Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2021

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Lanzan una licitación para abastecer de energía solar a 400 escuelas rurales por US$ 20 millones

El gobierno nacional lanzará una licitación por US$ 20,8 millones para abastecer de paneles fotovoltaicos y equipamiento de energía solar a 406 escuelas rurales en las provincias de Salta, Santiago del Estero y La Pampa. El proceso licitatorio es bajo el programa Permer. Según pudo conocer Econojournal, la licitación saldrá mañana publicada en el Boletín Oficial.

Se trata de la Licitación Pública Nacional N° 1/2021. Los fondos los aporta el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), del Banco Mundial, a partir de un acuerdo con la Argentina (Préstamo BRIF 8484) para financiar proyectos de energías renovables en zonas rurales del país.

Los participantes de la compulsa podrán presentar ofertas “para cuatro lotes” para las tres provincias hasta el 10 de mayo. Ese día también será la apertura de los sobres. Las ofertas serán válidas por un período de 120 días desde la apertura de sobres.

La licitación original

El proceso de licitación se inició en julio de 2019, pero en febrero de este año la Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, lo dio de baja por inconvenientes administrativos y de redacción en la compulsa que “podrían generar problemas a futuro”. Por tal motivo, desde la cartera energética entendieron que “lo más conveniente era no dejar la licitación en esos términos”.

La licitación que el gobierno dio de baja el 22 de febrero había sido por un total de US$ 20.841.347. Contaba con la instalación de paneles solares en 260 escuelas rurales en la provincia de Salta por US$ 13.500.000 y en 146 establecimientos educativos rurales en Santiago del Estero y La Pampa por US$ 7.341.437.

El programa

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) es un programa que brinda acceso y equipamiento a la energía solar a zonas rurales del país. Está financiado por el Banco Mundial y en noviembre del año pasado el gobierno nacional acordó extenderlo hasta el 2022 con un fondo de 170 millones de dólares. Provee energía de fuente solar a hogares, escuelas rurales, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos.

A fines de enero renunció el equipo completo de funcionarios a cargo del Permer por diferencias en las formas de llevar adelante el programa.

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Se inició el hormigonado de la Central Aña Cuá, con plazo de terminación de cuatro años

El Jefe de Gabinete de Ministros, Santiago Cafiero, el ministro de Interior, Eduardo de Pedro, los gobernadores de Corrientes, Gustavo Valdés, y de Misiones, Oscar Herrera Ahuad, y el Secretario de Energía, Darío Martinez, estuvieron en Yacyretá para presenciar el inicio del hormigonado de la central Aña Cuá, que permitirá ampliar la capacidad de generación la hidroeléctrica binacional.

Al respecto, Martínez afirmó que “esto es posible gracias a la decisión que han tomado Argentina y Paraguay, a la impronta y la línea que nos da el presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, para poder avanzar en obras que son mucho más que cementar unas bases”.

Luego de precisar que “con una inversión de 400 millones de dólares, Yacyretá aumenta en el 9 por ciento la capacidad instalada para generar energía para el país”, el funcionario destacó además que la obra demandará hasta 3.000 puestos de trabajo”. “esa energía adicional va a posibilitar la apertura de nuevas industrias y nuevas empresas, generando nuevos puestos de trabajo”.

El acto se llevó a cabo en el brazo Aña Cuá del río Paraná y también contó con la participación del director ejecutivo de Yacyretá por Argentina, Ignacio Barrios Arrechea; el director por Paraguay, Nicanor Duarte Frutos y el embajador argentino en Paraguay, Oscar Domingo Peppo.

El jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, manifestó que “hoy vemos las obras, vemos cómo un proyecto pasa de un escritorio al territorio, y tenemos el privilegio de estar presentes en este momento histórico”. El proyecto tuvo su primer diseño en 1999 y varios gobiernos prometieron su realización.

Las obras civiles para la ampliación de la Represa Hidroeléctrica Yacyretá, con la maquinización del vertedero Aña Cuá, iniciaron en junio de 2020. Están a cargo del consorcio integrado por las empresas Astaldi, Rovella-Carranza y Tecnoedil  (que ganó la licitación al presupuestar 193,2 millones de dólares) con gerenciamientos a cargo de los Estados miembros de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY).

La obra para el aprovechamiento hidroeléctrico del vertedero Aña Cuá tienen un plazo de ejecución de cuatro años (50 meses), promoverá 800 nuevos empleos directos y más de 2.500 puestos de trabajo indirectos; dinamizando las economías de las ciudades de Ituzaingó (Corrientes) y Ayolas (Paraguay) en ambas márgenes del río.

Los trabajos contemplan la construcción de la central que alojará tres turbinas tipo Kaplan  que aumentarán en 270 megavatios hora la potencia instalada de Yacyretá, equipada con 20 turbinas similares que totalizan 3.200 MV y aportan al sistema eléctrico nacional 20 mil GWh anuales, en condiciones normales de operación.

Al final de marzo se avanzó en toda el área de 49.276 metros cuadrados de superficie y 45 metros de profundidad a ser intervenidas con excavación a través de voladuras controladas que se iniciaron el 28 de enero y continuarán en paralelo a los trabajos de hormigonado: el 73% del suelo a ser retirado es roca que será reutilizada en la obra.

El suelo rocoso producido con las voladuras y las excavaciones, previo paso por la planta trituradora de piedras, comenzará a ser reutilizado en la construcción de la misma Central Hidroeléctrica a partir de la etapa de hormigonado que está iniciando.

La planta de hormigón (secundaria) que comenzó a proveer material a la obra tiene una capacidad para producir 80 M3 de pastón de hormigón por hora. En toda la represa se colarán 286.000 M3 de hormigón, se utilizarán 90.000 toneladas de cemento y 12.000 toneladas de hierro en barras. Se inicia con el hormigonado de los pilotes que sostendrán la futura nave central y las tareas de hormigonado tienen un plazo de ejecución de 30 meses. 

La nueva Central Hidroeléctrica se construye al lado del vertedero de Aña Cuá y utilizará el agua acumulada en el lago de Yacyretá, la misma agua a la que se recurre para la generación de energía en la central principal.  Es decir que no hay mayor impacto ambiental para la generación de más energía renovable, se indicó.

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Denuncian el incumplimiento de la contratación de pymes neuquinas en el Plan GasAr

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la provincia de Neuquén (FECENE) emitió un comunicado donde denuncia que no se cumplen las contrataciones de las pymes y los proveedores locales en el marco del Plan GasAr en la cuenca Neuquina, el programa de incentivos a la producción de gas lanzado por el gobierno en noviembre del año pasado. El texto critica a algunas productoras de hidrocarburos, donde incluyen a YPF.

La FECENE afirmó que no se cumple con “la definición clara de las autoridades de que la cadena de valor regional y, fundamentalmente, las pymes deben tener prioridades, no subsidios, que permitan generar un mantenimiento y crecimiento de la cadena de valor del territorio, que derramará sobre todas las actividades indirectas vinculadas, por los mayores niveles de inversión”. Y añadió que “siguen existiendo situaciones que violan abiertamente esos objetivos”.

La entidad que nuclea a las cámaras de proveedores neuquinos también expresó que “en el caso de muchas operadoras y empresas de servicios especiales, en particular nuestra empresa de bandera, con meritorias excepciones en muchas compañías, así como las subcontratistas de aquellas, hacen caso omiso a las normas vigentes y objetivos definidos contratando empresas que no son locales y ni siquiera regionales, otorgando preferencias en plazos, contratos y relaciones, ajenas totalmente al logro del objetivo del desarrollo de las economías regionales y de la cadena de valor local y regional”.

“Nos encontramos entonces con un escenario en el que proliferan las empresas extraterritoriales, existiendo empresas locales y regionales con capacidades ociosas que están sufriendo las consecuencias de la pandemia y de las medidas, en muchos casos arbitrarias e ilegales de algunas contratantes, en un claro ejercicio de abuso de posiciones dominantes”, remarcó la FECENE.

“Hemos mantenido innumerables reuniones con esas empresas en particular, recibiendo vanas promesas de corrección, que, en general no se han concretado, presentando una curiosa contradicción con otras empresas que guardan una actitud totalmente diferente. Desde la mesa de Vaca Muerta del 19 de marzo de 2019, venimos exponiendo con claridad y en plenitud estas situaciones, encontrándonos con posiciones que procuran impedir el desarrollo de la cadena de valor local y el crecimiento de la economía regional”, sentenció la federación de pymes.

Plan GasAr

La FECENE también subrayó que “nuestra provincia posee una legislación del compre neuquino, (Ley 3032), aceptada en los contratos de concesión” y que “surge así el denominado Plan Gas 4 (Plan GasAr) para el período 2020-2024, definido políticamente por el Gobierno Nacional, en el que se plantea un claro objetivo de comenzar a resolver el problema energético (sin energía no hay economía), por la provisión del vital fluido en la temporada invernal. Pero este programa sectorial tiene un evidente propósito de desarrollo de las economías regionales, que resulta sin esfuerzo interpretativo de la lectura de la normativa que lo instrumenta”.

Resolución 144

La FECENE advirtió que “con sorpresa y desagrado, vemos que la cámara que representa a las operadoras se opone sustancialmente al desarrollo prioritario de la cadena de valor local y regional mediante presentación realizada a la Secretaria de Energía al pedir la modificación de la Res. SEN 144/21”.

Los puntos que destaca la federación neuquina son:

a) Efectos retroactivos de la Resolución 144 e imposibilidad de cumplimiento de ese efecto.

La retroactividad surge como consecuencia de una prórroga otorgada a solicitud de las operadoras y persigue que no produzca efectos negativos en la cadena de valor local. Por otra parte, los contratos firmados por las operadoras con las subcontratistas contienen, en su gran mayoría, cláusulas de rescisión con una anticipación de 30-60 o más días, y es habitual que se produzcan cambios de proveedores en los diferentes contratos. También es bueno recordar la rescisión de los contratos que se produjo de manera masiva en el año 2020, afectando de manera unilateral y confiscando acreencias a muchas pymes locales y regionales. Por lo tanto, ni es imposible ni es ilegal.

b) Presunto reconocimiento de costos diferenciales y otorgamiento de derechos de igualar ofertas a las empresas locales, regionales y nacionales, en ese orden.

Ello afectaría la libertad de contratar y de ejercer industria licita, la libre competencia, limitando la oferta de bienes y servicios. Preferencia para determinadas empresas y mayores costos operativos e impacto no deseado en la asignación de recursos de la economía en general. Es positivo que no escatimen argumentos, que siempre concluyen en una presunta inconstitucionalidad, desconociendo hasta el propio pliego de condiciones de la licitación del Plan y la legislación provincial, que han aceptado expresamente.

Resulta por lo menos llamativo que empresas que reciben subsidios para producir y condiciones especiales respecto a la disponibilidad de divisas y otros beneficios que sería largo enumerar y que, además, requieren condiciones especiales para invertir, consideren a la posibilidad de igualar precios que permite el crecimiento de la cadena de valor local y regional y de la economía vinculada, norma existente en la ley 3032 provincial que aceptaron y un régimen general que también aceptaron, como violatoria de la libertad de industria y de libre competencia.

Respecto a los costos solo cabe decir que lo que se permite es igualar, lo que va a impulsar a los cotizantes extraterritoriales a bajar sus precios, o sea que los costos van a bajar y no subir. Todo ello sin obviar que el desarrollo de proveedores requiere procesos que no han sido realizados y por ello se establece como objetivo. El diferencial de costos que permite la igualación surge de las diferencias paritarias y de costos de transporte. Por lo tanto, no se elevan los costos, no se viola la legislación vigente ni los contratos particulares y, mucho menos, una más eficiente asignación de los recursos de la economía

c) Es particularmente erróneo el concepto de que se le pretende imponer a los proveedores, con independencia de las condiciones requeridas para la realización de un trabajo eficiente y ajustado a todas las habilidades, destrezas, tecnología, medio ambiente, corrupción, etc.

El mencionado art. 2 de la Res. 144/21 establece la igualdad de condiciones y en ningún momento interfiere en la fijación de esas condiciones, por lo que las proveedoras y sus contratistas aplicarán los procedimientos que consideren pertinentes desde un punto de vista racional y fundado.

d) Se expresa que constituye una práctica desleal el ofrecimiento de precios inferiores a los existentes en plaza por parte de empresas controladas por las operadoras.

Además de las figuras del dumping, que sería largo analizar, es hasta ingenuo pensar que una empresa controlada va a licitar con independencia de su controlante y nada va a impedir que se manejen las adjudicaciones, los precios y hasta aportes de capital, para producir el desplazamiento de las empresas locales y regionales, para salvar los déficits incurridos. Además, existen casos concretos en la principal empresa operadora que demuestran lo que decimos

Por lo tanto, no se pueden permitir maniobras que son todo lo contrario de la pregonada libre competencia y constituyen practicas oligopólicas o abusos de posición dominante en clara violación a la citada ley de defensa de la competencia y que, además, impiden el crecimiento de la cadena de valor local y regional

e) Se expone que algunas de las principales empresas llevan a cabo planes de desarrollo de proveedores, aspecto que es cierto, pero que, salvo honrosas excepciones constituyen el barniz de una mesa que tiene que ser lustrada “a muñeca”.

Está previsto en la normativa del Plan Gas el desarrollo de Proveedores y cabe decir que, vencidos los plazos para presentar los respectivos planes, no se han presentado con el nivel de detalle requeridos y una de ellas, la más importante, solo presentó la designación de un Gerente del área como “Plan de Desarrollo”.

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Vaca Muerta: el incremento de la arena para fracking demuestra una mayor producción

En lo que va de 2021 se consumieron 13.572 toneladas por pozo, un 68% más que en 2020 y casi el doble que hace dos años. Un notable crecimiento viene experimentando en los últimos años la utilización de arenas especiales en el área de Vaca Muerta. Este aumento de un insumo clave para el fracking tiene correlación directa con el incremento en la cantidad de fracturas por pozo para generar mayores productividades, y Bahía Blanca tiene mucho que ver con su logística. El récord de consumo de arenas de fractura en el país se produjo en 2019, con 1.403.624 toneladas, […]

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Las exportaciones del petróleo argentino tuvieron un fuerte crecimiento en el inicio de este año

Durante enero se remitieron al exterior más de 2.000.000 de barriles, un 49% más que lo marcado en diciembre. El año empezó con un buen nivel de envíos de Medanito. Si bien la etapa más complicada de la pandemia para la industria petrolera parece haber quedado atrás, las exportaciones del petróleo argentino tuvieron un fuerte crecimiento en el inicio de este año y tan solo en enero sumaron más de dos millones de barriles. De acuerdo a los registros oficiales a los que accedió Energía On, durante enero se exportó un total de 2.077.092 barriles, es decir unos 67.000 barriles […]

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Gasoducto GasAndes: se espera que en pocos días se puedan dar pasos fundamentales

Una de las obras de infraestructura más importantes que espera San Rafael para el desarrollo industrial y una mejora en la calidad de vida de miles y miles de personas tiene que ver con el gasoducto GasAndes. En este marco, se espera que en pocos días más se puedan dar pasos fundamentales para avanzar en las obras. La licitación se encuentra en marcha y los fondos están asegurados para que la obra pueda empezar en los próximos meses. En este sentido, en una reciente reunión se informó que el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó la obra, lo que […]

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Shale: la macroeconomía y el tiempo para ganar

La medida no es un cambio de paradigma, pero es parte de lo posible en un momento de crisis mundial y restricciones por resolver. El Ministerio de Economía de la Nación le da una nueva señal al sector industrial. Dentro de él, a las empresas productoras de hidrocarburos. La ley de incentivos al sector petrolero en ciernes, en ronda de consultas con las empresas y los gobernadores, es importante. Ofrecería un marco en el que las grandes jugadoras podrían proyectarse. Pero lo cierto es que cualquiera de las petroleras con áreas en Vaca Muerta dejaría de lado ese nuevo esquema […]

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Por qué Santa Cruz tiene en materia Minería lo que Chubut no consigue

La actividad representa más del 30% del producto provincial. Licencia social, compre provincial y reparto de la renta entre los municipios, las claves. La minería en Santa Cruz representa el 37 por ciento de su producto bruto geográfico y emplea a más de 6.000 trabajadores en forma directa, sumado a un andamiaje jurídico de “compre provincial” que repercute en toda la zona centro y norte de la provincia. En los últimos años, el promedio de las exportaciones de oro y plata, que tienen como destino principal Suiza, Estados Unidos, Alemania y Corea del Sur, rondó los 1.200 millones de dólares […]

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Las tarifas energéticas en el gobierno actual

Por Ing. Jorge Lapeña El Gobierno de Alberto Fernández explicitó en la última quincena de marzo su política tarifaria de alcance nacional para el sector energético. Esa política tendrá un lapso de implementación de dos años a partir de ahora. Es decir que llega hasta la finalización del mandato del actual presidente de la Nación. El anuncio se hizo en cuatro Audiencias Públicas: dos para el gas natural realizadas el 15 y el 16 de marzo y dos para la Energía Eléctrica realizadas el 29 y 30 marzo. Los interventores de los Entes Reguladores de la Electricidad (ENRE); del Gas […]

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Las exportaciones peruanas alcanzan los 7.388 millones de dólares en el primer bimestre de 2021

Las exportaciones de Perú crecieron un 3,5 % en el primer bimestre de 2021 respecto al mismo periodo del año anterior al cerrar febrero con un valor acumulado en envíos de 7.388 millones de dólares, informó este sábado el Ministerio de Comercio Exterior y Turismo (Mincetur) en un comunicado. Pese a que en Perú hubo un confinamiento en gran parte de su territorio durante febrero, cuando se experimentó el pico de la segunda ola de contagios de covid-19, las cifras de los dos primeros meses de 2021 son superiores al primer bimestre de 2020 en el que aún no había […]

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¿Qué mueven las Hidrovías?

 por Alejandro Olmos Gaona Significado de la Hidrovía El año pasado, entre las variadas disposiciones del Poder Ejecutivo, se tuvo conocimiento del Decreto 949/2020, por medio del cual el presidente Alberto Fernández delegó en el Ministro de Transportes la facultad del “llamado a licitación pública nacional e internacional por medio  del régimen de concesión de obra pública por peaje, en el marco de la Ley 17.520 para la modernización, ampliación y mantenimiento del sistema de señalización y tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la vía navegable troncal comprendida entre el kilómetro 1238 del Río Paraná, punto denominado confluencia, […]

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Gasoducto Regional Centro II: San Vicente impulsa la reactivación

Con esa obra puede propiciar la extensión que llevaría el servicio a su planta urbana, recientemente declarada ciudad, que también proyecta la instalación de un parque industrial. A través de diversas gestiones realizadas por sus dirigentes institucionales, la flamante ciudad de San Vicente -la cuarta del departamento Castellanos- impulsa un proyecto para instalar una obra que vincule un servicio de distribución de gas natural en la planta urbana con el Gasoducto Regional Centro II (GRC II), que enlaza a las ciudades de Esperanza, Rafaela y Sunchales. Según relató el presidente comunal, Gonzalo Aira, en la última reunión que mantuvo sobre […]

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Vaca Muerta: “Hay una gran posibilidad de paro”, afirma Rucci

En el sindicato petrolero esperarán a la reunión de la semana que viene con CEPH y CEOPE por la recomposición salarial del 2020. El secretario administrativo del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, ratificó que una de las posibilidades ante el diálogo fallido con las cámaras empresariales es el paro de producción en Vaca Muerta, que viene en ascenso por el Plan Gas.Ar y, en particular, por el esquema de suspensiones con reducción salarial que aceptó la organización sindical a lo largo del 2020. Ahora, el sindicato que conduce Guillermo Pereyra […]

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China aumentó su capacidad para refinar petróleo durante la pandemia e incluso lo superó

La Administración de Información Energética de Estados Unidos dio a conocer un informe estadístico que da cuenta de que China aumentó su capacidad para refinar petróleo durante la pandemia e incluso lo superó, a pesar de la guerra económica en la que se encuentra desde la administración Trump y que con el nuevo gobierno no parece cambiar de rumbo. Si bien Estados Unidos sufrió una disminución de la demanda durante 2020 así como de las actividades relacionadas con el petróleo en el país, China se benefició de este cambio internacional y, a diferencia de Estados Unidos, las importaciones de petróleo […]

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La petrolera francesa Total cierra una planta de gas cercana a Palma, la ciudad asaltada

El grupo francés Total evacuó completamente su personal y cesó la actividad de una planta de extracción de gas en el norte de Mozambique, después del asalto yihadista a la vecina ciudad de Palma la semana pasada. “Total se ha ido”, afirmó una fuente de seguridad. El gigante petrolero “decidió evacuar a todo su personal”, precisó otra fuente militar. Drones de vigilancia mostraron que los yihadistas se hallaban en áreas “muy cercanas” a la planta de gas de Afungi. La península de Afungi se halla a 10 kilómetros de Palma, donde el ataque yihadista del 24 de marzo provocó la […]

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Venden a bajo precio y se afecta la calidad de la generación distribuida en México

Border Solar se creó en El Paso, Texas, en 2008 y cuatro años más tarde exploró el mercado mexicano hasta que se constituyó como Border Solar México en marzo de 2013.

