 se habían conectado emprendimientos por 356 MW. Año tras año la potencia fue escalando de manera exponencial al punto que tanto en 2019 como en el 2020 se conectaron 322 MW PMGD cada año.
Cabe destacar que la Región con mayor cantidad de proyectos en funcionamiento es la de O’higgins, con 239 MW. El podio se completa con la Región Metropolitana, con 216 MW, y Región de Valparaíso, con 174 MW operativos. En los tres casos domina la tecnología solar fotovoltaica.
Fuente: Coordinador
Próximas centrales que entrarán en funcionamiento
Asimismo, el informe del Coordinador indica que existen 22 PMGD en etapa de puesta en servicio, es decir, prontos a ingresar en operación, los cuales suman 78,9 MW.
También se registra un proyecto de hasta 9 MW diésel, de 3 MW.
Entre los renovables, dominan los solares fotovoltaicos, aunque también se destacan emprendimientos de bioenergías, como de biomasa y biogás.
Claudia Pastor Badilla, diputada federal del Partido Revolucionario Institucional (PRI), propuso elevar a rango constitucional el derecho a energías renovables a través de una iniciativa de ley donde sugiere reformar los artículos 2, 4 y 27 de la Carta Magna.
El objetivo de la misma es actuar de manera urgente y eficiente contra el cambio climático, además de promover los derechos de las personas que se verán desproporcionalmente afectadas con el calentamiento global, como los pueblos indígenas.
Paul Sánchez, analista del sector energético mexicano, brindó su opinión acerca de la propuesta realizada al Congreso: “Desafortunadamente cae en el peor momento y no creo que tenga la aprobación que se espera por el calado de la reforma y porque requiere mayoría constitucional”.
“Es más, creo que ni el propio presidente, Andrés Manuel López Obrador, podría tener la posibilidad de reformar la constitución”, agregó.
Además, señaló la probabilidad de que este esfuerzo no llegue a buen puerto, que “ni siquiera alcance la discusión en los plenos para poder alanzar el alcance de la reforma”. ¿Por qué? Por el hecho de que el PRI es un partido de oposición y no contaría con los números suficientes para lograrlo.
Sin embargo, aclaró que “esto no implica que no fuera deseable, todo lo contrario”. “Claro se desearía que así fuera, que se elevara a rango constitucional y que permitiera que las energías renovables estuvieran alineadas con varios tratados internacionales que México ha firmado”, explayó.
Por otra parte, una de las cuestiones a tener en consideración dentro del contexto político de México es que en junio se llevarán a cabo las elecciones federales para la elección de los quinientos miembros de la cámara federal de diputados.
¿Por qué son tan esperadas las elecciones intermedias? Sánchez explicó que “permitiría refrendar o entender cuál es el poder que vuelve a alcanzar el partido en el gobierno”.
Con eso se refiere a que “si la administración actual gana las elecciones próximas, significaría que tienen un refrendo del sector popular para que sigan adelante con el plan de gobierno, pero si pierden, a lo mejor abriría la posibilidad de generar un diálogo multi-partido si el presidente entiende que hay un retiro del apoyo popular, y aún así podría ser negativo”.
Incluso, según detalló el especialista, “muchos partidos, salvo el del gobierno, están a favor de las renovables y eso podría permitir un cambio de narrativa”. Pero en resumen, el sufragio que se dará en pocos meses podrá determinar el futuro de las energías renovables en el país permitiendo o negando la posibilidad de avanzar en dicha materia.
Resolución de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica
La decisión que tome la Suprema Corte de Justicia de la Nación no es ajena a la situación y desarrollo de las energías verdes en México. Al respecto, Paul Sánchez comentó que “actualmente hay temor y muchísima incertidumbre porque no queda claro qué pasará”.
“Si bien hay una suspensión, todavía no es final, es decir, no es un laudo donde ya se determine que no se puede, o sí, detener el avance de las renovables”.
“Pero la confianza país de muchos inversionistas está dañada, varios no quieren nada que ver con las inversiones en este momento. Y CFE es el único que sigue invirtiendo bajo los esquemas que le permita la ley en estos momentos”, expresó el analista del sector energético mexicano.
Efergía, empresa referente en el sector de distribución de componentes para el mercado de energía solar fotovoltaica, y Huawei Solar, empresa líder a nivel mundial en energía solar, llevarán a cabo un seminario online y gratuito para todos aquellos que deseen participar del mismo.