Su Director Comercial, Marcelo Urrea, brindó una entrevista a Energía Estratégica y compartió su punto de vista sobre las diferencias entre los dos países en relación con el desarrollo de las renovables y la generación distribuida.

¿Cómo analiza la actualidad en México? 

La reciente reforma energética no está enfocada o dirigida a afectar las reglas de interconexión para la Generación Distribuida (instalaciones en techo / atrás del medidor) actuales, pero creemos que por experiencias que hemos vivido en el mercado del lado de EU que damos servicio, hay mucha probabilidad que al lograr esta primera batalla contra el MEM podría pedir algún cambio en la contraprestación que actualmente ofrece CFE en la modalidad de NET METERING. 

En el mercado americano que participamos nos sucedió con la Utility (Compañía de Luz), que nos toca celebrar las interconexiones, lo cual a partir de diciembre del 2017 cualquier hogar, comercio o industria tiene un cargo mínimo de $30.00 o $50.00 según sea el caso. Pero si lo vemos en este caso, es algo justo porque es una red eléctrica muy confiable. 

Como empresa sabemos y estamos muy conscientes que la energía fotovoltaica en estos momentos no puede operar por sí sola sin agregar equipo adicional para almacenar la energía. Y en estos momentos creo que aún son a un costo muy elevado por lo cual creemos que debemos de mantener buenos términos con la Comisión Federal de Electricidad para el beneficio de todos.  

Marcelo Urrea – Director Comercial de Border Solar México

El tema de subsidios de tarifas en la electricidad en México también ha sido foco de debate en el último tiempo. ¿Cuál es su opinión? 

Es un tema complicado, pero por varios organismos se les ha presentado al Gobierno el beneficio de que en vez de subsidiar energía, apoyen con instalaciones FV para generar su propia electricidad refiriéndonos a hogares que consumen energía subsidiada, que es la gran mayoría de los hogares en México. El beneficio es mucho mayor y a su vez hacen consciente al usuario de desperdiciar energía que es lo que sucede cuando las cosas no te cuestan no las valoras y les das mal uso. 

Pero al final de cuentas, en países como México, cualquier herramienta como esta (subsidio) es una herramienta social para tener a la gente de su lado hablando de el beneficio que le extrae el Gobierno.  

¿Qué diferencias encuentra entre la política energética de México y la de Estados Unidos?

En México existe una sola utility, mientras que en Estados Unidos hay más de 3500 entre utility’s y cooperativas. Estas últimas ponen sus líneas de transmisión y les compran energía a los grandes productores. 

En EE. UU. cada una tiene diferentes reglamentaciones contra una interconexión y cada Estado posee su Public Utility Commission (comisión reguladora de energía) y se regula muy diferente.

Bajo esa misma línea, México es un país complicado para llegar a un acuerdo porque siempre se interponen intereses personales y nos los del bien para la gente. También creo que es importante decir que todos los que nos dedicamos a las renovables, el 99.9%, somos muy cuadrados.Queremos que todo sea renovable y no queremos llegar a una negociación de punto medio y a partir de ahí ganar terreno. 

A lo que apunto es que es un tema complicado que no llega a un acuerdo para beneficio de todos. 

¿Qué modelos de negocios son atractivos o de mayor factibilidad en México por parte de Border Solar México?

El mercado residencial, comercial o industrial, es decir, sistemas 3kW hasta 0.5 MW, en todos los casos son inversiones con muy buen retorno de inversión (ROI por sus siglas en inglés), con plazos de recuperación no mayores a cinco años en el tema residencial si te encuentras en la tarifa doméstica DAC (Doméstico Alto Consumo), existe un ROI de hasta dos años dependiendo en qué parte del país está el sistema FV y que producción anual obtienes por KWDC instalado. 

Bajo ese punto, ¿observa alguna problemática?

Una de las mayores preocupaciones más grandes que vemos en la industria en México es que mucha gente vende muy barato. En el tema residencial, venden kilovatios a $0.75 u $0.80 USD y le bajan calidad a la instalación. 

Para poner en referencia, el promedio del precio del kWh, si se está en la tarifa cara, oscila entre $4 y $4.5 peso MX ($0.20 – $0.22 centavos de dólar). En cambio, si se está en la tarifa residencial en la parte no subsidiada, la tarifa varía entre $0.15 y $0.17 USD. 

Por ejemplo, en el mercado Americano que servimos, así sea que consumamos 1 kW o 10000 kW en residencial, el costo promedio es de $0.10 USD. Y el kW de venta de solar en residencial se ofrece entre USD $3.00 a $3.50 mientras que en México se encuentra entre $0.75 a $1.20 USD.

Por otro lado, creemos que es importante regular las instalaciones que no sean de media tensión y tengan que pasar por algún tipo de inspección para que CFE esté seguro que se está instalando bajo código esas instalaciones FV más pequeñas. Como lo es con las de media tensión que si tienen que pasar por una UVIE (Unidad de Verificación Eléctrica) y una UIIE (Unidad de Inspección de la Industria Eléctrica). 

Es decir, tiene que pasar por una inspección por parte de una tercería para que el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) emita un certificado de que la planta está en condiciones aptas para operar. 

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Licitaciones traccionan ventas para generación distribuida

Como fabricantes, ¿les llamó la atención el lanzamiento de Solicitudes de Propuestas que lanzó el PREPA de Puerto Rico destinado a nuevos proyectos solares con almacenamiento? (RFP 112648)

Sí. Normalmente este tipo de convocatorias que se abren al mercado solar públicamente, incentivan y dan confianza no sólo a grandes inversores sino también a usuarios para generación distribuida. 

Sin lugar a dudas, hay aumentos de consultas para suplir sistemas fotovoltaicos con almacenamiento luego de anuncios así. 

Ahora, los proyectos que más se están desarrollando son sistemas aislados híbridos. 

¿Y en el caso de República Dominicana? 

República Dominicana sigue siendo un mercado bastante importante. Ahí, tenemos un buen incremento de la demanda de inversores y fundamentalmente estamos enfocados en generación distribuida.

Hay muchas expectativas de qué sucederá cuando vengan las licitaciones para nueva generación. No obstante, lograr los permisos, estudios de factibilidad y demás hace que los proyectos tomen su tiempo. Pero ahí estaremos también para grandes proyectos. 

Para el desarrollo de esos proyectos, ¿qué otras plazas identifican como estratégicas en Centroamérica y el Caribe? 

Por otro lado, Panamá, Costa Rica y Nicaragua tienen su atractivo propio y, aunque cada país está teniendo sus retos internos, a todos estos les estamos dando una atención especial. 

La resiliencia eléctrica para estos países son cruciales fundamentalmente luego de huracanes y apagones, una respuesta directa la pueden brindar microrredes aisladas y sistemas híbridos ¿están recibiendo consultas de inversores para este tipo de soluciones?

En México, tuvimos recientemente varios apagones que fueron provocados por diferentes factores, entre ellos la falta de gas, eso ha disparado el miedo de los clientes y hoy buscan más seguridad energética. 

Los sistemas híbridos han tomado bastante protagonismo, aunque sigue siendo un reto el costo de las baterías. 

Sergio Rodríguez, Service Manager para México y Latam de Solis

En generación distribuida, la falta de claridad sobre el neteo en algunos países, ¿complica el desarrollo del sector?

Es una curva de aprendizaje tanto para el gobierno como para la industria y el usuario final. Definitivamente, apostar por las energías renovables, la generación distribuida es el futuro. Todos tarde o temprano vamos a ir hacia allá. El crecimiento dependerá de que si los gobiernos hacen un mayor esfuerzo en promover la inversión privada y buscan la manera de normalizar el mercado. 

¿Qué retos tiene la industria en estos mercados?

El reto principal es el entrenamiento a los que realizan las instalaciones. Sumado a la profesionalizar al sector, la concientización al usuario final para no optar sólo por la opción más barata es también importante. Estamos en un mercado donde las soluciones son a largo plazo y no hay que resignar calidad por precio. 

¿Cómo ayuda Solis a la seguridad del sistema? 

Actualmente, existen dos grandes certificaciones IEC del tipo europea y UL del tipo americana. Nosotros como Solis tenemos productos y soluciones para cada uno de estos mercados; y, cuando aparezca una nueva nos adaptaremos inmediatamente. 

Tenemos una amplia gama. Si tienes una instalación de 700 W hasta 255 kW, tenemos soluciones. Especialmente, ofrecemos 60 kW trifasico en 220, es el inversor más grande en esa capacidad y es justamente para proyectos comerciales e industriales. 

Además de adaptarse a las certificaciones, ¿cómo reciben las innovaciones de otros componentes como los paneles que suman cada vez más potencia y eficiencia? 

Creo que existe una discrepancia entre los fabricantes de módulos e inversores. Uno no puede existir sin el otro. Vemos que los cambios de los paneles es más rápido y los componentes internos de un inversor es electrónica de potencia, no puede cambiar de la noche a la mañana. 

Es una industria en la que no podemos quedarnos dormidos. Estamos buscando la manera de adaptarnos y ofrecer mejoras constantemente. 

¿Qué necesita el fabricante por parte de los gobiernos para continuar sus inversiones en los distintos países?

Si tuviera la posibilidad de entablar una conversación con un político, independientemente del país del que sea, pediría políticas públicas que integren al sector y leyes que den certeza al mercado. 

Ahora bien, la apertura entre los cuatro pilares: sector privado, público, educativo y sociedad en general, es clave.

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“Los inversionistas volverán a tomar el riesgo de moneda local, al menos del lado de equity”

Leonardo Hernández participó del Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy donde hubo más de setenta actores del sector renovable. En el mismo, como punto de partida señaló que ha visto financiación de proyectos con bonos, tanto en México con algún proyecto de ciclo combinado a gas, como así también en Colombia, donde entiende que “allí se puede realizar ese tipo de financiamiento”. 

Sin embargo, destacó que “el mercado de bonos en América Latina no tiene mucha experiencia”. Y la visión desde Marathon Capital “siempre es mejor hacer una financiación como mini Perm (financiación a corto plazo), con un exit a mercado de capitales, para no tener que pasar el riesgo de construcción”. 

Leonardo Hernández es Director de Marathon Capital

Por otro lado, una de las cuestiones a tener en consideración según palabras de Hernández, es el tema político en diferentes países de la región. Ante ello, aclaró que “hoy en día México es un poco más complicado de manejar, Argentina tiene sus complejidades y luego hay países como Chile, Perú o Colombia donde es más fácil de manejar”. 

“En estos últimos países al menos los inversionistas que traemos a la región pueden procesar y asimilar más fácil los riesgos políticos y económicos”, agregó.  

Ya en lo que respecta a las desigualdades entre la pre y post pandemia, el panelista reconoció que le sorprendió que “quizás antes del COVID, veía más inversionistas dispuestos a tomar el riesgo de moneda local, sobre todo en países como Colombia y México”. 

“Había un mercado grande donde llegaban a tener confort a que en el largo plazo, si el proyecto está anexado a inflación, ésta reflejará la devaluación pues por lo tanto va a estar indirectamente amarrado al dólar”, añadió. 

Pese a ello, el Director de Marathon Capital apuntó que “cuando se disparó el COVID y las tasas de cambio se doblan en algunos, todo el mundo se acuerda de que existe el riesgo de moneda local y vuelve a tener un poco de temor”. 

De todos modos, cree que “a medida que la situación se calme, los inversionistas volverán a tomar el riesgo de moneda local, al menos del lado de equity, y verlo como algo inherente a invertir en Colombia, Brasil o en México en ciertos casos”. 

Incluso, hay países donde el sector de las energías renovables como un motor de recuperación en la economía. “Creo que eso ayuda porque es un sector que en mayor o menor medida continuó y los proyectos se han movilizado. Países como Colombia, Chile, Perú o Brasil, de alguna forma el sector va a retomar esa tragedia y a fortalecerse aún más”, opinó. 

Por último, Leonardo Hernández contó que tuvo diálogo con un banco de México y en dicha conversación preguntó cuál fue el impacto en las tasas previo y posterior al COVID, a lo que le informaron que “aproximadamente entre cincuenta y setenta y cinco puntos básicos en el costo de deuda”. 

“Esos 50 puntos han ido decreciendo, ya que era más alto en meses pasados y ha decaído”, hecho que puede ser favorable a futuro si continúa con dicha evolución. 

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Panamá avanza en la ejecución de más de 700 MW de energías renovables

Panamá destaca entre los países que lideran la transformación energética mundial. Recientemente, las Naciones Unidas nombraron al país como uno de los «Campeones Globales» que impulsan medidas concretas en pos del cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible y la Agenda 2030. 

En detalle, desde el Gobierno plantearon una serie de lineamientos estratégicos en su Agenda de Transición Energética 2020-2030 que empezaron a trazarse a partir de mesas de trabajo multisectoriales que incluyen a todos los actores que intervienen en el sector. 

Según precisaron desde la Secretaría de Energía, en un par de semanas se lanzará el primer el análisis de la agenda de transición energética y su impacto en la reactivación económica post COVID-19. 

“Este estudio lo desarrollamos en conjunto con el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo, donde comprobamos cómo las energías renovables, acopladas a la movilidad eléctrica, permiten incrementar el PBI del país junto a la creación de nuevos y adicionales empleos”, adelantó Rosilena Lindo, subsecretaría de Energía de Panamá. 

A las claras se puede ver que el país está apostando por el desarrollo de nuevos proyectos. Entre los que se encuentran ejecutándose, Rosilena Lindo precisó durante la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy:

“Existen más de nueve proyectos solares en construcción, mayormente en la parte centro y oeste del país que suman alrededor de 67 MW de capacidad instalada», precisa.

Y agrega que «en operación tenemos 340 MW en capacidad instalada en tecnología solar y 41 MW de autoconsumo».

Siguiendo con el detalle precisa que «en generación eólica Panamá cuenta con 270 MW en operación, en construcción hay 66 MW y seis proyectos más ya con licencias definitivas que están en proceso de diseño”. 

Si se suma todo aquello y se incluye a los seis proyectos que estarán listos para 2023, Panamá tendría operativo alrededor de 746 MW renovables en menos de tres años. 

“Con la reciente aprobada agenda de transición energética, visualizamos la oportunidad para que el mercado crezca, incluyendo un activo de los prosumidores en el proceso”, pronosticó la autoridad de gobierno consultada durante el panel: La apuesta de los empresarios para las subastas de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe.

Consulte sus declaraciones completas en el video de la transmisión en vivo (ver).

Rosilena Lindo Riggs – Subsecretaria Nacional de Energía

 

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Rosío Antinori: “La Legislatura como el gobierno de Kicillof no ven a las renovables como una política de Estado”

¿Cómo avanzó la adhesión de Buenos Aires a la Ley Nacional de Generación Distribuida?

La provincia de Buenos Aires directamente no ha avanzado en la adhesión a la Ley Nacional. Hay que decirlo claramente: tanto la Legislatura como el gobierno de Axel Kicillof, no ven a las renovables como una política de Estado. 

En el Recinto de la Cámara de Diputados solo se habla de energía cuando se quiere tratar un tema de tarifas. Sabemos muy bien que las renovables, y sobre todo la generación distribuida, tienen una implicancia directa en la composición de la factura eléctrica pero también, y esto es lo importante, que implican un sinfín de beneficios, directos e indirectos, para la sociedad. 

Es lamentable el desinterés que demuestra este gobierno en cualquier debate que implique una transformación positiva hacia modelos de producción más sostenibles. Tenemos la oportunidad de poder generar puestos de trabajo, aumentar la producción, bajar costos, diversificar la matriz energética, mitigar los efectos climáticos, entre tantas otras cosas, y esta gestión mira para otro lado. 

¿Cuándo cree que resultará tal adhesión?

La provincia va a adherir cuando haya una voluntad política real, y no meramente discursiva, de comenzar a trabajar en estas cuestiones. En la Legislatura, hay muchísimos proyectos que realmente proponen un nuevo rumbo, un nuevo camino de producción y de sostenibilidad y que sin embargo no son tratados ni trabajados. Ideas sobran, pero falta voluntad. 

Cuando decimos que necesitamos políticas de Estado, estamos diciendo que necesitamos consensuar políticas en áreas claves para que se consoliden en el largo plazo. Y si hablamos de áreas claves, considero que la energía quizás sea la más importante de todas. 

¿Por qué considera que Buenos Aires aún no ha adherido?

Porque no está la voluntad política para hacerlo, porque el tema energético no es una prioridad para este Gobierno. Y esto es un gravísimo error que se está cometiendo y que nosotros, como sociedad, estamos permitiendo. Debemos involucrarnos y reclamar avances en materia renovable, porque no hay ningún otro recurso tan definitivo como la energía para determinar la calidad de vida de las personas.

Si realmente al gobernador le interesaran los sectores más vulnerables, en vez de hablar de tarifas, estaría pensando en democratizar al sector energético y mejorar la generación de este recurso, así se podrían reducir brechas sociales y aliviar económicamente no solo a usuarios sino también a pymes y comercios.

¿Qué rol considera que ocuparía la provincia en la ecuación del sector renovable?

Más allá de que es importante este tema a nivel federal y es valioso que cada provincia se sume, el rol de la provincia de Buenos Aires será fundamental. Allí se concentra el mayor consumo y la mayor producción. Provincia agroindustrial por excelencia, que demanda en torno al 47% de la energía eléctrica generada en todo el territorio nacional y que concentra el 63% de los usuarios industriales de gas.

Incorporar a las renovables en el sector domiciliario e industrial realmente implicará una diferencia notable y creo que le dará la fuerza necesaria al sector para que termine de despegar. 

¿Cuáles son sus expectativas a futuro?

Espero que este año realmente podamos dar el paso que falta para para que los bonaerenses tengan la posibilidad de generar energía e inyectarla a la red. Son muchos los años trabajando en este tema y no vamos a aflojar. 

Estoy convencida de que hacer realidad este derecho y democratizar la energía, significará una revolución energética para todo el país. El futuro energético inmediato debe ser con las renovables dentro del hogar y estoy segura que lo vamos a lograr.

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Total se bajó de la licitación y Excelerate operará el barco regasificador de Bahía Blanca

YPF anunciará hoy el ganador de la licitación para suministrar el barco regasificador de LNG que operará en Bahía Blanca a partir del mes de mayo. La francesa Total, una de las mayores petroleras privadas del planeta y segundo productor de gas del país, y Excelerate Energy, la empresa propietaria del buque regasificador amarrado en Escobar, se disputaban mano a mano la compulsa. Pero en las últimas horas, Total comunicó que se bajará del proceso. Por lo que Excelerate se quedará con el millonario contrato que será costeado por la estatal IEASA (ex Enarsa). Así lo confirmaron a EconoJournal fuentes gubernamentales y allegados a la petrolera francesa. Es una decisión estratégica de cara a garantizar el abastecimiento de gas natural durante los meses de invierno.

Excelerate partía como la favorita en la licitación. De hecho, la línea técnica de YPF exploró la posibilidad de adjudicarle a la compañía en forma directa la contratación del barco regasificador, aprovechando que las dos empresas habían firmado un contrato a 10 años en 2011 que podía ser reflotado. Excelerate estuvo a cargo entre 2008 y 2018 del suministro y operación del buque instalado en el muelle de MEGA en Bahía Banca. Sin embargo, IEASA no validó la contratación directa de Excelerate y promovió una licitación internacional.

Primero lanzó una convocatoria de manifestación de interés. Se presentaron varias firmas interesadas en participar del proceso. Algunos grandes jugadores como Gazprom y Trafigura. Y otros menos conocidos como la española LGN9. Pero finalmente, formalmente, en la compulsa convocada por YPF (por cuenta y orden de IEASA) se inscribieron dos: Excelerate y Total.

Punto de partida

Excelerate contaba, además, con una importante ventaja competitiva: es dueño del brazo de descarga de LNG instalado en Bahía Blanca. Aún así, Total presentó una oferta competitiva, señalaron fuentes gubernamentales. Pero optó por retirarse del proceso cuando YPF avanzó con consultas de detalle para cerrar el análisis técnico de las ofertas. Por caso, el pliego elaborado por la petrolera e IEASA estipulaba que la tarifa por el alquiler del barco se cobraría a partir del día en que la embarcación se instale en Bahía Banca. Total propuso empezar a cobrar su fee diario desde que el barco esté en viaje en camino hacia la Argentina.

La contratación de la tripulación fue otro punto de compleja resolución. La petrolera europea exploró la posibilidad de conseguir un waiver en la obligación de contratar operarios locales que rige para los barcos que pasen más de 30 días en el país. Pero el gobierno no accedió a ese planteo. Frente a ese escenario, finalmente Total optó por salir de la compulsa.

Análisis

Fuentes cercanas a Excelerate plantearon a este medio que “estaban tranquilos, a la espera de la resolución”. “Se presentó una oferta súper competitiva que posicionó a la compañía en una posición ventajosa. Era muy difícil, casi imposible, que otra empresa pueda ser más barata”, añadieron. La empresa instalará en Bahía el mismo buque que estuvo amarrado en el muelle de MEGA hasta diciembre de 2018, por lo que facilitará la homologación de las normas de seguridad de los proveedores de LNG. Se espera que este año se compren unos 16 cargamentos de gas licuado para la terminal.

Desde la Secretaría de Energía, por su parte, destacaron que la licitación permitirá reducir los costos de regasificación de gas de Bahía Blanca.

Da la impresión que YPF está más cómodo con que gane Excelerate, por la experiencia que tienen y que lo hacen (el proceso de regasificación) con solvencia. Total quiso intervenir desde hace muchos años, pero nunca pudo. Espero que esto sirva al menos para bajar los costos”, comentó un colaborador del secretario Darío Martínez.  

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Guzmán insiste con que las tarifas acompañarán a la inflación para mantener estables los subsidios

Pese a la resistencia que provoca dentro del propio gobierno, el ministro de Economía, Martín Guzmán, reitero que este año los subsidios energéticos se mantendrán estables con relación al Producto Interno Bruto. Para que ello ocurra las tarifas deberían acompañar a la inflación, estimada en torno al 30% para este año. Sin embargo, desde los entes reguladores vienen diciendo que los aumentos oscilarán entre 7% y 9%. Lo que dijo Guzmán ahora es que ese sería solo el primer aumento y hacia fin de año habría otro ajuste a partir de la puesta en marcha de una segmentación tarifaria.

Este tema de los subsidios es un tema importante, porque si aumentan los subsidios en relación al producto significa que estamos destinando más recursos a algo que no es gasto de alta calidad. Necesitamos destinar más recursos a la ciencia, a la innovación en el desarrollo, a la educación, a la salud pública, a la infraestructura pública. Y estamos trabajando para eso”, aseguró Guzmán.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, tomó distancia públicamente con respecto a esta postura al afirmar hace algunos días que “nuestra hoja de ruta además del presupuesto es nuestra plataforma electoral”.

-¿En qué sentido? –le preguntaron en Radio Con Vos.

-Uno de los puntos más importantes de nuestra plataforma electoral estuvo vinculado con la política tarifaria del gobierno anterior y con la necesidad de reformular esa política tarifaria. Hoy estamos asistiendo a una renegociación tarifaria que nos va a permitir dejar atrás la RTI del macrismo e iniciar un camino de una política tarifaria que tenga foco en la recuperación del poder adquisitivo y de la actividad económica. –respondió Basualdo.

La semana pasada Basualdo fue más allá y aseguró en C5N que “el aumento de tarifas, si es que hay, va a acompañar la recuperación del poder adquisitivo de los trabajadores y de la actividad económica en general”. Cuando le pidieron un porcentaje de aumento estimado dijo que “entre 7 y 9 por ciento resulta algo razonable”. Un porcentaje similar autorizaría el Enargas que conduce el interventor Federico Bernal.

A Guzmán le preguntaron este sábado en CNN en Español por estas declaraciones de subordinados suyos que contradicen los planes de Economía y los planes de los entes reguladores que autorizarían subas por debajo de lo que desea Economía. Lo primero que aclaró el ministro es que los entes reguladores no están bajo su órbita. “Los entes no dependen del ministerio de Economía, dependen directamente del presidente, pero se trabaja de una forma coordinada”, sostuvo sin hacer ninguna referencia a Basualdo, quien en teoría sí es un subordinado suyo.

Luego insistió con que la suba tarifaria acompañará la inflación, pero en dos etapas. “Los aumentos de los que estamos hablando son aumentos que tienen que ver con mantener ciertos equilibrios y salir del esquema que adoptó Juntos por el Cambio, que implicaría aumentos de arriba de 100 por ciento de las tarifas para todo el mundo. Nada así se va a hacer. Posiblemente se parta en dos: un aumento general y después, en el marco de una ley de emergencia tarifaria que el presidente anunció en la Asamblea Legislativa, haya aumentos o quita de subsidios para quien lo necesita y se mantenga el subsidio −o incluso se agrande− para quien lo necesita, que es la tarifa social”, remarcó el ministro.

Guzmán agregó después que “es posible que la parte que es igual para todo el mundo sea de dos dígitos y se reparta en dos partes. Y que, como digo, a lo largo del año cuando vayamos identificando a quien no necesita el subsidio o que no es quien más lo necesita, esos reciban un aumento más alto y eso implique que se pueda cumplir con la meta del presupuesto y que por lo tanto el Estado cuente con los recursos para poder invertir en la educación y en todo lo demás”.

Por último, el ministro insistió con que el objetivo sigue siendo que los subsidios energéticos no superen este año el 1,7 por ciento del Producto Bruto. “Esa es la meta establecida en el presupuesto y eso es para lo que se está trabajando. Insisto, esto sí que es muy importante: lo que estamos haciendo es ordenar esta cuestión del cuadro tarifario, estaba muy desordenada. Si no hacíamos nada e íbamos con el esquema del gobierno anterior, eso le hubiera hecho mucho daño a la gente. Si se congelasen las tarifas, eso también le haría mucho daño a la Argentina. Hay que tener un equilibrio y en eso estamos trabajando”, concluyó.

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Una inversión de 350 millones de dólares es la apuesta a la segunda Yacyretá

Se trata de la represa Aña Cuá, que prometen quedará lista en cuatro años. Esta semana comenzaron a llenarse de hormigón los cimientos de Aña Cuá, una segunda represa hidroeléctrica ubicada a tan sólo 15 kilómetros de Yacyretá. Aña Cuá es una suerte de parte 2 de la “película” de Yacyretá. Si la primera fue una verdadera “pesadilla” en su etapa de construcción, por los sobrecostos, el tiempo que demoró tenerla operativa y el enorme impacto ambiental que generó, esta saga promete ser todo lo contrario. “Trabajamos para hacerla en tiempo y forma, tenemos apenas un mes de retraso por […]

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US$ 470 millones en inversiones para proyectos de litio

En un contexto de suba del precio de la tonelada a nivel mundial, el gobierno espera para este año alrededor de US$ 470 millones en inversiones para proyectos de litio. Sólo dos están en operación comercial. El resto está en construcción o en exploración. El 86% de la inversión será para ampliación y construcción de las plantas. Después de caer abruptamente entre 2019 y 2020, el repunte del precio de la tonelada de litio en lo que va de este año llegó en marzo a casi el 90%. El incremento del precio está dado por las expectativas de mayor demanda […]

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Vaca Muerta: récord absoluto de fracturas en el mes de marzo

Durante el mes pasado se realizaron 733 punciones para poner en producción nuevos pozos. Es el nivel más alto desde el inicio de los trabajos en la formación. YPF lideró la actividad pero en total hubo ocho empresas trabajando en sus pozos. La reactivación de las operaciones en Vaca Muerta está marcando una nueva etapa en la formación no convencional ya que junto a los récord de producción que desde diciembre se vienen registrando mes a mes, durante marzo la cantidad de etapas de fractura realizadas para poner en producción nuevos pozos también marcó el récord absoluto de Vaca Muerta, […]

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Nación lanzó un plan para que la industria pueda acceder a dólares de exportaciones

El ministerio de Economía definió un régimen de fomento a grandes inversiones. Como contrapartida, las petroleras y otras empresas accederán a dólares. El ministerio de Economía anunció la implementación de un nuevo régimen que establece que las empresas de los sectores foresto-industriales, mineros, agroindustriales, hidrocarburíferos y de industrias manufactureras que inviertan 100 millones de dólares o más podrán disponer del 20% de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas a las nuevas inversiones. El tope será de hasta un máximo anual equivalente al 25% del monto bruto de divisas ingresadas en el Mercado Libre de Cambio para financiar el desarrollo […]

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La Pampa: Matías Toso pidió estímulo para las áreas marginales

El secretario de Energía y Minería de la Provincia de La Pampa, Matías Toso, participó de una reunión de trabajo con el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y representantes de provincias productoras de hidrocarburos agrupados en la Ofephi. El pampeano pidió que la nueva ley de promoción de los hidrocarburos «contenga herramientas para estimular la actividad en las áreas marginales», como son la mayoría de las áreas pampeanas. El secretario de Energía y Minería de la Provincia de La Pampa, Matías Toso, participó junto a autoridades de otras provincias petroleras, de la convocatoria realizada por el secretario […]

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Cambio climático: un tribunal rechazó la demanda de Nueva York a cinco petroleras

Un tribunal federal de apelaciones rechazó este jueves la demanda de la ciudad de Nueva York contra cinco grandes petroleras a las que responsabiliza del coste de adaptarse al cambio climático y consideró que el asunto se debe dirimir por otras vías. El tribunal de apelaciones del Segundo Distrito de Manhattan falló a favor de Chevron, ConocoPhillips, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell y BP debido a que no consideró adecuado que la demanda se presentara inicialmente a nivel estatal y que el cumplimiento de las leyes sobre polución son responsabilidad de la Agencia de Protección del Medio Ambiente (EPA). Además, […]

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Inversiones por 26 mil millones de pesos para San Luis

El gobernador Rodríguez Saá hizo el anuncio al dejar inaugurado un nuevo año legislativo en la provincia. Señaló que se apunta a “la creación de empleo de calidad”. El gobernador de San Luis, Alberto Rodríguez Saá, afirmó, en la apertura de la XXXIV período bicameral de sesiones ordinarias legislativas, que su gobierno invertirá 26 mil millones de pesos para “movilizar todas las estructuras económicas” que se paralizaron por la pandemia de coronavirus. A lo largo de su discurso, que se extendió por aproximadamente dos horas, el mandatario anunció las obras y los programas diseñados, para que esa movilización tenga como […]

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El petróleo sube tras el anuncio del grupo Opep+ sobre aumento de la oferta

Los precios del petróleo subieron hoy tras la decisión de los miembros del grupo Opep+ de reducir sus recortes de producción de crudo a partir de mayo. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en junio cerró en Londres a US$ 64,86, lo que supuso una suba de 3,37% respecto al cierre de la jornada anterior. En tanto, en Nueva York, el WTI estadounidense para entrega en mayo subió 3,87% hasta US$ 61,45. El mercado sólo tenía ojos para la cumbre ministerial de la alianza formada por los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo […]

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Vertido de petróleo, procedente de Israel, ya casi afecta toda la costa libanesa

El derrame de crudo identificado a mediados de febrero en aguas israelíes se ha extendido a casi toda la costa del vecino Líbano después de que las corrientes marítimas empujasen en las últimas semanas el bitumen hasta el norte del país mediterráneo. “Ahora lo hemos visto en Batroun, en Chekka, en Aamchit, todas  en el norte, de modo que se puede asumir con certeza que ha alcanzado casi toda la costa libanesa”, informó el director de Programas de la organización ecologista Greenpeace para Oriente Medio y el Norte de África, Julien Jreissati. No existen cifras actualizadas del alcance del derrame, […]

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El IAPG tiene nuevo presidente para la Seccional Comahue

Se trata de Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF. Detalló que uno de sus objetivos es afianzar el vínculo con las universidades. Pablo Iuliano es el nuevo presidente del IAPG Seccional Comahue. La comisión directiva comunicó que el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF tomará las riendas de la entidad en la zona patagónica. La decisión se tomó en marzo y contó con un apoyo unánime en la votación que se desarrolló en Neuquén. Informaron que el Iuliano hará foco en una agenda técnica, atravesada por la educación, el ambiente y las nuevas generaciones de la […]

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Mejía sobre inversiones en renovables: “Queremos dejar una estructura institucional independiente de quien gobierne”

En 2019, durante las subastas de largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, la actual gestión de Gobierno de Iván Duque adjudicó 14 proyectos eólicos y solares, por 1.958,2 MW.

Los emprendimientos eólicos (9 por 1584 MW) son los que presentan mayor desafío al momento de su montaje. No sólo porque requieren de la aprobación de las comunidades para su construcción y de líneas de transmisión para el despacho de su energía, sino por los desafíos logísticos que presenta.

Durante la jornada 1 del Wind & Solar Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Pablo Mejía González, Director de Infraestructura del Ministerio de Transporte de Colombia, comentó que la gestión nacional está trabajando en todos estos frentes.

“Queremos dejar una estructura institucional que pueda responder de manera adecuada independientemente de quien gobierne y que se pueda garantizar al inversionista que lo que está haciendo hoy va a poder tener continuidad en el mediano plazo”, destacó el funcionario.

Explicó que desde el Ministerio de Transporte están desarrollando puntualmente la tarea logística. “Nuestro ejercicio preliminar fue identificar cuál es la situación de la infraestructura tanto portuaria como de carretera necesaria para trasladar los equipamientos de los proyectos eólicos hasta su emplazamiento”, indicó.

Recordó que los equipos para los parques eólicos son cargamentos extra pesados y extra dimensionados. “Nuestra infraestructura normalmente no está construida para su transporte pero con el apoyo de los agentes logísticos, logramos que se pueda adecuar de manera temporal para que se pueda transitar”, señaló.

Mejía consideró que no se trata de una tarea sencilla, ya que hay que realizar muchos cambios: desde los canales de acceso a los puertos para que los buques que traen las piezas eólicas puedan ingresar, hasta que el descargue se pueda realizar de manera adecuada y que luego los equipos se puedan trasladar hasta los sitios de emplazamiento.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Cabe recordar que en el Departamento de La Guajira hay dos puertos: por un lado, Bolívar, que está ubicado en el municipio de Uribia.

Es el puerto más grande de Colombia. Se ubica sobre la cabeza sur de la Bahía Portete, a 75 km al norte de Uribia y a 166 km de Riohacha en un área de baja pluviosidad y vientos permanentes.

Por otro lado, está el Puerto Brisa. Cuenta con una ubicación estratégica en el Departamento de La Guajira a lo largo del Mar Caribe en la parte norte de América del Sur, posee 66 pies de profundidad y será capaz de recibir buques de hasta 180.000 toneladas DWT.

“Desde Colombia tenemos un reto muy importante en términos de lo que viene en los próximos años”, destacó el Director de Infraestructura del Ministerio de Transporte y resaltó: “Tenemos 9 proyectos muy importantes, muy grandes que van a iniciar la transformación de la matriz energética del país”.

Recalcó que el avance de estos proyectos “no puede depender del Gobierno que esté en el momento”. “Tenemos una transición que va a durar años y por lo tanto dejar una institucionalidad clara para desarrollar proyectos de energías renovables va a ser muy importante”, enfatizó.

Y precisó: “tenemos previstos para los próximos 10 años inversiones de hasta 22 billones de dólares en infraestructura”.

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Fue dado de baja el proyecto eólico más grande de la región de Biobío

El pasado miércoles 31 de marzo, el señor Juan Francisco Mackenna García-Huidobro, en representación de Quilleco SpA, manifestó ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) su voluntad de desistirse del procedimiento del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del «Parque Eólico Peñasco Ventoso».

El proyecto, que iba a contar con 468 MW, fue entonces formalmente paralizado en su avance de licenciamientos ambientales por la propia empresa.

El emprendimiento iba a generar inversiones por 325 millones de dólares, de acuerdo a lo informado por la propia Quilleco SpA.

Su avance en el desarrollo de fases y posterior construcción había generado grandes expectativas, sobre todo en la Región de Biobío, allí donde se iba a emplazar.

Es que se iba a transformar en el proyecto más importante de esa zona. El Parque Eólico Peñasco Ventoso contemplaba la construcción y operación de 81 aerogeneradores, cada uno con una potencia nominal de 6 MW.

Por su parte, el seremi de Energía, Mauricio Henríquez, había declarado a la prensa que esta iniciativa, de 468 MW, contaría con una potencia superior a lo que generaba el complejo termoeléctrico a carbón Bocamina, en la localidad de Coronel (478 MW unidad 1 y 2).

Esto “constituye una buena noticia desde el punto de vista ambiental, porque permite ir dejando atrás la dependencia energética basada en combustibles fósiles”, había enfatizado oportunamente el funcionario.

Quilleco SpA evaluó que la energía generada iba a ser evacuada a través de una canalización subterránea de 33 kV, que conducirá la energía eléctrica desde cada aerogenerador hacia la Subestación Elevadora Peñasco Ventoso 33 kV/200 kV desde donde se conectará, a través de una Línea de Transmisión Eléctrica (LTE) de una longitud aproximada de 5 km y tensión de 220 kV, a la futura Subestación Seccionadora Peñasco Ventoso.

Esta última seccionará la línea existente 2×220 kV Rucúe-Charrúa, propiedad de Colbún Transmisión S.A para entregar la energía al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Sin embargo, ahora la iniciativa quedará postergada por parte de la empresa, la cual seguramente haga una nueva presentación en el futuro.

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Fábrica brasileña de Vestas alcanzó 2GW de producción de nacelles

Esta semana, la Fábrica de Vestas de Brasil, ubicada en Ceará, alcanzó otro objetivo de producción: 2 GW de nacelles V150-4,2 MW.

De los nacelles para turbinas en las modalidades de 4,2 MW y 4,5 de potencia que componen los 2 GW, se han entregado 402 unidades y, de ellas, 294 ya se han instalado en parques eólicos brasileños.

Helcias Cocino, director de la planta, explicó sobre el logro: «Una cifra así no se ha conseguido por casualidad ni por suerte, sino por el trabajo duro, la persistencia y el verdadero apoyo del equipo en todas las áreas».

Siguiendo la idea agrega que «en nombre de la Fábrica de Fortaleza, me gustaría expresar nuestra gratitud a cada uno de los que, juntos, han hecho posible que este logro se haga realidad. Y ahora, ¡esperamos nuevos logros que aún están por llegar!».