El webinar técnico estará apuntado a recorrer los principales aspectos para un correcto dimensionamiento de los strings FV, maximizando así el rendimiento de los inversores solares Huawei.
«Los inversores solares de Huawei tienen características propias que permiten una gran flexibilidad a la hora del diseño del campo fotovoltaico. Por un lado, doble entrada por MPPT como también multiplicidad de los mismos», afirma Franco Lomello, representante técnico de Huawei.
Y agrega que «por otro lado, un rango de tensión de trabajo por cada MPPT muy amplio, que no solo mejora la eficiencia del inversor sino que permite variedades de diseños de strings como la posibilidad de utilizar tanto paneles solares monofaciales como bifaciales, motivo por el cual decidimos dentro de los temas a desarrollar, profundizar cómo diseñar un buen string para aprovechar al máximo las cualidades de los inversores Huawei», anticipa Lomello.
Cuando se sancionó la ley 26.093 de promoción de los biocombustibles en abril de 2006, el etanol y el biodiesel eran presentados como los combustibles del futuro. Un recurso renovable capaz de reducir la contaminación, generador de empleo en el campo argentino y con un amplio potencial de crecimiento a partir del negocio exportador, ya que la demanda internacional era creciente. Además, con el barril de crudo por encima de los 70 dólares sus costos de producción eran comparables con los del petróleo y sus derivados sin necesidad de incentivos. Sin embargo, esa realidad se fue modificando a lo largo de los últimos 15 años y la discusión sobre la continuidad del régimen promocional se da un contexto diferente.
Precios
Un primer punto que hoy desincentiva el pasaje a los biocombustibles es el tema precios. Si se compara la nafta súper con el etanol y el gasoil con el biodiesel, los biocombustibles cuestan casi el doble, o en algunos productos, incluso más.
Una comparación del precio en el surtidor indica que la nafta súper cuesta 39.443 pesos por metro cúbico y el etanol 48.700 pesos, pero si los precios se ajustan por poder calórico el etanol trepa a 79.942 pesos, pues para producir la misma cantidad de energía se necesitán más metros cúbicos de etanol que de nafta.
Por su parte, en el caso del gasoil el precio por metro cúbico es de 40.123 pesos y del biodiesel 80.078 pesos, pero al ajustarlo por poder calórico el biodiesel se dispara a 94.816 pesos, según un relevamiento realizado por EconoJournal en el mercado de combustibles.
Es decir, de la foto de hoy se desprende que la decisión de prorrogar el cupo actual de biocombustibles se da de bruces con la política del gobierno de evitar grandes saltos en los precios de las naftas y gasoil en surtidor. Al contrario: al ser mucho más caros que los derivados del petróleo, los bios terminan traccionando, en este escenario, aumentos en las estaciones de servicio.
Para el gobierno es una ecuación compleja. Si priorizara la política antiinflacionaria y lo fiscal, no tiene incentivos para prorrogar el esquema actual de promoción a los biocombustibles. Más bien lo contrario.
Riesgo ambiental
A principios de este siglo, numerosos estudios indicaban que los motores que usaban biocombustibles emitían menos gases de efecto invernadero con costos de producción similares a los de los combustibles fósiles. A raíz de ello, la Unión Europea incentivó su producción a partir de 2003 y el consumo se multiplicó por diez en el Viejo Continente en apenas una década.
Sin embargo, en 2015 la Comisión Europea retrocedió sobre sus pasos y fijó un tope al consumo de biocombustibles. Una de las razones que llevaron a este cambio de política fue el impacto indirecto que estaba produciendo en el medio ambiente al alentar la deforestación para ampliar las superficies cultivables de maíz y soja. Sus críticos argumentan que los biocombustibles son incluso más dañinos que los combustibles fósiles porque no solo no reducen la acumulación de CO2 en la atmósfera sino que la incrementar de la mano de la reducción de los bosques.
La alternativa eléctrica
Los países centrales ahora apuestan por los autos eléctricos en reemplazo de los motores de combustión. Gran Bretaña anunció el año pasado que prohibirá la venta de automóviles de combustión interna a partir de 2030. Irlanda y los Países Bajos también pusieron como tope el 2030, Noruega el 2025 y Francia y España el 2040.
En Estados Unidos Biden anunció en enero que reemplazará toda la flota de vehículos del gobierno federal por autos eléctricos, “vehículos, limpios, fabricados aquí”. Además, se espera que le de impulso a la transición energética que se vio frenada durante el gobierno de Donald Trump.