Días atrás, Joaquim Rolim, coordinador del Núcleo de Energía de la Federación de Industrias del Estado de Ceará (FIEC), y Jonathan Colombo, Gerente de Relaciones Institucionales, Marketing y Comunicación para América Latina de Vestas, participaron en el vivo “Energía Eólica, capacidad instalada y potencial de crecimiento para Ceará».

Según Rolim “las torres eólicas pasaron de una altura de 50 metros en 2000 a 150 metros en la actualidad. También existe la posibilidad de generar energía eólica en el mar, y los nuevos potenciales identificados son 94.300 MW para la generación eólica en tierra, 117.000 MW en el mar y 643.000 MW para la generación solar fotovoltaica que consume Brasil”.

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Portezuelo del Viento: en Mendoza abren la oferta económica y la licitación entra en la etapa final

El ministro de Planificación e Infraestructura Pública, Mario Isgro, junto al director de Emesa, Pablo Magistocchi, presidieron la última apertura de sobres del proceso licitatorio para la construcción de la presa hidroeléctrica multipropósito Portezuelo del Viento. La oferta económica, contenida en el sobre N°3, tiene seis variables que van desde los 884 millones de dólares hasta los 1.063 millones de dólares. Los costos calculados por la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Malal–Hue son la última instancia del proceso de licitación y el paso anterior a la adjudicación definitiva de la obra, previo análisis de las ofertas, sobre las cuales seguramente […]

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Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: Kalmus convocó a las autoridades energéticas para escuchar sus propuestas

El secretario de Energía convocó a las autoridades energéticas de las provincias petroleras, para escuchar sus propuestas sobre los principales elementos que debería tener un programa de fomento y promoción de la Industria. Santa Cruz tuvo a su representante. El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con los ministros de Energía de las provincias productoras de gas y petróleo para analizar propuestas que puedan sumarse al proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que remitirá el Gobierno nacional al Congreso. El encuentro de trabajo fue parte de la ronda de reuniones con los principales actores del […]

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President Energy reporta grandes avances en el país

La compañía de exploración y producción enfocada en América del Sur, President Energy, dijo el miércoles que “se espera que el nuevo pozo LB-1002 en el campo Las Bases en Río Negro, Argentina, cumpla con las expectativas más adelante en el día”. La empresa que cotiza en AIM dijo que los planes de perforación en Río Negro seguían bien encaminados, y agregó que se espera que la nueva instalación de tratamiento de petróleo esté operativa a fines de junio y se ajusta al presupuesto. En Salta, Argentina, se llevaron a cabo discusiones avanzadas sobre la puesta en servicio de la […]

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RenovAr 3: faltan contratos por firmar, pero los empresarios plantean facilidades para financiamiento

Marcelo Álvarez, Director de Expansión Regional de ITASOL dio su postura acerca de la resolución de los contratos adjudicados al Programa RenovAr, apuntando principalmente a MiniRen – Ronda 3, y brindó una alternativa para llegar al 20% de generación limpia para 2025. La semana pasada la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) mandó cartas de intimación a la mayoría de las empresas que están atrasadas. En las mismas dice que cobrará las pólizas de caución si no se procedía de inmediato a cumplir con el contrato. Pero los problemas de los proyectos se separan en dos grandes grupos: […]

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Vaca Muerta: Rosental ganó la licitación y desarrollará el primer parque industrial

El gobierno neuquino otorgó la gestión del emprendimiento al grupo rosarino. Cómo es el proyecto que está previsto para la radicación de pymes y grandes empresas. Rosental Mangement Group ganó la licitación para desarrollar el primer parque industrial en la localidad neuquina de Añelo, el corazón de la formación geológica de Vaca Muerta. Con la recuperación del precio del petróleo y el plan lanzado por el gobierno nacional para la producción de gas, se están reactivando varios proyectos de explotación y producción en la principal cuenca petrolera del país. Al ser consultado, Lisandro Rosental señaló que ya “hay varias empresas, […]

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IMPSA: Para el Ministro Kulfas, es una “posibilidad concreta” que el Estado capitalice a la empresa mendocina

El ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, dijo que es una “posibilidad concreta” que el Estado capitalice a la empresa mendocina IMPSA El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, se refirió al trabajo en conjunto y las negociaciones que realizan el Gobierno Nacional y el mendocino para que la empresa local IMPSA pueda relanzarse y admitió que es una “posibilidad concreta” que se determine la capitalización, aunque dejó en claro que esa decisión requiere un “análisis integral” para que la compañía “se pueda relanzar”. “IMPSA es para nosotros una empresa emblemática, no lo es sólo para Mendoza […]

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Medanito con pérdidas netas por 2.839 millones de pesos en 2020

La petrolera de la Cuenca Neuquina presentó su balance anual con todo el impacto de la pandemia. Su producción de hidrocarburos cayó en todos los segmentos y su pasivo llegó a 15.813 millones de pesos, por sus deudas. La petrolera Medanito concentró gran parte del 2020 en la reestructuración de su pasivo, sin embargo eso no le alcanzó y cerró el ejercicio finalizado el 31 de diciembre del año pasado con pérdidas netas por 2.839 millones de pesos. Así lo informó la empresa en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV). El año de la pandemia le asestó […]

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La Cámara de Empresas del Golfo San Jorge renovó autoridades

Gustavo Twardowski, el nuevo presidente, destacó que la entidad que agrupa a cuarenta empresas proveedoras para la industria hidrocarburífera del norte de Santa Cruz y sur de Chubut ya tiene 20 años de funciones. La Cámara de Empresas del Golfo San Jorge renovó autoridades, y un santacruceño la preside. Se trata de Gustavo Twardowski, gerente general de Petromark. Vale mencionar que él ya se desempeñaba en la vicepresidencia de la Cámara, la que hasta este martes era presidida por Exequiel Cufré, exministro de Hidrocarburos de Chubut. Twardowski destacó que la entidad que agrupa a cuarenta empresas proveedoras para la industria […]

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IEASA: el Instituto de Energía avanza en acciones conjuntas

El presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, junto a la subgerente de Energías Renovables y Eficiencia Energética Lorena Leonett, recibieron al presidente de la empresa Integración Energética Argentina (IEASA), Agustín Gerez, y al subgerente de la misma, Sebastián Bonetto. Durante la reunión se intercambiaron misiones y funciones de ambas instituciones, se comentaron proyectos que lleva adelante el Instituto de Energía de Santa Cruz, en el área de energías renovables principalmente, haciendo hincapié en las mediciones de ríos y puertos santacruceños a través de estaciones de medición instalados. Otro de los temas que se trató, tiene que […]

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Hidrógeno verde: una de las “energías del futuro”

Chile es el único Estado de América Latina que está destinando fondos a esta producción. Los científicos lo dijeron claramente: si queremos evitar los peores impactos del cambio climático debemos encontrar la manera de que las temperaturas globales no sigan subiendo. El desafío es inmenso. Las temperaturas ya están 1 grado centígrado por encima de los niveles preindustriales y, según el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés), con solo elevarse otro 0.5 C los efectos podrían ser devastadores. Ante este escenario, muchos países están buscando urgentemente cómo resolver sus necesidades energéticas sin […]

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RICSA se expande por la región con un propuesta de asesoría integral para el sector energético

RICSA comenzó hace unos años a fortalecerse y liderar el mercado energético en la Argentina y LATAM, brindando asesoría en evaluaciones de proyectos vinculados al sector energético, tanto en el eléctrico como en el de hidrocarburos.

En cuanto a proyectos de inversión en infraestructura energética, RICSA se especializa en elaborar modelos financieros integrales y brindar asesoramiento continuo, a la vez de gestionar y estructurar el financiamiento de proyectos de energía en mercados locales e internacionales. La empresa realiza también estudios técnicos asociados al sector.

Dentro su propuesta integral para el mercado energético y proyectos de infraestructura, RICSA brinda los siguientes servicios:

· Creación y auditoría de modelos y esquemas financieros de proyectos energéticos.

· Estructuración y gestión de financiamiento para proyectos de inversión eléctricos, renovables, de eficiencia energética y Oil & Gas.

· Soporte comercial en los mercados internacionales (Chile, Colombia – Perú).

· Acompañamiento para la comercialización de proyectos de energía.

· Coordinación de equipos interdisciplinarios para la elaboración de due diligences técnicos, económicos y legales.

· Soporte y asesoramiento en el análisis del marco regulatorio.

· Revisión de información y estudios técnicos.

· Preparación documental para convocatorias, subastas y licitaciones públicas y privadas.

La Ley 27.191 tiene por objetivo la contribución de fuentes de energía renovables hasta alcanzar, escalonadamente, un consumo de energía eléctrica a nivel nacional del 20 por ciento para el 2025.

“Es ahí donde vimos la oportunidad de brindar soluciones integrales y a la medida para cada cliente, conjugando nuestro equipo interdisciplinario con experiencia en el mercado energético y financiero, además de nuestras alianzas estratégicas con diferentes actores del sector energético en países como Chile , Colombia y Perú”, sostiene Juan José Preciado, Presidente de RICSA.

Bajo este contexto, las alternativas de acceso al financiamiento en LATAM se vienen ampliando progresivamente, ya se cuenta con un sistema financiero bancario local e internacional. “Nuestro objetivo como asesores es brindarle al cliente la asistencia para el acceso a este abanico de alternativas de financiamiento con las mejores herramientas comerciales y técnicas a fin de seleccionar la opción más conveniente según el proyecto a desarrollar” expresó Juan José Preciado – Presidente de RICSA.

 

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El gobierno espera inversiones por US$ 470 millones en proyectos de litio para 2021

Después de caer abruptamente entre 2019 y 2020, el repunte del precio de la tonelada de litio en lo que va de este año llegó en marzo a casi el 90%. El incremento del precio está dado por las expectativas de mayor demanda mundial de la industria de las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos y tecnológicos. La tonelada de carbonato grado batería d este mineral trepó a 12.600 dólares, el nivel más alto desde marzo de 2019.

En este contexto, en la Argentina, que cuenta con el 17% de los recursos mundiales, se esperan inversiones por alrededor de 470 millones de dólares para el 2021 en proyectos de litio, según indicó una fuente de la Secretaría de Minería a Econojournal, El 86% de ese monto será destinado a la construcción y ampliación de las plantas que tienen los proyectos en los salares del Noroeste argentino. El 10% de las inversiones serán para los desarrollos que están en etapa de exploración y el 4% restante será para el sostenimiento de los emprendimientos.

El gobierno tiene puesto el ojo en 20 proyectos que están en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca, las tres provincias del país que pertenecen al Triángulo del Litio, la zona que la Argentina comparte con Chile y Bolivia y donde están las reservas más grandes del mundo de este mineral.

Producción y construcción

Actualmente hay sólo dos proyectos que se encuentran en producción comercial. El primero es el Proyecto Fénix, que está en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC). Produce desde 1998 alrededor de 20.000 toneladas equivalentes anuales (LCE, según sus siglas en inglés) y con la ampliación proyectada llegará a las 40.000 toneladas por año (LCE).  

El segundo es Sales de Jujuy, que comenzó a producir en 2015 y está ubicado en el Salar de Olaroz. Pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%).

En construcción sólo está el proyecto Cauchari – Olaroz operado por Minera Exar, que pertenece a la compañía canadiense Lithium Americas (45,75%), la china Jiangxi Ganfeng Lithium (45,75) y JEMSE (8,5%). Está ubicado en el salar jujeño Cauchari con 25.000 toneladas anuales de carbonato (LCE).

Hasta el año pasado también estaba en etapa de construcción el proyecto Salar de Centenario – Ratones en la provincia de Salta, operado por la francesa Eramet. Pero, por la caída de los precios y la crisis que generó la pandemia, suspendió las actividades el año pasado. Llevaba invertidos alrededor de US$ 140 millones.

Etapa de exploración

Además de dos proyectos en producción, dos en construcción (uno suspendido), en el Noroeste del país hay 16 proyectos de litio que están en etapa de exploración. En su mayoría pertenecen a firmas canadienses y australianas:

-Los desarrollos en exploración en Catamarca son tres: Sal de Vida, de la australiana Galaxy Resources (Catamarca); Tres Quebradas (3Q), de Neo Lithium (de la firma argentina Liex S.A.); y el proyecto Kachi, de la firma australiana Lake Resources, ubicado en el Salar Carachi Pampa;

-En Salta hay 11 proyectos: Salar del Rincón, de la firma canadiense Enirgi Group; Sal de Los Ángeles, de NextView New Energy (con sede en Hong Kong); Pastos Grandes, de la compañía de Canadá Millennial Lithium; el proyecto PPG en el Salar Pozuelos, de Lithea, la firma minera de la petrolera Pluspetrol; Rincón Lithium, de la empresa australiana Argosy Minerals; Proyecto Mariana, ubicado en el Salar Llullaillaco y perteneciente a las firmas Jiangxi Ganfeng Lithium (82,75%) y International Lithium (17,25%); el proyecto Sal de Oro (Salar del Hombre Muerto), de la compañía surcoreana Posco, que tiene previsto este año iniciar la construcción; el proyecto Salar de Pular de la empresa australiana Pepinnini Minerals, que también tiene en Salta el proyecto de litio Salar del Rincón 2; el proyecto Salar del Hombre Muerto Norte II, de la compañía canadiense NRG Metals; y, por último, el proyecto Río Grande de Lithea (Pluspetrol).

-En Jujuy hay dos proyectos: está el proyecto Cauchari de las compañías Advantage Lithium (75%) y Orocobre Limited (25%); y el proyecto Salinas Grandes (Lithea – Pluspetrol).

-A la lista se suman alrededor de 20 proyectos que están en etapa de prospección.

Según indicaron fuentes oficiales, si se pusieran en marcha todos los proyectos de litio que hay en la Argentina el potencial productivo en carbonato de litio equivalente (LCE) llega a 305 mil toneladas anuales, en su mayoría con calidad batería.

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ADEERA pide reconocer costos para definir las tarifas

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) participó en la segunda jornada de la Audiencia Pública, convocada por el ENRE, que tuvo como objetivo principal definir una tarifa de transición para la distribución eléctrica de las empresas Edenor y Edesur.

Adeera insistió en que “resulta necesario recomponer el Valor Agregado de Distribución (VAD) y ajustarlo a la realidad de los costos para permitirle a las distribuidoras realizar las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y continuar con la mejora de la calidad de la prestación”.

“Existe un atraso de dos años en el ajuste del VAD, única fuente de ingreso de las compañías, que privilegiaron el servicio frente a otras obligaciones. La emergencia sanitaria agravó su situación, pero gracias al esfuerzo coordinado han logrado prestar adecuadamente el suministro eléctrico en sus áreas de concesión”, se destacó.

“Las distribuidoras deben contar con tarifas justas y razonables que les permitan obtener recursos suficientes para cubrir los costos reales de la prestación. La inversión en redes debe ser constante en el tiempo para sostener y mejorar la calidad con la que se brinda el suministro y para ello, se debe establecer un nivel de tarifas que asegure la sustentabilidad del servicio”, expuso el gerente de Adeera,  Claudio Bulacio.

 Adeera asistió a lo largo de los años en más de 120 audiencias públicas en todo el país para promover el mejoramiento de la distribución de la energía eléctrica.

ADEERA está conformada por 48 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en la Argentina.

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Endesa, controlada por Enel, condonó la deuda de 35.000 familias vulnerables en Cataluña

«Hace cinco años era impensable que Endesa asumiera un solo euro de la pobreza energética. Hoy hemos conseguido que condone más de 28 millones de euros». Esta frase de María Campuzano, portavoz de la Alianza Contra la Pobreza Energética (APE) muestra el calibre del documento firmado este lunes entre Endesa, la principal empresa suministradora de electricidad en Catalunya, y la Generalitat (el gobierno catalán) para zanjar la deuda millonaria de 35.518 familias que no pueden pagar los recibos de la luz. El documento no sólo acaba con la deuda pasada, sino que también termina con la ambigüedad en la que se tramitaban las ayudas a los más vulnerables. Hoy una familia pobre tiene derecho a tener luz y a no pagarla. El Govern espera que el resto de eléctricas sigan los pasos de Endesa, mientras que los movimientos sociales confían en extender estos derechos sociales al resto del Estado.

Sin duda se trata de un acuerdo histórico que no existiría sin el empuje de los movimientos sociales iniciado tras la debacle de la crisis financiera. «Hoy es un día para estar contentos», ha dicho este lunes en rueda de prensa, y tras firmar los acuerdos con Endesa, el Conseller d’Afers Socials del Govern, Chakir el Homrani. En Catalunya, 35.518 hogares tienen los suministros contratados con Endesa y no pueden pagarlos. Un 40% más que antes de la pandemia, cuando eran 25.000 los hogares afectados. En total, deben 38,7 millones de euros que la compañía ha asumido que no va a cobrar al completo. Endesa condonará casi el 73% de la deuda, mientras que la Generalitat, las diputaciones provinciales, el Área Metropolitana de Barcelona y el Ayuntamiento de Barcelona les pagarán el resto.

El Govern inició las negociaciones en septiembre del 2019 exigiendo que la compañía pagara el 100% de la deuda histórica con la pobreza energética. La empresa sólo aceptaba condonar el 50%. Al fin, han optado en dividir la deuda en varios tramos. La empresa condonará al 100% las facturas desde el 2015 y el 2018 que suman un total de 17,5 millones de euros. Con la deuda acumulada en 2019, 2020 y la que se genere a partir de hoy, se asume el esquema que Endesa propuso hace dos años. La empresa condonará la mitad de los recibos, y el resto lo pagará la administración. La Generalitat afrontará el 38% de las ayudas y las diputaciones provinciales el 12% restante. En el caso de Barcelona, el ayuntamiento de la capital pagará las ayudas a los barceloneses, el Área Metropolitana asumirá los costes para todos los municipios que incluyen el ente y la diputación se hará cargo de los 250 municipios restantes.

Está previsto que antes del verano la deuda quede saldada. Acabarán así las llamadas constantes por parte de empresas de recobro hacia miles de familias que no tenían dinero para pagar la electricidad y que ha costado la salud mental a más de uno. También se cerrarán todas las causas judiciales en las que Endesa ha llevado a las familias pobres ante los tribunales, y en algún caso los jueces han condenado las familias a pagar deudas inasumibles. «La deuda se contemplará como pagada y estas familias podrán respirar tranquilas», ha expuesto el ‘conseller’ El Homrani.

El acuerdo de hoy solo afecta una empresa, Endesa. Pero el Govern pronostica que el resto de eléctricas que operan en Catalunya acabarán haciendo lo mismo. «Este acuerdo marca un precedente», ha expuesto el ‘conseller’ de Empresa, Ramon Tremosa, cuyo equipo técnico también ha facilitado las negociaciones para lograr el acuerdo.

https://www.elperiodico.com/es/sociedad/20210329/endesa-condonara-recibos-atrasados-11623345

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La firma alemana BMW realizará una inversión de más de 300 millones de dólares en Argentina

La firma alemana firmó un acuerdo en nuestro país y realizará un desembolso de 300 millones de dólares. BMW es una de las marcas que lleva la delantera en su compromiso con el avance de la movilidad eléctrica. La firma alemana estableció como objetivo para 2030, que la mitad de sus ventas sean de modelos completamente eléctricos. Para eso será necesario el litio, para la producción de celdas de batería. Por este motivo, BMW estableció un acuerdo para abastecerse de litio argentino por más de 300 millones de dólares a partir de 2022. La extracción de este metal será realizada […]

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Vaca Muerta: Wintershall Dea inicia el desarrollo de dos campos de petróleo

Pese a la crisis macroeconómica que atraviesa el país, que hace tambalear la base de confianza necesaria para atraer inversiones, la petrolera Wintershall Dea, uno de los principales jugadores del mercado local de gas, apuesta al inicio del desarrollo de dos áreas de Vaca Muerta. La iniciativa coincide con la discusión del gobierno respecto del nuevo proyecto de ley de Hidrocarburos que tiene por objetivo la promoción del desarrollo del upstream de petróleo y gas en el país.

Thilo Wieland

En diálogo exclusivo con EconoJournal, Thilo Wieland, miembro del Directorio y responsable de Wintershall Dea para América Latina, informó que la firma alemana tiene previsto iniciar en abril de este año la perforación de cuatro pozos sobre la formación Vaca Muerta en las áreas Aguada Federal y Bandurria Norte en la provincia de Neuquén. “La idea es iniciar el proyecto lo antes posible. Actualmente se están preparando los sitios de los pozos y analizando los datos de los equipos para minimizar el riesgo en cada paso. Nuestra campaña consiste en analizar detalladamente una variedad de parámetros técnicos que serán decisivos para el desarrollo final”, destacó el directivo.

Entre los desafíos que asumirá la empresa figura el desarrollo de los dos campos en Vaca Muerta en su condición de operador. La compañía cuenta con más de 40 años de presencia ininterrumpida en el país como integrante de consorcios que lideraron la producción de gas. Pero esta es la primera vez opera directamente yacimientos en el país. Apunta, en esa clave, a seguir deriskeando sus activos de Vaca Muerta, a sondear la aplicación de nuevas tecnologías que le permitan ganar eficiencia y reducir los costos, así como también verificar infraestructura.

Thilo Wieland

Lo que necesitamos como empresa es un marco de compromisos financieros a largo plazo”, resaltó Wieland y agregó: “La crisis mostró que debemos tener proyectos flexibles capaces de responder a los mercados cambiantes. Con la situación de pandemia se vio afectada toda la industria a nivel mundial. Sin embargo, América Latina representa para nosotros un lugar de crecimiento y en el caso de Argentina, cada vez que hay una crisis, surge una ruta para encontrar soluciones y emergen nuevamente los incentivos para invertir”.

En el bloque Bandurria Norte, Wintershall firmó un acuerdo con la compañía norteamericana ConocoPhilips, para repartir el equity del bloque en partes igual.

Al mismo tiempo, la compañía avanza en el proyecto Fénix para el desarrollo offshore de gas en la cuenca Austral, junto con sus socios Total y Pan American Energy. “Si bien el panorama es prometedor, estamos revisando el proyecto completo bajo las nuevas condiciones de mercado y cuando terminemos el análisis tomaremos una decisión final”, concluyó Wieland.

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Ley de promoción petrolera: Ofephi avanzó con Energía

El gobernador Omar Gutiérrez se reunió con funcionarios provinciales, en tanto que el secretario de Energía, Darío Martínez, los recibió en la sede de la cartera. El gobernador Omar Gutiérrez, en su rol de presidente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi), reunió a los funcionarios provinciales del áreas energéticas para discutir los ejes de una ley de promoción para la producción petrolera. La agenda petrolera del día se completó con una reunión de trabajo convocada por el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, para avanzar en el proyecto. En la convocatoria con Martínez, cada […]

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En febrero, la inversión anual creció 12,1% y se acelera en comparación con enero

El índice mensual de la consultora Orlando Ferreres se aceleró en comparación con enero y en el primer bimestre del año acumuló un incremento del 8,4%. La inversión creció 12,1% anual en febrero, según el índice mensual de la consultora Orlando Ferreres y Asociados. De esta forma, se aceleró en comparación con enero y en el primer bimestre del año acumuló un incremento del 8,4%. Esta mejora fue impulsada por una mayor inversión en equipos durables de producción (+23,3% anual), fundamentalmente en equipos importados (+44,8%). Al respecto, Ferreres explicó que probablemente sea una cobertura contra un posible futuro salto del […]

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Plan Gas: las productoras acusan que la normativa “resulta de cumplimiento imposible”

En la Secretaría de energía rechazan esta acusación y dicen que son las empresas las que “buscan incumplir con los objetivos del Estado”. El Plan Gas fue una iniciativa del Gobierno para detener la declinación en la producción de gas con un programa a cuatro años que le diera certidumbre a las productoras para invertir. Sin embargo, a menos de seis meses de ser lanzado, las empresas acusan un “cambio en las reglas bajo las cuales comprometieron la realización de inversiones en la producción de gas natural”. En la Secretaría de Energía rechazaron esta acusación y, al contrario, indicaron que […]

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Santa Cruz: Kalmus se reunió con el CEO de CGC para plantear las potencialidades de la provincia

El presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz, Matías Kalmus, mantuvo un encuentro con el CEO de la Compañía General de Combustibles (CGC) Hugo Eurnekian, en las instalaciones de la Corporación América, a los efectos de dialogar sobre las potencialidades de Santa Cruz. Durante la reunión se abordaron diversos aspectos inherentes a la provincia, tales como el pozo Shell que en un corto plazo será habilitado, como así también dialogaron acerca de la extensiva y más importante campaña de exploración que se lleva adelante en la Cuenca Austral en la última década. Otro de los temas que fueron tratados […]

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Tierra del Fuego: debaten un nuevo perfil en la economía

A finales de 2023 termina el régimen de beneficios fiscales. Qué puede cambiar en la provincia que produce celulares y tvs. Postura oficial y privada. En el fin del mundo se está acercando una fecha límite. El 31 de diciembre de 2023 terminan los beneficios que ofrece un régimen de promoción económica que se inició hace casi 50 años y toda la provincia de Tierra del Fuego está a la expectativa de una decisión trascendental para sus habitantes. A pesar de que faltan poco menos de 3 años, tanto el gobierno nacional, el provincial y el mundo empresarial, con una […]

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Petroleros versus Shell: una comisión mediadora resolverá el conflicto

En 10 días definirá si la petrolera tendrá que cambiar el proveedor o podrá continuar operando la misma firma. Hubo una reunión entre el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney y Guillermo Pereyra. A tres semanas desde que se desató el conflicto del gremio de Petroleros Privados con la empresa operadora Shell, por la subcontratación de una empresa proveedora de arenas, aún no hubo una resolución final. El tema quedó en manos de una comisión que dictaminará si corre o no el reclamo que inició la organización sindical. Se trata de la Comisión Especial de Interpretación y Resolución de Conflictos […]

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Los beneficios de los Camiones Scania a GNC y GNL

En marzo del año pasado, Scania Argentina presentó oficialmente sus camiones a GNC y GNL.  Este lanzamiento fue el eje central de la estrategia que la marca sueca denomina “Green Efficiency”. Así, al menos, lo señalaron desde Scania Argentina cuando comunicaron los detalles. La presentación se realizó mediante una serie de conferencias virtuales a través de Zoom. Se trata de una propuesta con múltiples beneficios, no sólo para los transportistas en términos económicos, sino también para el medioambiente y la sociedad, en virtud de las diversas ventajas que un camión a gas, tanto GNC como GNL, ofrece frente al tradicional […]

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Chubut: el intendente recorrió el Parque Eólico Kosten ubicado en Pampa del Castillo

El intendente recorrió este martes el Parque ubicado en Pampa del Castillo, a unos 50 kilómetros de Comodoro. Cuenta con 7 aerogeneradores con una potencia de 24 MW, que estarán operativos al 100% en los próximos 30 días. “Es muy importante que empresas internacionales inviertan en nuestra región”, destacó. El intendente Juan Pablo Luque visitó este martes el Parque Eólico Kosten, ubicado en Pampa del Castillo, que se pondrá en funcionamiento en el corto plazo. “Debemos apostar a la diversificación productiva y las inversiones en energías renovables nos generan grandes expectativas a futuro”, destacó. Se encuentra a 50 kilómetros al […]

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Axion “rompe” el mercado del diesel con X10

Allá lejos, YPF con un 55% del mercado, luego Shell con 19% y detrás Axion con 17%. Con el objetivo de ser la primera operadora privada del mercado, la empresa de Pan American Energy “rompe” el mercado del gasoil al ofrecer solo variedades ultra bajas en azufre, es decir, sus dos opciones de diesel tienen estándar Euro 5 / 6 (y el gasoil es el 60% del total de naftas). Axion eligió Córdoba para presentar ayer lunes lo que hoy lanzará formalmente (desde el Hotel Alvear) a todo el país: sus Diesel X10 que tanto en su versión “común” como […]

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Legisladores del Frente de Todos buscan que Chubut recupere el control de la generación de la represa Futaleufú

Un grupo de seis legisladores del bloque del PJ-Frente de Todos presentaron en la Legislatura de Chubut un proyecto para crear un nuevo marco regulatorio de la actividad hidroeléctrica de la cuenca del Río Futaleufú. La iniciativa pone el foco en la renta que genera la represa homóloga, cuyo contrato de concesión favorece a Aluar y finaliza en 2025.

El objetivo del documento —al que accedió EconoJournal— es garantizar el suministro de energía a precio preferencial no solo al complejo industrial Aluar sino también a la región cordillerana de la provincia, comprendida por los departamentos de Cushamen, Futaleufú, Languineo, Tehuelches, Río Pico y Rio Senguer.

En esa dirección, se prevé que la provincia de Chubut asuma en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración de las aguas de la cuenca del río Futaleufú. A su vez, declara de jurisdicción provincial la generación hidroeléctrica sobre esas aguas.

Por lo tanto, el Poder Ejecutivo provincial deberá acordar con el gobierno nacional la transferencia a la jurisdicción provincial de las concesiones del uso y generación hidroeléctrica. “Sin que ello afecte los derechos y las obligaciones contraídas por sus titulares con anterioridad a la sanción del presente proyecto de ley”, aclara el texto que lleva las firmas de los legisladores Adriana Casanovas, Carlos Mantegna, María Belén Baskovc, Mario Mansilla, Mónica Saso y Rafael Williams.

¿Qué es lo que pretenden los legisladores del oficialismo?

Fuentes vinculadas directamente al proyecto de Ley indicaron a este medio que, en los hechos, se apunta a que los municipios cordilleranos al menos se queden con, al menos, un 10% de la energía producida en la represa Futaleufú. Advierten que, pese a que rodean a la presa, el suministro eléctrico en esos territorios es endeble porque la energía se genera en centrales térmicas ineficientes que utilizan gasoil.

Parte de la renta de la represa tiene que servir para desarrollar la economía de los municipios cordilleranos. Por eso, impulsamos el armado de una mesa con Nación y la actual concesionaria con el objeto de firmar un nuevo contrato en el que un 10% de la energía generada en Futaleufú quede en poder de los municipios, para que estos puedan venderla la energía a Cammesa”, explicó uno de los impulsores de la iniciativa, que pidió la reserva de nombre.

Otro punto que reclaman es que las cooperativas provinciales puedan acceder a la energía al mismo precio al que accede Aluar. Ese valor ronda los 17 dólares por megawatt por hora (MWh).

No queremos atentar contra el negocio de Aluar. Pero sí es necesario buscar un nuevo marco regulatorio que tenga en cuenta los intereses de los municipios cordilleranos”, aseguraron. No será fácil que la gobernación que conduce Mariano Arcioni logre apuntalar esa agenda después de los graves incidentes que sufrió en febrero el presidente Alberto Fernández en su visita a Chubut. La relación entre la administración provincial y Nación quedó afectada.

Lo que suceda con Futaleufú no es menor. Al contrario, puede funcionar como un antecedente que incida también en la renegociación de los contratos de concesión de otros activos hidroeléctricos estratégicos, como los emplazados en la cuenca del Comahue (Piedra del Águila, Chocón, Alicurá, entre otros); Mendoza (Los Nihuiles); y Salta. Todos esas concesiones finalizan entre 2023 y 2025.

  • Es decir que será el gobierno de Alberto Fernández quien deba decidir sobre el futuro de esas centrales que aportan buena parte de la energía que consume el país. Técnicos de la Secretaría de Energía, que conduce Darío Martínez, ya estudian esos contratos de concesión para tener un diagnóstico y proyectar alternativas a futuro

Antecedentes

En 1993 el Estado Nacional y la provincia de Chubut firmaron un convenio, aprobado por ley provincial Nº 3843, en el que acordaron los siguientes puntos:

1) Privatizar la generación de energía hidroeléctrica del complejo Futaleufú,

2) Crear la empresa Hidroeléctrica Futaleufú SA,

3) Vender el 59% del paquete accionario en concurso público internacional, reservar 39% para que Chubut haga uso de su adquisición con Bonos de Consolidación y el 2% por ciento a un Régimen de Propiedad Participada,

4) Establecer que la venta del paquete accionario en concurso público internacional incluya un contrato de venta de energía a Aluar S.A. por 10 años”, a una tarifa preferencial compatible con el precio internacional del aluminio.

Luego de la firma de ese convenio, el gobierno nacional creó por decreto 1807/94 la Hidroeléctrica Futaleufú SA y facultó al ministro de Economía, por entonces Domingo Cavallo, a otorgar en concesión la generación de energía hidroeléctrica del complejo Futaleufú a esa empresa y avanzar con la privatización del 59% de sus acciones. A su vez, se establece que los pliegos deben contener el modelo de contrato a suscribir entre la flamante empresa y Aluar SA.

El contrato entre Hidroeléctrica Futaleufú SA y Aluar se firmó por una vigencia de 10 años, pero contempló dos prórrogas automáticas por períodos sucesivos de 10 años. Por lo tanto, los 10 años se convirtieron en 30 años, en línea con la concesión por 30 años que el Estado Nacional le otorgó a Hidroeléctrica Futaleufú SA.

Finalmente, Aluar se quedó con el 59% Hidroeléctrica Futaleufú SA por 225 millones de dólares y la Provincia con otro 39% por 89 millones de dólares.

Contrato de concesión

El contrato de concesión entre el Estado Nacional e Hidroeléctrica Futaleufú se suscribió el 15 de junio de 1995 y ese mismo día se firmó el contrato de suministro de potencia y energía entre Hidroeléctrica Futaleufú SA y Aluar SA con tarifa eléctrica preferencial y sujeta a las variaciones del precio internacional del aluminio por un plazo de 10 años con prórroga automática por dos periodos sucesivos de 10 años

En los considerandos del proyecto, se recuerda que el Estado Nacional propuso que las ciudades de Esquel y Trevelin tendrían una tarifa eléctrica promovida y se convertirían en un polo de desarrollo energético con empresas electrointensivas radicadas en futuros parques industriales en ambas ciudades, pero nada de eso sucedió.

El proyecto

A poco tiempo de que venza la concesión otorgada por el gobierno nacional, los autores del proyecto proponen construir un nuevo paradigma hidroenergético que contemple:

1) Una ley provincial que elabore un marco regulatorio de la cuenca hídrica del rio Futaleufú y 2) Un Convenio que involucre a las partes interesadas en la generación hidroeléctrica de Futaleufú: Los municipios integrantes de la cuenca del río Futaleufú (Esquel, Trevelin y Cholila), la Provincia del Chubut y la Nación Argentina

Ese nuevo modelo incluye la provisión del suministro eléctrico a la planta de aluminio de Aluar SA con la tarifa eléctrica preferencial, garantizando al parque industrial electrointensivo de la ciudad de Puerto Madryn los mismos beneficios económicos y sociales.

A los fines de desarrollar la instalación de parques industriales electrointensivos en los departamentos de Cushamen, Futaleufú, Languineo, Tehuelches y Rio Senguer de Chubut se aclara que se buscará promover la comercialización de energía eléctrica a un precio promocional que motive la instalación de emprendimientos industriales intensivos en el consumo de energía eléctrica y que a su vez beneficie con una tarifa eléctrica promocional a todos los residentes de esos cinco departamentos.

El proyecto aclara que ley es aplicable a la generación hidroeléctrica de las aguas de la cuenca del rio Futaleufú cuando la potencia instalada y/o a instalarse en un emprendimiento hidroeléctrico sea superior a 10 MW (diez megavatios). A su vez, el artículo 45 establece que “las regalías hidroeléctricas serán del doce por ciento (12%) de acuerdo a lo previsto por el artículo 43º de la ley 15336 con las modificaciones introducidas por las leyes 23164 y 24065 y aquellas normas que en el futuro se dicten y su pago será en unidades físicas (especie) de energía eléctrica (Mwh) o en dinero, según lo que determine la autoridad de aplicación”.

Prórrogas

A los efectos de otorgar concesiones nuevas y/o prórrogas a los contratos de concesión para el uso del agua y generación de energía hidroeléctrica de la cuenca del río Futaleufú, el proyecto aclara en su artículo 53 que las empresas concesionarias deberán financiar y ejecutar por si o terceros o en la forma en que se acuerde, la construcción de las siguientes obras de infraestructura:

a) Plan de Interconexión Eléctrica del Interior de la Provincia del Chubut.

b) Plan de Provisión de Agua Potable a las ciudades de Esquel y Trevelin.

c) Plantas de Tratamientos de Efluentes Cloacales de las ciudades de Esquel y Trevelin.

d) Otras obras a determinar por la autoridad de aplicación.

“Las obras de infraestructura definidas precedentemente una vez finalizadas de conformidad por la autoridad de aplicación de la presente ley, formarán parte del patrimonio de los municipios beneficiados o de la Provincia del Chubut según corresponda”, se aclara.

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Biden anunció plan para desarrollar 30.000 MW de eólica offshore

El plan establece el objetivo de desplegar 30.000 megavatios de turbinas eólicas marinas en aguas costeras de todo el país para 2030, suficiente para alimentar 10 millones de hogares.

Para ayudar a alcanzar ese objetivo, la administración dijo que aceleraría la concesión de permisos para proyectos frente a la costa atlántica y se prepararía para abrir aguas cerca de Nueva York y Nueva Jersey para el desarrollo.

La administración también planea ofrecer $ 3 mil millones en garantías de préstamos federales para proyectos eólicos marinos e invertir en la mejora de los puertos del país para apoyar la construcción eólica.

Las medidas se producen cuando el presidente Biden prepara un paquete de recuperación económica de aproximadamente $ 3 billones que se centrará en gran medida en la infraestructura para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y abordar el cambio climático, un esfuerzo que ha enmarcado como una iniciativa de empleo.

Los funcionarios presentaron un caso similar el lunes, diciendo que el despliegue de la energía eólica marina crearía 44.000 nuevos puestos de trabajo directamente en el sector de la energía eólica marina, como la construcción e instalación de turbinas, así como 33.000 nuevos puestos de trabajo indirectos.

“Tenemos una enorme oportunidad frente a nosotros no solo para abordar las amenazas del cambio climático, sino también para usarla como una oportunidad para crear millones de empleos sindicales bien pagados”, dijo Gina McCarthy, asesora climática nacional de la Casa Blanca.

Como parte del anuncio, la administración designó un área de aguas poco profundas entre Long Island y la costa de Nueva Jersey como un área prioritaria de energía eólica marina, un primer paso antes de emitir nuevos contratos de arrendamiento a los desarrolladores eólicos.

Nueva York y Nueva Jersey se han comprometido a adquirir 16.500 megavatios combinados de nueva energía eólica marina para 2035 para ayudar a cumplir sus objetivos de reducción de las emisiones de calentamiento global.

Este mes, la administración Biden dio un paso clave al aprobar una revisión ambiental para el primer parque eólico marino a gran escala del país, frente a la costa de Martha’s Vineyard en Massachusetts, un proyecto que se había enfrentado a repetidos retrasos bajo la administración Trump.

La propuesta de 84 grandes turbinas eólicas con 800 megavatios de capacidad de generación eléctrica está programada para entrar en funcionamiento en 2023.

Vineyard Wind es uno de los 13 proyectos de energía eólica marina a lo largo de la costa este bajo algún tipo de revisión federal, y el Departamento del Interior ha estimado que hasta 2.000 turbinas podrían estar girando en el Océano Atlántico para 2030. La Casa Blanca dijo el lunes la costa.

El plan eólico evitaría 78 millones de toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono.

Los republicanos dijeron que se mostraban escépticos ante la promesa de Biden de «empleos verdes».

Han criticado sus movimientos anteriores para suspender nuevos arrendamientos de petróleo y gas y revocar los permisos para el oleoducto Keystone XL, alegando que esos movimientos fueron responsables de la muerte de puestos de trabajo en sus estados.