A partir del análisis de estas variables, el objetivo no debería ser la promoción de los biocombustibles como se la discutió en 2006 sino pensar una transición gradual que permita ir reconvirtiendo a ese sector elevando la eficiencia y competitividad del parque instalado con producción de derivados como la glicerina en plantas de biodiesel y aprovechamientos industriales y energéticos de desechos. Está claro que no se pueden poner en riesgo los puestos de trabajo que genera el sector de un día para el otro, pero la tendencia refleja que los objetivos de los países desarrollados y eso terminará afectando irremediablemente también a la industria local.
SÓLIDA ha resultado adjudicataria de la ingeniería de detalle de la subestación Soco 34,5/138 kV, que permitirá la evacuación de la energía producida por la planta fotovoltaica homónima, de 50 MW, en la provincia de San Pedro de Macorís, en República Dominicana.
Los trabajos incluyen el diseño de la obra civil, montaje electromecánico, control y protecciones de la subestación, así como el soporte técnico para las gestiones con ETED, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana.
En paralelo, la firma ha iniciado los trabajos de ingeniería y asesoría técnica para la construcción de la planta fotovoltaica Pimentel, de 1,5 MW, en la provincia de San Francisco de Macorís.
En República Dominicana ha participado en proyectos tan diversos como la biomasa San Pedro Bioenergy o los parques eólicos Guzmancito y Matafongo, este último recientemente vendido por Inveravante a InterEnergy.
La hoja de ruta del Gobierno dominicano establece que para 2030 las energías renovables deben representar al menos un 25% de la generación eléctrica.
En Latinoamérica, Vestas tiene operativo más de 12 GW de capacidad eólica. Y Colombia es uno de los mercados más estratégicos de la región para este fabricante líder; sólo en La Guajira ya avanza con la ejecución de más de 500 MW.
El primer paso fue a partir de un pedido de 20 MW para el parque Guajira I a finales del año pasado. En el inicio de este 2021, un nuevo contrato incluiría la entrega e instalación de 90 aerogeneradores V162-5.6 MW (504 MW) de la plataforma EnVentus, así como un contrato Active Output Management 5000 (AOM 5000) para la operación y mantenimiento del parque durante los próximos 15 años.
Pero esto no sería lo único que se asoma en el mercado colombiano. Peter Kuhrke, gerente de ventas en Colombia para Vestas, señaló durante la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy:
“Con la nueva subasta que se ha anunciado para este año, estamos muy pendientes de terminar de conocer las reglas finales”.
“Mientras tanto, estamos trabajando con clientes y gobierno de la mano para hacer de esta una subasta exitosa”.
Entre las actividades que están llevando a cabo junto al gobierno y otros entes privados, el empresario destacó adecuaciones necesarias para habilitar los puertos locales para el desarrollo de la industria eólica y un acompañamiento especial para el crecimiento de comunidades locales, como la wayúu en La Guajira.
La empresa también estaría trabajando con clientes de Centroamérica y el Caribe. Entre otras plazas estratégicas, el referente de Vestas destacó el atractivo de República Dominicana, donde se esperan nuevas convocatorias.
“Es muy necesario para esta isla, donde el costo de la energía es alto y hay un gran potencial eólico y solar que se puede aprovechar”, valoró Peter Kuhrke.
De acuerdo a la estrategia nacional de desarrollo, República Dominicana debe lograr 27% de energías renovables al 2030. Para lograrlo, el Gobierno plantea la incorporación de unos 250 MW a la red por año, de acuerdo a declaraciones de Rafael Velazco, superintendente de electricidad.
¿Cómo se lograría? En principio, se esperan contratos de compra de energía para proyectos que ya tienen aprobadas las concesiones definitivas. No obstante, las autoridades de Gobierno dejaron entrever que convocarán a licitaciones de renovables para aumentar la capacidad, luego de contemplarlas en una actualización de la regulación.
Al respecto, Peter Kuhrke, gerente de ventas en Colombia para Vestas, resaltó la importancia de brindar a los inversionistas seguridad a largo plazo.
“Es imperativo tener certidumbre regulatoria en toda la región y previsibilidad a mediano y largo plazo. Todo ello, para fortalecer la matriz energética con las renovables”.
de Great Place to Work®, y de esta manera se convierte en la primera empresa distribuidora de energía, tanto gasífera como eléctrica, en recibir esta distinción que asegura que 7 de cada 10 colaboradores tienen una experiencia positiva en la compañía.