La energía eólica marina ha estado en auge durante más de una década en Europa, donde miles de turbinas ahora salpican las costas. Pero la tecnología ha tardado más en despegar en los Estados Unidos, que actualmente solo tiene dos pequeños parques eólicos operando cerca de Rhode Island y Virginia.

Una de las primeras propuestas de energía eólica marina, Cape Wind, murió después de las objeciones de los residentes adinerados de Cape Cod que consideraban que era una monstruosidad arruinar sus vistas costeras.

Eso ahora está cambiando. Muchos de los estados más grandes del noreste y las regiones del Atlántico medio, incluidos Connecticut, Maryland, Massachusetts, Nueva Jersey, Nueva York y Virginia, se han comprometido a comprar más de 25.000 megavatios de energía eólica marina para 2035, según American Clean. Asociación de energía.

Estos estados del este se han fijado objetivos agresivos para obtener más electricidad de fuentes renovables como la eólica y la solar para ayudar a abordar el cambio climático. Pero no reciben tanta luz solar como en estados como California y, a menudo, es difícil encontrar espacio para las turbinas eólicas en tierra.

Eso hace que la energía eólica marina sea atractiva: si bien la tecnología es aún más cara, los costos han estado cayendo en Europa. Y los vientos marinos a lo largo de la costa este son más fuertes durante la tarde y la noche, cuando la demanda de electricidad es máxima.

«Casi no hay forma de que estos estados del este puedan alcanzar sus objetivos climáticos sin una gran cantidad de energía eólica marina», dijo Rafael McDonald, analista de electricidad y energías renovables de IHS Markit, una empresa de servicios financieros. «Esa es una gran razón por la que estamos viendo este aumento de interés».

El anuncio del lunes permitirá que se celebren subastas para que los desarrolladores pujen por el derecho a solicitar permisos federales para construir proyectos eólicos en el área entre Nueva Jersey y Long Island.

La Oficina de Gestión de la Energía Oceánica publicará un aviso de venta propuesto y, después de un período formal de comentarios, planificará las ventas de arrendamiento a fines de 2021 o principios de 2022, dijo la Casa Blanca,

Por otra parte, la oficina de gestión oceánica dijo que prepararía una revisión ambiental de un parque eólico marino de 1.100 megavatios que se propone desarrollar a unas 15 millas de la costa de Atlantic City, Nueva Jersey, que tiene el objetivo de desarrollar 7.500 megavatios de energía eólica marina para 2035.

Gran parte del plan de Biden implica aprovechar al gobierno federal para ayudar a los estados a cumplir con los objetivos existentes, como los de Nueva York y Nueva Jersey. El Departamento de Transporte, por ejemplo, anunció una financiación de 230 millones de dólares para las autoridades portuarias para la construcción de áreas de almacenamiento y otros proyectos para apoyar el desarrollo eólico.

La mayor cantidad de dinero, $ 3 mil millones, se pondrá a disposición a través del programa de préstamos del Departamento de Energía para asociarse con desarrolladores de transmisión y energía eólica marina.

Aunque las propuestas más recientes de energía eólica marina suelen ubicarse lo suficientemente lejos de la costa como para disipar los temores de vistas estropeadas, aún han generado la oposición de los pescadores comerciales que operan en la región.

Las aguas federales del Atlántico albergan una variedad de pesquerías de importancia económica, que incluyen vieiras, calamares y almejas, muchas de las cuales se superponen con áreas de futuro desarrollo eólico marino.

Los grupos de pescadores han expresado en repetidas ocasiones su preocupación de que sus barcos y arrastreros se verán obligados a mantenerse alejados de las enormes turbinas, las más grandes de las cuales ahora tienen un diámetro de rotor de la longitud de dos campos de fútbol.

Eso podría limitar la cantidad de productos del mar que finalmente pueden capturar, lo que podría privar a las comunidades pesqueras costeras de millones de dólares en ingresos.

«Nuestras pesquerías ya están más estrictamente reguladas que en cualquier otro lugar del mundo, por lo que no es tan simple como decir que los pescadores pueden simplemente cambiar su equipo e ir a pescar a otro lugar», dijo Annie Hawkins, directora ejecutiva de Responsible Offshore Development Alliance, que representa la pesca comercial.

“Los pescadores comprenden la necesidad de actuar frente al cambio climático, pero no quieren quedarse completamente atrás”.

Como parte del proyecto Vineyard Wind, Massachusetts acordó reservar $ 21 millones para compensar a los pescadores por las pérdidas, aunque no está claro cómo se gastará el dinero.

En su anuncio el lunes, la administración de Biden anunció $ 1 millón en nuevas subvenciones para estudiar los efectos en las comunidades pesqueras y costeras. La Sra. Hawkins dijo, sin embargo, que la suma era «insignificante» en comparación con la escala de desarrollo planificada para el Atlántico.

Los científicos marinos también dijeron que había muchas preguntas sin respuesta sobre cómo un auge en la construcción eólica marina podría afectar los ecosistemas oceánicos en el Océano Atlántico que ya están bajo estrés por el calentamiento global.

«El hecho es que es un gran experimento», dijo Kevin Stokesbury, profesor de la Escuela de Ciencia y Tecnología Marinas de la Universidad de Massachusetts en Dartmouth. “Hay mucho que podemos aprender de la experiencia de Europa. Simplemente no hemos tenido estos grandes aerogeneradores en toda nuestra costa».

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«RenovAr 3»: faltan contratos por firmar pero los empresarios plantean facilidades para plazo y financiamiento

¿Sabe cómo avanzó la resolución de los contratos detenidos que fueron adjudicados al Programa RenovAr?

La semana pasada la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) mandó cartas de intimación a la mayoría de las empresas que están atrasadas. En las mismas dice que cobrará las pólizas de caución si no se procedía de inmediato a cumplir con el contrato. 

Pero los problemas de los proyectos se separan en dos grandes grupos: los que firmaron y están atrasados, y aquellos que aún no firmaron. En el primero de los casos, algunos tienen inconvenientes con las importaciones, ya sea atrasos o complicaciones para comprar dólares oficiales.

Otros tienen contratiempos de logística o de atraso con parques de componente local, pero en general los que firmaron poseen atrasos que se resolverán con el tiempo. Habrá que ver cómo resolverlo lo más rápido para que las multas sean más bajas o que el gobierno entienda el contexto y las suspenda.

¿Y respecto a los que aún no firmaron? 

No lo hicieron porque no tienen cerrado el financiamiento. Y RenovAr 3 fue la última ronda cuando el país ya entraba en fase de problemas de acceso al mercado de capitales. En resumen, hay una serie de proyectos que no firmaron porque no tienen aterrizado el financiamiento y lo que quieren hablar con el gobierno es una forma de diálogo para conseguir ayuda para el financiamiento. 

Marcelo Álvarez también es consultor independiente y Secretario de Global Solar Council

¿Cuál es su opinión sobre el MiniRen – Ronda 3 de RenovAr?

Fue en la dirección correcta porque regionalizó los proyectos para que compitan entre pares y no todos se concentren en los lugares con mayor viento o radiación, sino que se distribuya un poco más federalmente. 

Al ser proyectos más chicos, tienen más impacto en las economías regionales, utilizan y balancean la red de distribución la red de distribución, dependiendo del nodo que conecten. 

Esto no significa que no se deben hacer proyectos grandes, hay que hacer ambos. Pero a los más chicos es más razonable distribuirlos federalmente y no concentrarlos solamente donde más abunda el recurso. 

¿Qué cree que debería ocurrir con ellos?

Lo ideal sería que el gobierno escuche, atienda las razones y evalúe las que están justificadas y separarlas de las que no, porque es una situación completamente anómala. Cabe aclarar que está todo condicionado y desde que salió el proyecto hasta que se adjudicó y se firmó, las condiciones macroeconómicas eran completamente distintas. 

Por otro lado, ¿se pueden pensar nuevas licitaciones?

No veo intenciones del gobierno para que CAMMESA tome nuevas rondas RenovAr y los contratos. Creo que quieren impulsar el MATER. 

Sin la política de CAMMESA de llamar nuevas licitaciones para hacer Power Purchase Agreements con nuevos puntos y con la capacidad de despacho limitada, la salida más amable tal vez sea modificar algunos de los aspectos de la reglamentación para que las distribuidoras puedan ser sujetos de cumplimiento y tengan distintas condiciones para incitarlos a comprar renovables. 

Es decir, que las distribuidoras tengan obligaciones de tomar contratos renovables para cumplir el modelo de cuota. 

Por otra parte, hacen falta inversiones de infraestructura para la ampliación de redes para seguir creciendo con grandes parques. La estrategia que debería seguir el gobierno, que quiere generar industria local y PyMEs locales trabajando en el sector, es impulsar con la continuidad con las distribuidoras de Mini RenovAr 4, 5, 6, etc. 

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Crece 82% solicitudes de beneficios para renovables: paso a paso, cómo gestionarlas

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) organizó un webinar titulado “Claves del éxito para acceder a los beneficios tributarios de la #EnergiaQueIncentiva”, donde explicó los logros alcanzados con los beneficios tributarios que concede el Gobierno colombiano para proyectos de energías renovables y eficiencia energética.

Cabe recordar que a través de la Resolución 196 (ver en línea) y la  Resolución 203 (ver en línea), se permite una deducción de renta del 50%, exclusión del IVA, depreciación acelerada, y quita de aranceles para productos para los emprendimientos.

Durante el evento, Luís Gabriel Zárate, referente de la Subdivisión de Demanda de la UPME, aseguró que a lo largo del 2020 se recibieron 478 solicitudes de certificado para proyectos de fuentes de energías renovables no convencionales, es decir, un 82% más respecto al 2019.

De ellas, un 57,11% fueron certificadas; un 18,2% desistidas; un 2,09% rechazadas; y un 22,59% están en proceso.

Del mismo modo, durante el año pasado la entidad de planeación recibió 167 solicitudes de gestión eficiente de la energía, un incremento del 27% respecto al 2019.

De ellas el 74,39% fueron aprobadas; el 7,32% desistidas; el 3,05% rechazadas; y un 15,24% se encuentra en proceso.

“Con estas cifras, el pronóstico que nos espera para el 2021 será de un crecimiento exponencial en el número de solicitudes de certificado UPME”, destacó Zárate, al tiempo que resaltó: “se ha incrementado la experiencia de los instaladores para este tipo de proyectos. También hemos visto un dinamismo bastante interesante en la comercialización de este tipo de tecnologías”.

Sin embargo, el experto explicó que sólo el 40% de los trámites que se inician por parte de los patrocinadores proceden a evaluación, el otro 60% se queda en la primera etapa de completitud de documentos.

Fuente: UPME

¿Por qué sucede esto? Zárate explicó que se da básicamente por 6 causas: no se utilizaron los canales correctos de radicación; no se utilizaron los formatos actualizados, vigentes; no se diligenciaron de manera correcta los formatos; no se indicaron correctamente la marca, el modelo de referencia y las normas técnicas de los equipos; no se entregó la documentación requerida; no se contestaron los requerimiento en los tiempos reglamentarios establecidos.

Durante el instructivo, el experto señaló cómo deben hacer los patrocinadores para cargar correctamente sus proyectos y así poder recibir los beneficios que concede el Estado colombiano.

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Gobierno de Ecuador releva 900 MW de energías renovables factibles para ingresar al sistema

El Plan Maestro de Electricidad de Ecuador contempla una ambiciosa expansión del parque de generación y transmisión hacia el año 2027.

Para lograrlo, el país tiene una nueva dinámica de brindar al inversionista seguridad jurídica y financiera, entregando contratos de largo plazo que sean de ganar-ganar. Así lo aseguró Enith Carrion, subsecretaría de Generación y Transmisión Eléctrica del Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables de Ecuador.

“Tenemos 884 MW renovables factibles a corto plazo en el continente y unos 7 MW en las Islas Galápagos”, aseguró la subsecretaría de Generación y Transmisión Eléctrica de Ecuador.

Y resaltó: “El proyecto que esperamos sea el más grande hidroeléctrico del país, va desde 2400 MW y podría llegar a 3600 MW”.

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

Pero aquello no sería todo. Ecuador también incluyó en su planificación al 2027, dos grandes Procesos Públicos de Selección (PPS) por Bloques de ERNC que incorporarán en una primera ronda 200 MW -convocatoria prevista para junio de este 2021- y luego 400 MW adicionales -cuya entrada en operación está estimada para 2023-.

También habrá lanzamientos de Bloques específicos para geotermia por 50 MW (con COD en 2026) y distintas apuestas por proyectos hidroeléctricos.

Ante el avance de estos nuevos proyectos de generación y para reforzar la confiabilidad y la seguridad operativa del sistema eléctrico nacional, el Gobierno ya estaría previendo nuevas líneas de 500kV, 230kV, 138kV y 69kV.

“Estamos convencidos que la generación no puede crecer si no va de la mano del crecimiento de la transmisión”, valoró Enith Carrion.

Durante la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy, la referente del Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables de Ecuador, compartió la estrategia de generación y transmisión que está impulsando el Gobierno.

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Se modifica el cronograma de sobre la Licitación de Suministro en Chile

A través de la Resolución Exenta N°84 (ver en línea), la CNE modificó el cronograma establecido en la Resolución Exenta N°478 (ver en línea), donde se aprobó las “Bases Definitivas de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2021/01”.

Cabe destacar que las principales fechas del calendario no fueron alteradas. Quedaron tal cual habían sido establecidas. Es decir, la presentación de ofertas será el viernes 28 de mayo del 2021, entre las 9:00 y las 13:00 horas, en un lugar a definir. Y la adjudicación de las propuestas está programada para el martes 22 de junio de ese año. La firma de contratos PPA está planeada para agosto del 2021.

Pero hubo cambios. Dentro del cronograma actual, ahora la fecha de presentación de rectificaciones a las Ofertas Administrativas se extendió 4 días: del jueves 10 de junio al lunes 14 de junio de 2021, hasta las 17:00 horas

Acto seguido, ese mismo lunes se dará a conocer el Precio de Reserva y el Margen de Reserva.

La Presentación de propuesta de modificación de Oferta Económica de aquellos que hubieren quedado por sobre el Precio de Reserva será a más tardar el miércoles 16 de junio de 2021, hasta las 17:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente. En el cronograma anterior este hito se iba a celebrar el 14 de ese mes.

Otra modificación tuvo que ver con la fecha de Apertura e Inspección de las Ofertas Económicas. Será el viernes 18 de junio de este año, a partir de las 11:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente. La fecha vieja era un día anterior, el 17 de ese mes.

Tal como ya estaba establecido en el calendario anterior, la fecha de dominio público de información contenida en las Ofertas Económicas: el lunes 21 de junio de este año.

Los términos de contratación y el volumen a adjudicar se mantienen. Se licitarán 2.310 GWh en bloques de energía. Los proyectos seleccionados firmarán un acuerdo en dólares de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) por el plazo de 15 años y deberán empezar a operar desde el año 2026.

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Multisolar y Jinko lanzan una capacitación gratuita sobre módulos solares fotovoltaicos

s cada vez más frecuente toparse con nuevas series de módulos solares fotovoltaicos que superan en eficiencia, potencia o tamaño a sus predecesores. ¿Cómo reconocer a un módulo de alta calidad?

Para dar respuesta a aquella gran pregunta, Multisolar y Jinko Solar presentan una capacitación exclusiva para la industria fotovoltaica latinoamericana. Todos los integradores solares están invitados.

Link para registro: https://forms.gle/3GrWui3kbBWbGGfM6

¿Sabe lo que es un fabricante de paneles fotovoltaicos Tier 1? ¿Qué características debe considerar antes de comprar modulos fotovoltaicos? ¿Cuál es la mejor opción para el mercado residencial? Son algunas de las preguntas que responderá en vivo Roberto Diaz, Technical Service Manager LATAM de Jinko Solar, para todos los inscriptos en este seminario online.

Es preciso recordar que Jinko Solar lanzó recientemente sus módulos Tiger Pro, un producto que se espera que se conviertan en la mejor opción para módulos fotovoltaicos de alta eficiencia en el segmento residencial. Durante el evento, podrá despejar todas sus dudas sobre esta nueva oferta para el mercado.

Aquel fabricante de módulos lleva cerca de 60 GW suministrados a nivel mundial; de los cuales, un 10% ya se localiza en Latinoamérica. Y Multisolar, distribuidor líder de componentes para sistemas fotovoltaicos, es su socio estratégico en Argentina.

No se trata de la primera vez que Multisolar organiza este tipo de capacitaciones con sus aliados estratégicos. Entre otras marcas importantes con las que trabajan, destacamos a: Amerisolar, SMA, Growatt, Grundfos, Suntree, Chiko Solar, Leoch, Ultracell, Victron Energy, Pylontech y Jinko Solar; con algunos de ellos ha coordinado capacitaciones de alto nivel.

El siguiente evento al que se invita a todo el sector será el próximo miércoles 7 de abril a las 17:30 hs (ART). Se grabará para que puedan verlo los que no lleguen a participar. Inscríbase hoy para recibir el recordatorio y link al video en su dirección de email.

Como gran novedad, según pudo adelantar Julián Zimerman, gerente comercial del área solar de Multiradio, entre los presentes durante la transmisión en vivo se sortearán 3 atractivos premios:

1) Descuento de 10% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 500 USD y mínimo 10 paneles)

2) Descuento de 7% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 350 USD y mínimo 7 paneles)

3) Descuento de 5% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 150 USD y mínimo 5 panleles)

Link para registro: https://forms.gle/3GrWui3kbBWbGGfM6

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Bolivia despega como mercado emergente: El Gobierno reglamentará distribuida y apuesta por grandes parques

«Con la incorporación, retribución de la generación distribuida, los bolivianos comenzaremos a ser actores activos de la generación de electricidad de fuentes amigables con el medio ambiente”, destacó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina.

¿Cómo será el marco regulatorio? El director ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (Afetn), Eusebio Aruquipa, explica los alcances de la nueva norma

«La misma distribuidora, que tendrá la oportunidad de normar a través de una coordinación con la Autoridad de Electricidad para ver cómo va a ser la instalación de este tipo de paneles de usuarios, que hoy en día son solo consumidores y que de alguna forma les gustaría entrar contando con este tipo de generación en sus propias casas», planteó acerca de las condiciones de conexión.

«La norma nos establece los lineamientos a los cuales se van a tener que regir velando ambos lados: primero, en beneficio de los usuarios, que no van a tener ningún problema con la red y, por el otro lado, el distribuidor, también velando que este tipo de generación no les va a causar ningún tipo de distorsión. Entonces es un trabajo coordinado, y justamente la norma establece que la Afetn debe reglamentar el ingreso de este tipo de generación», amplió.

La reglamentación del Decreto Supremo de Generación Distribuida es inminente: «Ya hemos estado trabajando en coordinación con el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas para adelantar y tener esta norma y la reglamentación, justamente. Entonces, esperamos ya en el siguiente mes contar con esa reglamentación».

Tarifas promocionales

Eusebio Aruquipa anuncia que «Vamos a ponerle una tarifa, y esa tarifa va a ser un medio de ingreso para los usuarios que se inclinen por la incorporación de este tipo de generación»

En este sentido agregó que «todavía la Autoridad de Electricidad está trabajando en eso y para finales de mes ya tendremos algún tipo de tarifa para continuar con este tipo de generación, generación completamente amigable con el medio ambiente, que es lo que más buscamos: hoy en día debemos velar, los que estamos en este tiempo presente, viendo hacia adelante el medio ambiente para nuestros hijos».

En contacto con CorreodelSur explica que «el Gobierno apuesta principalmente al medio ambiente, ustedes han debido escuchar que recientemente se ha inaugurado la segunda fase de la planta solar fotovoltaica de Oruro, con 50 megas, con la cual suman ya 100 megas, aprovechando la radiación solar».

Grandes proyectos

Dando señales al sector en conjunto, Eusebio Aruquipa, expresó: «También tenemos proyectos eólicos, que ya han ingresado hace buenos años atrás, hablamos de Collpana, en su fase 1 y fase 2, y en este corto periodo, entre abril y mayo de este año, también van a ingresar proyectos grandes, hablamos de 108 megavatios de generación eólica por el lado de Santa Cruz, el proyecto Warnes de San Julián y El Dorado, y a un corto plazo, hablamos del año 2023, aproximadamente, por el lado sur de Tarija también el Gobierno tiene proyectos interesantes como es La Ventolera y otra ampliación por el lado de Santa Cruz, como es Warnes».

«Entonces, el Gobierno vela lo que va a ser la introducción de este tipo de generación para que sea lo más amigable posible con el medio ambiente. Estamos en eso; también hay proyectos interesantes en lo que es hidroeléctrica, entre otros», concluye.

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“Frente a la segunda ola, es clave el trabajo conjunto de la mesa con petroleras y sindicatos»

En 2013, la firma Emergencias, una de las mayores prestadoras de servicios médicos del país, se instaló en la cuenca Neuquina con el objetivo de ofrecer cobertura en áreas petroleras. Hoy también cuenta con bases en la cuenca del Golfo San Jorge, en Chubut y Santa Cruz, así como también en Mendoza.

La compañía brinda un servicio médico integral con unidades de terapia intensiva móvil y trailers sanitarios para grandes obras ubicadas en zonas geográficas remotas o de difícil acceso como yacimientos petroleros, gasoductos, refinerías y mineras. En la actualidad, la firma emplea a más de 6 mil personas y tiene como principal cliente a YPF además de las petroleras Vista Oíl & Gas, Pampa Energía y Capex, entre otras.

En diálogo con EconoJournal, Ignacio García Torres, director de Nuevos Negocios de Emergencias, sostuvo que la telemedicina contribuirá a una atención más personalizada y permitiría reducir costos en una coyuntura marcada por el devenir de la segunda ola pandémica.

La segunda ola ya empezó”, aseguró el directivo y explicó que esto se evidencia “en el aumento de la cantidad de casos, en el incremento del volumen de llamados con síntomas de Covid-19 y en el porcentaje de positividad que, en el pico de la pandemia, en octubre del 2020, estaba alrededor del 25 por ciento, disminuyó a un 10 por ciento en enero y ahora está en un 15 por ciento y al alza”.

Telemedicina

Ante un escenario que deja en evidencia la dificultad para conseguir recursos humanos calificados en zonas geográficamente remotas y esto sumado al cansancio general del personal de salud, el directivo de Emergencias señaló que “para atender la demanda espontánea cuando no hay riesgo de vida, la telemedicina evita el recurso médico presencial, o bien, sirve para acompañar a los médicos en campo, tener una segunda opinión y reducir costos. La transformación digital vino para quedarse, hoy atendemos 15 mil teleconsultas por mes”, concluyó.

Otro argumento para promover la atención virtual tiene que ver con las dificultades provocadas por el cierre de las fronteras provinciales. El año pasado, dispuesta la primera etapa del ASPO, algunos yacimientos continuaron operando como esenciales, pero no fue sencillo brindar la adecuada atención médica. “Los caminos estaban cerrados y, si bien el personal de salud tenía paso, no fue fácil sortear ese tipo de obstáculos”.

Trabajo conjunto

En UMA, la plataforma de atención a distancia de la empresa, numerosos científicos de datos trabajan día a día para determinar cómo aplicar las tecnologías disponibles. En términos del entrevistado: “Es fundamental romper con las barreras culturales ligadas a la presencialidad y para eso necesitamos que los clientes de la industria ayuden porque ganan en materia de atención y de costos. En este sentido, empezamos a brindar atenciones a YPF y a evaluar la respuesta de los pacientes que están en el campo”.

En cuanto a lo aprendido, Ignacio García destacó que “frente a la segunda ola, va a ser clave el trabajo conjunto de la mesa entre el sindicato, las productoras y prestadoras de servicios y el ministerio de Salud en función de qué podía ofrecer y dejar de lado cada uno para que el trabajador pueda estar seguro en el campo”, y por último apuntó: “Veo un escenario próximo de moderado a optimista. Aprendimos mucho y las tecnologías y el diálogo aportarán dinamismo para evitar grandes restricciones”.

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Ahora todo el diésel de AXION energy es de ultra bajo contenido de azufre

AXION energy presentó su nueva plataforma diésel, con menos de 10 ppm de azufre en sus
dos calidades en todas las estaciones de servicio del país. Millonaria inversión para ser la primera y única compañía en hacerlo.

Desde el 1 de abril las estaciones AXION energy de todo el país ya no ofrecerán un diésel que contenga más de 10 partes por millón de azufre, en línea con el camino que se trazó de elaborar productos innovadores y de mayor calidad del mercado. Su AXION DIESEL X10 desplazó de los surtidores al diesel común de 500 partes por millón para igualar en tecnología a cualquier otro diésel premium de otras empresas del mercado, pero a un menor precio, a la vez que mantiene su QUANTIUM DIESEL X10 como el diésel de mayor calidad del mercado.

“Somos la primera y única compañía de energía en ofrecer nuestras dos opciones de diésel con ultra bajo contenido de azufre”, anunció hoy Hernán Pompozzi, gerente ejecutivo de Calidad de AXION energy.

“Cuanto menor contenido de azufre tenga el diésel, menores emisiones genera, mayor es la economía del combustible y más aumenta la vida útil del motor al disminuir considerablemente la corrosión”, explicó el especialista.

Los autos, camionetas y camiones que carguen diésel en las estaciones de servicio de AXION energy pueden elegir entre QUANTIUM DIESEL X10, el diésel que con un paquete de aditivos innovador brinda el mayor rendimiento del mercado, y el AXION DIESEL X10. Ambos combustibles son aptos para todo tipo de vehículo diésel y están especialmente recomendados para los equipados con tecnología EURO V o superior.

La nueva plataforma diésel de AXION energy se produce en la refinería que la compañía tiene en el país, en la cual invirtió 1.500 millones de dólares para mejorar aún más la calidad de sus combustibles e incrementar el volumen de su producción.

El azufre es el principal agresor de metales en un motor e impacta en el medio ambiente. El nuevo diésel de Axion extiende la vida útil del motor entre un 30 y 40% y reduce las emisiones asociadas al uso del vehículo. Además, logra una considerable menor emanación de humos blancos en el arranque y menor emisión de hollín respecto de un diesel de 500 partes por millón de azufre.

Las regulaciones nacionales e internacionales tienen como objeto reducir el impacto de los combustibles en el medio ambiente. La trascendencia del anuncio de la compañía es que en Argentina, para 2024, se exigirá que el diésel de menor calidad tenga recién 350 partes por millón de azufre. “Tres años antes, como ninguna otra empresa, ya lo tenemos y en menos de 10 partes por millón. Nuestra diferencia es abismal”, subrayó Pompozzi.

AXION DIESEL X10 está específicamente formulado para que el vehículo funcione de manera eficiente y proteja al motor reduciendo costos de mantenimiento y de combustible.

“Este nuevo producto cumple con especificaciones EURO 5, como los diesel de grado 3, pero un precio menor que los diesel premium existentes en el mercado”, señaló Pompozzi.

QUANTIUM DIESEL X10, a diferencia del nuevo AXION DIESEL X10, tiene un paquete de aditivos innovador y superior a los del mercado, lo que le permite limpiar el motor al 100% en solo un tanque y rendir más kilómetros por litro.

AXION DIESEL X10 es un producto nacional, íntegramente elaborado en la refinería de AXION energy en Campana, 80 km al norte de la ciudad de Buenos Aires. Una inversión millonaria amplió y transformó esa planta para convertirla en la más moderna de Sudamérica, donde desde hace unos meses la compañía produce localmente diesel con 10 partes por millón de azufre, un producto que hasta la puesta en marcha de sus nuevas unidades la Argentina debía importar para satisfacer la demanda de los modernos motores que exigen esa calidad de combustible.

Con la modernización y ampliación de su refinería, AXION energy logró incrementar en 60% su capacidad de producción de gasoil y 50% de naftas, además de mejorar su calidad para llevarlos a los mayores estándares del mundo y anticiparse tanto a las exigencias regulatorias argentinas que entrarán en vigor dentro de tres años como a las necesidades de los clientes.

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Edesur y Edenor pidieron “tarifa o subsidio”. El ENRE anticipó nuevo esquema para obras

Con más de 150 oradores inscriptos, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad activó la audiencia pública para considerar las propuestas de Transición Tarifaria presentadas por las distribuidoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires,  Edenor y Edesur.

No hubo lugar para lo imprevisto:  las licenciatarias del servicio expusieron sus razones para solicitar un incremento del cargo VAD (Valor Agregado de Distribución) que forma parte de la estructura que componen la factura, y las organizaciones sociales y de usuarios y consumidores rechazaron los argumentos empresarios manifestándose  contrarios a cualquier reajuste tarifario,  en razón de la delicada situación social y económica en el país, agravada por la Pandemia del Covid19 .

Algunos legisladores nacionales y representantes de gobiernos municipales  bonaerenses consideraron inadecuado ajustar tarifas en este contexto, cuestionaron la calidad del servicio a cargo de las compañías,  y pidiendo al Ente Regulador mayores controles para con la ejecución de inversiones en la infraestructura del sistema eléctrico.

En la apertura de la Audiencia,  la interventora Soledad Manin,  sostuvo que como consecuencia de la Revisión Tarifaria Integral del año 2016, “las tarifas resultantes no fueron justas, ni razonables, ni transparentes, los incrementos en cuatro años promediaron 730 % y 3.222 % en términos nominales, hasta que en 2019 se congelaron por la imposibilidad de pagar para muchos usuarios“.

Manin también se refirió también a la insuficiencia de inversiones ya que las que se realizaron, afirmó, “no tuvieron impacto en una mejora sustantiva de la calidad del servicio, a pesar del aumento de las tarifas”.

“La implementación de la política tarifaria para el sector por parte de Cambiemos no resultó  adecuada.  No sólo por su impacto económico, ya que queremos un servicio de electricidad para una vida digna, y  que acompañe al proceso de crecimiento de la economía del país”, señaló.

Manin agregó que “la inviabilidad de la RTI de 2017 llevó a plantear hasta el pago en 48 cuotas del VAD (post devaluación en el 2018)”. ”Los asalariados, pasivos, comercios e industrias pymes estuvieron cada vez más complicados para cumplir con el pago de sus facturas”, recordó.

La Interventora refirió que el objetivo que se procura es “garantizar la prestación de un servicio con calidad para todos, y que la tarifa no sea una pesada carga sobre los usuarios”.

 “Encaramos un periodo de transición por los próximos dos años y habrá nuevas reglas para las empresas transportistas y distribuidoras, con recursos económicos (Fondo Específico  administrado por el Estado) para que las empresas ejecuten obras ”.  Para ello se analizó el flujo de fondos de las compañías, agregó.

 Desde Edesur,  su presidente Juan Carlos Blanco afirmó en la audiencia respecto a la RTI 2016 que  “el incremento de la tarifa resultante fue destinado a eliminar subsidios del Estado y no significaron mayores ingresos para la compañía”.

“El problema son los aumentos de costos en un contexto de inflación, con tarifas congeladas desde marzo de 2019”, explicó.  Y describió que en el período de congelamiento la inflación mayorista fue de 121 % y la minorista 95 %.

Para preservar el servicio, “los ingresos deben mejorar vía aumento de tarifas, incrementos de subsidios, o una combinación de ambos”, opinó Blanco.

Y agregó que “hemos presentado al ENRE para la transición 2 alternativas de solución que pueden combinarse (tarifas más subsidios) con la finalidad de contar con los recursos necesarios para brindar un servicio de calidad”.

Una es el recupero tarifario, a partir de abril y con una actualización en agosto,  del  34 %  para las tarifa residencial, y del 45 % promedio para las tarifas del resto de las categorías.  Se trata de una actualización del VAD más incrementos en costos de generación.  La otra alternativa, indicó Blanco, es  vía subsidios por un monto de 34.200 millones de pesos .

También “deberá ser evaluada una Tarifa Social como la propuesta por ADEERA para proteger a las personas de menores ingresos” agregó el directivo de Edesur.

Por su parte, Ricardo Torres, presidente de Edenor , rescató a la RTI de 2016 “que se hizo con 15 años de atraso, y se dejó de aplicar en agosto de 2019”, señaló. “Estas tarifas no están dolarizadas sino pesificadas”, añadió.

Acerca de la estructura tarifaria del sector, Torres puntualizó que “el 43 % corresponde al costo de la energía, 33% a la distribución y el transporte, y el resto a impuestos”.

“El incremento de la tarifa ocurrida en los últimos años no fue para Edenor, afirmó, y refirió que en 2020 los ingresos de la compañía fueron de 34.300 millones de pesos.

El directivo hizo mención a “inversiones realizadas por la compañía que redundaron en mejoras en la calidad del servicio” pero señaló que por la merma de ingresos “el déficit previsto por la compañía para este año no será menor a los 20 mil millones de pesos”. “Edenor ha tenido que volver a endeudarse con el MEM”,  señaló en relación al no pago de la energía que le entrega CAMMESA.

Frente a ello, Torres planteó que tal situación se salda vía “actualización de la tarifa o con subsidio directo del Estado” . “No somos partidarios del subsidio generalizado porque creemos que quien puede pagar debe pagar”, afirmó.

Y planteó que una propuesta tarifaria de transición para la empresa “hasta que se resuelva otra RTI”, representaría “un aumento de 28% para usuarios residenciales con un consumo de hasta 300 Kwh  por mes”,  y de 31 % promedio para el resto.

 También se propone modificar la estructura tarifaria para la categoría Residencial  “de manera que las facturas tengan un costo fijo uniforme y dos costos variables”, corrigiendo distorsiones en la facturación actual.

Así las cosas, el  ENRE combinaría desde abril una suba de tarifas menor a las que pretenden las empresas distribuidoras, (también debe resolver acerca de la tarifa para el transportador) con una actualización que sería semestral, y un fondo de asignación específica para obras en el sector, administrados por Energía.

En los días previos a esta audiencia desde el ENRE se había advertido que “de las presentaciones que formularon las empresas se desprende una propuesta de aumento de los ingresos de las concesionarias y una reducción en la inversión a realizar, lo que repercutirá en detrimento en la calidad del servicio”.

Ocurre que Edesur  reclamó $ 22.160.000.000 en concepto de ingresos no percibidos por el congelamiento tarifario que data de 2019, y presupuestó entonces un aumento de 253 % en el VAD (margen de ingresos de la empresa descontando la compra de energía), con respecto al 2020, siendo para el 2021 un total de $ 54.000.000.000.

Por su parte, Edenor  reclamó $ 38.477.000.000 por ingresos no percibidos.  La propuesta de aumento sobre el VAD es en este caso del 109 % respecto del vigente al 2020, alcanzando un total de $ 61.000.000.000 para el 2021.

Tales guarismos se modifican a la baja si fuera el caso de que las distribuidoras dejaran de reclamar lo que no percibieron desde los meses de pre-pandemia,  último tramo del gobierno de Cambiemos.

Asimismo,  el  ENRE indicó que esa distribuidora propone una reducción en la cantidad de categorías para las Personas Usuarias Residenciales, un cambio en la estructura tarifaria con el objetivo de dotar de mayor previsibilidad sus ingresos y que, de aplicarse, generaría un incremento del  157 % en las facturas de casi 800.000 personas,  calculó el Ente.”

A pesar de solicitar aumentos, señaló el Ente, “ambas distribuidoras exigieron disminuir los indicadores de calidad, proponiendo para los semestres del  2021 los establecidos en la Revisión Tarifaria Integral (suspendida) para los dos semestres del 2019,  y para el 2022 los fijados para el año 2020”.

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La cámara petrolera criticó el programa de desarrollo de proveedores que lanzó el gobierno

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que es presidida por Sergio Affronti, CEO de YPF, envió a mediados de marzo una carta al secretario de Energía, Darío Martínez, para manifestarle su disconformidad con la forma en que la cartera está implementando el régimen de contratación de proveedores locales establecido en el Plan GasAr, tal como publicó La Nación. El texto, al cual accedió EconoJournal, remarca “la preocupación en relación con los términos de la Resolución N° 144/2021 del 3 de marzo de 2021”.

En los hechos, la cámara que reúne a las empresas petroleras —entre las que también figuran Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Tecpetrol, Capsa, Pampa y Chevron— cuestionó la estrategia que empleó el secretario de Energía para que las productoras contraten los servicios de los proveedores locales del programa de estímulo que impulsa el gobierno para repuntar la producción de gas en el país.

  • El Plan GasAr incluyó una capítulo destinado al Valor Agregado Nacional (VAN), que apunta al desarrollo de las pymes locales, sobre todo de la provincia de Neuquén, de donde es oriundo el secretario Darío Martínez.

De hecho, la inclusión del VAN fue el principal aporte del secretario de Energía al programa de estímulo al gas natural. Martínez aspira a que el VAN se convierta con el tiempo en una herramienta que apuntale el crecimiento de contratistas y proveedores de la industria petrolera, en especial de Neuquén.

  • Por eso resulte llamativo que la cámara que preside la petrolera por el propio Estado envíe una nota con críticas al programa.

Argumentos

Las compañías de hidrocarburos rechazan la resolución 144, que establece —a entender de las empresas— la retroactividad en la contratación de los proveedores locales que tienen que hacer las productoras.

Las petroleras agrupadas en la CEPH afirman que hubo un “cambio en las reglas del juego” del programa de incentivo a la producción de gas y que esta modalidad requiere una “readecuación de las compras y las contrataciones ya efectuadas”.

Concretamente, las petroleras dicen que, para cuando el programa se puso en marcha, en noviembre del año pasado, ya tenían contratados servicios y proveedores para el año 2021. Por eso, reclaman que los plazos se readecuen.

Las críticas a la resolución

Según la cámara empresaria, la resolución 144 establece nuevos mecanismos que imposibilitan el desarrollo del programa. La carta de la CEPH subraya que “contiene previsiones que, por un lado, incrementan las obligaciones asumidas por las empresas adjudicatarias al momento de acordar su participación en el Plan GasAr y, por el otro, son contrarias a derechos reconocidos a ellas en el propio régimen del Plan GasAr y en normas de jerarquía superior”.

En consecuencia, la cámara solicitó “la revisión” de la medida por parte de esa Secretaría, y pidió modificaciones porque “impone el cumplimiento de obligaciones en cabeza de las empresas adjudicatarias del Plan GasAr de manera retroactiva a la fecha de sanción del Decreto 892/20” y esto “afecta también los derechos adquiridos de las empresas adjudicatarias” del plan.

Además, la carta de la cámara empresaria destaca que la retroactividad “resulta de cumplimiento imposible, puesto que en el extremo plantea la readecuación de compras y contrataciones ya efectuadas o su terminación anticipada. Ello es claramente impracticable por razones de seguridad operativa que exigen mantener las actividades de manera ininterrumpida”.

Competitividad

El texto de la CEPH además menciona que la resolución de la Secretaría de Energía “establece un mecanismo que fija de manera automática el reconocimiento de costos diferenciales según la ubicación, y de esa manera otorga a favor de ciertos proveedores un trato diferenciado por sobre otros”. Y añade que “establece la obligación de otorgar un derecho exclusivo a igualar ofertas de manera recurrente para determinado tipo de proveedores”. “Esa disposición afecta la libertad de contratar y el derecho de ejercer industria lícita de las adjudicatarias del Plan GasAr, así como la libre competencia y concurrencia de las empresas proveedoras”, señalan las productoras.

Por último, la CEPH critica la resolución ya que “define como causal de daño a la competitividad de la cadena de Valor Agregado Nacional del sector hidrocarburífero a la importación de bienes usados”. Sobre este punto, agrega que esta disposición “es objetable en cuanto a que toda restricción o limitación a la aplicación de tales regímenes debe efectuarse mediante actos administrativos dictados por las autoridades competentes en la materia”.

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Tecpetrol designó a Ricardo Markous nuevo CEO de la compañía

Tecpetrol anunció la designación de Ricardo Markous, Director General de Desarrollo de Negocios, Gas & Power y Comercialización, para suceder a Carlos Ormachea como CEO de la empresa a partir del 1 de abril de 2021.

Markous es ingeniero civil de la UBA y tiene una Maestría en Management de la Universidad de Stanford. Está al frente del desarrollo de negocios, gas & power y comercialización de Tecpetrol en Argentina desde 2005. Con 40 años en el Grupo Techint, previamente a esta posición ocupó diversos puestos ejecutivos como la dirección de la División Gas del Grupo Techint y la dirección de Transportadora Gas del Norte (TGN).

“Con el equipo que formó Ormachea y con activos en la Argentina, donde destaco Fortin de Piedra en Vaca Muerta por su impacto en el mercado de gas; y en Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela, Tecpetrol va seguir siendo un actor clave en el desarrollo energético en la región”. “Aspiramos además a participar en la transición
energética regional, poniendo en valor el conocimiento de Tecpetrol y del resto del Grupo Techint”, dijo Markous, futuro CEO de Tecpetrol.

Luego de 17 años como CEO de Tecpetrol y más de 40 años en el Grupo Techint, Carlos Ormachea continuará como Chairman de Tecpetrol. Durante su gestión, la empresa logró una estratégica transformación, destacándose en los úlitmos años el desarrollo del yacimiento gasífero de Fortín de Piedra en la cuenca de Vaca Muerta en Argentina.

En un tiempo récord de 18 meses y con una inversión de más de 2.100 millones dólares, ese yacimiento de gas no convencional logró pasar de 0 (cero) a una produccción 17,5 millones de metros cúbicos diarios de gas aportando el 13% de la producción argentina de gas. Esto fue resultado de la consolidación de un gran equipo de trabajo con capacidades financieras, comerciales, operativas y de producción que logró concretar un proyecto de largo plazo que generó desarrollo de la cadena de valor energética, empleo local y valor para los consumidores de gas y para la compañía.

“Con un profundo conocimiento del mercado energético, Ricardo es un gran líder que continuará impulsando el crecimiento de Tecpetrol y el desarrollo de su gente. Ricardo ha participado en los proyectos más importantes de la compañía en Argentina, México y Perú y su contribución ha sido clave para el logro de los objetivos propuestos”, destacó Ormachea, Chairman de Tecpetrol desde abril.

Tecpetrol se dedica a la exploración, producción, transporte y distribución de hidrocarburos, y a la generación de energía eléctrica. Tiene operaciones en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela. Cuenta con más de 20 áreas operadas, más de 750 pozos de producción, 170.000 barriles equivalente por día, 3.400 millones de pies cúbicos diarios de capacidad de transporte de gas y 9.000 kilómetros de extensión de gasoductos operados.

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Audiencia eléctrica: el debate se centró en si las tarifas debe acompañar a la inflación o a los salarios

En la segunda jornada delas audiencias públicas sobre los cuadros tarifarios del servicio eléctrico, el foco estuvo puesto en las empresas distribuidoras. Los representantes de Edenor  y Edesur pusieron el énfasis en que las inversiones que llevaron adelante en los últimos años redundaon en una caída tanto de los cortes de luz como de su duración. También advirtieron  que si no hay un aumento de tarifas que acompañe el alza de los costos de operación, no será posible mejorar el servicio y a su vez crecerá la deuda  con el mercado mayorista de electricidad. Por su parte, los representantes de las Defensoría del Pueblo de las distintas jurisdicciones plantearon que las tarifas no pueden aumentar más que los salarios de los usuarios del servicio.

Abrió la audiencia la interventora del ENRE, Soledad Manin, quien puso el foco en lo que sucedió con los ingresos de las distribuidora de electricidad durante el gobierno de Mauricio Macri. “El incremento de las facturas en el período 2015-2019 para un hogar promedio fue de 731% en términos reales y de 3.222% en términos nominales”, señaló. “El plan de inversiones de cada empresa mostraron marcadas diferencias, a pesar de que el Valor Agregado de Distribución de la RTI fue similar. El plan de Edenor superó en más de $ 10.000 millones al de Edesur. Los planes no los cumplieron en 2017 y 2018 en el caso de Edenor. Y Edesur no cumplió en 2019, aunque con un porcentaje de cumplimiento en torno al 80% del plan”, agregó.

Con respecto a lo que se buscará desde el ENRE a partir de estas audiencias, la interventora señaló: “el objetivo final es acoplar la política energética y tarifaria a la recuperación económica utilizando de manera eficiente los recursos. Es decir, que el incremento en las facturas tiene que acompañar a la recuperación de la economía y no tiene que afectar el poder adquisitivo de los salarios”.

El turno de las distribuidoras

El presidente de Edenor, Ricardo Torres, comenzó su exposición destacado que en los últimos ocho años la distribuidora duplicó la inversión. ”Lanzamos el programa de inversión más grande de la historia de la empresa para brindar servicio a los 9 millones de usuarios que reciben electricidad en nuestra zona de concesión”, afirmó.

Añadió que como consecuencia de esos desembolsos “Tuvimos una reducción del 63% en la duración de los cortes y una reducción del 51% en la cantidad de cortes. Ambos indicadores fueron controlados por el ENRE, que era lo que nos exigía el ENRE dentro de un año. O sea, hicimos más de lo que nos pidieron”. Pero advirtió que si no hay actualización en el precio de las tarifas “, los ingresos de Edenor no alcanzarán para cubrir sus compromisos como son la compra de energía, impuestos, costos de operación y las inversiones

Por lo tanto, planteó que “si el Estado definiera que la totalidad del déficit previsto por Edenor se incluya en las facturas de los clientes, las tarifas deberían aumentar un 28% para los residenciales y un 31% para el promedio de todos los clientes de Edenor

En la misma sintonía, Juan Carlos Blanco, Gerente General de Edesur, puso el foco el foco en el desfasaje entre los ingresos y los costos de la compañía. “La tarifa y la remuneración de Edesur no ha variado desde marzo de 2019. En cambio los salario promedio en la Argentina han aumentado desde entonces un 82% , la inflación minorista aumentó 95% y la mayorista 121%. Muchos de los materiales que utiliza Edesur poseen insumos dolarizados. Esos materiales se han visto incrementados en un 162%, indicó.

Planteó que “este desbalance no se puede sostener en el tiempo y es necesario volver al equilibrio mediante una adecuación de tarifas, el otorgamiento de subsidios o una combinación de ambos”. Por lo tanto, plenteó dos alternativas para superar esta coyuntura. “Presentamos una primera propuesta del cuadro tarifario que debería aplicarse a partir del 1º de abril de este año y que necesita una actualización en agosto, según la inflación. Significaría un aumento 35% para los clientes residenciales y del 45% para el resto de las categorías. La segunda propuesta consiste en un subsidio aportado por el Estado Nacional de $ 34.000 millones”, afirmó.

La palabra de las Defensorías del Pueblo

La titular de la Defensoría del Pueblo de la Nación, Mariana Grosso, planteó algunos cuestionamientos con respecto a la finalidad de las audiencias públicas. “El viernes pasado se realizó un anuncio de que las tarifas se iban a incrementar entre un 7% y 15% y que no iba a afectar de sobremanera el poder adquisitivo de los usuarios. Entonces, nos preguntamos: ¿qué es lo que se está discutiendo en esta audiencia pública? Creemos que las audiencias son previa a la toma de decisiones. ¿Cómo se aplicarán estos incrementos?”, se preguntó.  

Consideró que los futuros aumentos deben ser adecuados a la capacidad de pago de los usuarios. “No pueden otorgarse aumentos en las facturas sin el análisis previo de las capacidades económicas y financieras de los usuarios. Observamos un nivel de crisis en los ingresos del sector asalariado en general y de los comerciantes, lo que hace necesario implementar medidas que sean en resguardo de los intereses de los usuarios”, indicó.

Por su parte, el Defensor de la Ciudad de Buenos Aires, Alejandro Amor, planteó que “el estado argentino tiene la función de terminar con la pobreza energética pero las empresas también tienen que se ser parte de esa política”. En tal sentido, solicitó “elevar a dos Salarios Mínimo Vital y Móvil el tope para acceder a la tarifa social”.

Amor refutó la posición de las distribuidoras con respecto a la calidad del servicio y a las inversiones. “La prestación es deficiente a pesar de los aumentos que ha habido durante todos estos años. No invirtieron las empresas como se habían comprometido. En audiencias anteriores, Edesur y Edenor prometieron inversiones pero no vimos esas obras hechas en su totalidad, de acuerdo a los compromisos que habían asumido”, indicó.

El Defensor del Pueblo de la Provincia de Buenos Aires, Guido Lorenzino, apuntó contra Edesur, tal como lo hicieron en su momento un grupo de intendentes del sur del conurbano bonaerense. “El de Edesur es un caso muy claro de una empresa que no tiene voluntad de invertir, que tal vez tiene un expertise en el mundo pero que en Argentina ha fracasado. Que la única inversión que hubo en la red eléctrica que tiene Edesur fue hecha por el Estado y con los recursos de todos y todas. No con los que ellos han ganado”, expresó.  Lorenzino consideró que “es necesario revisar esta concesión (la de Edesur). No podemos seguir pensando que esta empresa va a seguir prestando tan mal servicio por  los próximos cincuenta años”.

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Descarbonización: Galileo Technologies presenta una nueva Estación de Carga de Hidrógeno

Como síntesis de más de 30 años de experiencia en la compresión de gas y un R&D basado en códigos de seguridad de las industrias química y aeroespacial, la Estación Blue Patagonia es un módulo compacto que ofrece compresión, almacenamiento y despacho de hidrógeno (H2) bajo monitoreo remoto 24/7. 

Con capacidad para dispensar H2 comprimido a 35 y a 70 megapascales (MPa), la estación puede cargar varios vehículos en simultáneo y en un tiempo de 3 minutos por medio de sus mangueras incorporadas o de surtidores independientes. 

Así como su despacho, la capacidad de almacenamiento de H2 que acompaña a la estación también puede incrementarse con el agregado de tanques. Esta ingeniería modular permite que el equipo provea una solución de combustible limpio en estaciones públicas y privadas, atendiendo a vehículos livianos o flotas de buses, camiones o embarcaciones.

Actualmente, el desarrollo de los FCVs se encuentra en un estado embrionario y solo existen unas decenas de vehículos, principalmente en Estados Unidos y Europa. Caracterizados como vehículos de cero emisiones (ZEVs), los FCVs no emiten gases de efecto invernadero (GHG), particulados, óxidos de azufre (SOx) u ozono (O3) a nivel del suelo. De sus escapes solo se libera vapor de agua. 

Estos factores hacen que el H2 sea considerado como una seria alternativa de sustitución de las naftas y el gasoil. Los tiempos se de recarga serán un determinante para inclinar las preferencias de los futuros usuarios en favor de los FCVs. Mientras que un auto eléctrico puede reabastecerse en 30 minutos con el cargador más rápido, un auto impulsado por H2 puede estar listo en pocos minutos.

“Hemos percibido que los costos de las celdas de combustible se han reducido a la mitad en los últimos años y que se aproximan a un 5% de los valores del 2005, mientras que su durabilidad y rendimiento se extienden con nuevos récords, afirmó Osvaldo del Campo, CEO de Galileo Technologies para señalar el interés de la compañía en el H2.

“Si bien aún queda mucho por desarrollar desde la industria automotriz para optimizar costos, una de las principales brechas entre los consumidores y los FCVs es la ausencia de infraestructura para la carga de hidrógeno. En Galileo, siempre hemos buscado superar los dilemas del tipo del huevo o la gallina apostando por la tecnología.  Esa visión es la que nos anima en la presentación de la Estación Blue Patagonia. Solo eliminando barreras para los consumidores, conseguiremos desarrollar la masa crítica que pondrá a los FCVs en la calle y que, a su vez, justificará el incremento de la producción de hidrógeno verde y azul”.

En el mundo, solo el 0,1% del H2 es verde. Este H2 se obtiene como producto del electrólisis del agua (H2O) mediante el uso de electricidad generada por fuentes renovables. Masivamente, el H2 es caracterizado como gris o negro y se obtiene de la transformación de combustibles fósiles en un proceso que implica la liberación emisiones de GHG. Por lo tanto, solo el H2 verde garantiza una eliminación neta de emisiones desde la fuente de energía al escape.

“Tenemos un compromiso total con la descarbonización y el progreso de la transición energética. Este lanzamiento es complementario de nuestras RNG Solutions para la producción de gas natural renovable, el cual puede ser destinado a servir de vector energético sin intermitencias en la generación de la electricidad necesaria para la electrolisis de hidrógeno verde.”

“Asimismo, estamos trabajando en el desarrollo de un proceso de reforma de metano (CH4) con captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) para la producción de H2 a partir de biomasa”, destacó del Campo.

La visión de Galileo Technologies se inscribe en el avenir de una Tercera Revolución Industrial dominada por la digitalización e impulsada por un mix de vectores energéticos de emisiones reducidas y emisiones cero. La misma está orientada por las recomendaciones del Panel Intergubernamental Sobre Cambio Climático (IPCC) que destacan la importancia de mantener el calentamiento global por debajo de los 2°C. Un objetivo que implica alcanzar una descarbonización del 25% hacia 2030 y la eliminación neta de las emisiones hacia 2070.

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El talento en el corazón de la transformación digital

La implementación, que abarcó los proceso de Administración de Personal, Desempeño, Compensaciones, Sucesiones, Desarrollo y Aprendizaje, se realizó en varias etapas con un equipo mixto de profesionales de Accenture Argentina y México. Como parte de este proyecto, Compañía Mega necesitaba estructurar un LMS (learning management system, sistema de gestión de aprendizaje) que no solo permitiera a sus colaboradores tomar cursos online, sino también que habilitara al equipo de talento para obtener reportes de seguimiento del desarrollo de los recursos humanos y armar planes de capacitación de acuerdo a diferentes criterios, como las áreas específicas o los niveles de carrera. Pero quedaba un desafío por delante: la organización no contaba con un volumen significativo de cursos propios. En este caso, se decidió apelar a una solución innovadora en el país: por primera vez en la Argentina se integró SAP SuccessFactors® Learning con la base de capacitaciones disponible en la plataforma de aprendizaje LinkedIn Learning. Un orgullo para todo el equipo de trabajo.

A pesar de las restricciones impuestas por el escenario de COVID-19, se avanzó positivamente a lo largo de todo el proyecto con el equipo integrado de Compañía MEGA y Accenture soportado por tecnologías que facilitan el trabajo remoto. Esta sinergia y colaboración conjunta, como un solo equipo, sólo podía llevar al éxito.

Los beneficios otorgados por SAP SuccessFactors® a Compañía Mega son notables y van desde una eficiencia operativa en el área de RRHH hasta una autonomía creciente respecto del soporte requerido para las operaciones, gracias a las soluciones de autoservicio que agilizan las decisiones, eliminan los intermediarios y mejoran la experiencia general de los colaboradores. Por otra parte, se descentralizaron las tareas y el trabajo manual se redujo, eliminándose los errores asociados y acelerando los procesos. Por otra parte, todos los colaboradores cuentan con una amplia gama de oferta de capacitaciones online y el equipo de capital humano dispone de información integrada online que le permite realizar el seguimiento necesario para potenciar el talento.

En tiempos de incertidumbre, mejorar la experiencia del empleado, acompañarlo durante todo su journey dentro de la organización y apuntalar su conocimiento y su plan de desarrollo son los valores diferenciales que permiten a las empresas destacarse y crecer. 

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Vaca Muerta: Buscan tentar a China

El presidente Alberto Fernández le propondrá al gigante asiático que construya las obras que podrían respaldar el crecimiento del shale gas de Neuquén. Es una de las obras imprescindibles que Vaca Muerta necesita para expandir su producción de gas. Y al mismo tiempo, una alternativa para descomprimir la presión sobre el Banco Central de la República Argentina (BCRA). La obra de un nuevo gasoducto para el shale gas de Neuquén vuelve a escena: el presidente Alberto Fernández llevará a su gira por China, prevista para mayo, la oferta de que el gigante asiático invierta unos 2300 millones de dólares en […]

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Tecpetrol obtiene un préstamo, renegocia deuda y quiere crecer en producción de gas

La petrolera de la familia Rocca acaba de obtener un préstamo por u$s286 millones que utilizará para cancelar deuda y financiar nuevos negocios. Luego de varios meses de negociaciones con sus acreedores para estirar los plazos para la cancelación de millonarias deudas, Tecpetrol finalmente logró resolver las dificultades que le impedían cumplir con ese objetivo. Lo hizo a partir de la firma de un millonario préstamo con uno de los principales bancos internacionales que le permitirá ahora cumplir con el pago de una serie de deudas bancarias por un global de u$s 370 millones. En noviembre del 2020, la petrolera […]

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Ricardo Markous: a partir de abril, será el CEO de Tecpetrol

Ricardo Markous asumirá como número uno de Tecpetrol, la energética del Grupo Techint. La empresa desembolsó más de u$s 2100 millones en el desarrollo de Fortín de Piedra, uno de los principales yacimientos de gas no convencional. Reemplazará a Carlos Ormachea, quien será ‘chairman’ Ricardo Markous será, a partir del 10 de abril, el nuevo CEO de Tecpetrol, la empresa energética del Grupo Techint. El ejecutivo reemplazará a Carlos Ormachea, quien pasará a ser chairman de la compañía. Ingeniero Civil (UBA), con una maestría en Management (Stanford University), Markous era, hasta ahora, director general de Desarrollo de Negocios, Gas & […]

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“The Carbon Sink”: una tienda de compensación de carbono

El sitio cuenta con una calculadora de emisiones. Personas particulares y pymes pueden neutralizar su impacto ambiental participando en proyectos en América Latina. Se responden preguntas sobre nuestra actividad, dieta, estilo de vida y uso de recursos. La contaminación, el calentamiento global y el cuidado de nuestro Planeta es un tema que nos involucra a todos y en el que cada uno puede hacer su pequeña contribución cotidiana, más allá de la responsabilidad que recae sobre los gobernantes. Entre la gran variedad de opciones para aportar nuestro granito de arena, se lanzó la primera tienda de medición y compensación de […]

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El gerente general de la CEA cuestionó “el impuesto al viento” que busca aplicar la ciudad de Puerto Madryn

El gerente general de la CEA cuestionó la tasa municipal que busca aplicar la ciudad de Puerto Madryn y dijo que el tributo puede afectar el funcionamiento de las empresas del sector. Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), fue entrevistado acerca de la situación que afrontan las empresas del sector ubicadas en Puerto Madryn, provincia de Chubut, donde el municipio busca aplicar un “impuesto al viento”: se trata de una tasa vinculada a la venta de energía que, asegura, representa millones de pesos al mes. Además, se refirió a la situación general del sector y […]

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Paritaria petrolera: la expectativa del sindicato es que se cierre un acuerdo por arriba del 35 por ciento

Ávila comentó que se espera una nueva reunión entre este martes y miércoles para poder acercar las posiciones. Las negociaciones paritarias entre sindicatos petroleros y cámaras de hidrocarburos y servicios especiales tendrán continuidad esta semana, aunque por ahora las posiciones están a unos 10 puntos de distancia: mientras la propuesta empresaria es de un 25%, el sector gremial apunta a un 35%. Así lo reveló Jorge Ávila, quien anticipó que se espera una nueva reunión para esta semana y poder acercar las posiciones. “Nosotros estamos mirando un promedio de 3 ó 3,5 puntos por mes de inflación, por lo que […]

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Biocombustibles: una nueva realidad

La cámara de diputados evaluará la extensión o no de la ley 26.093 de promoción de los biocombustibles, sancionada en 2006. Mientras que la oposición parece alineada con el lobby de las grandes empresas de biocombustibles, el oficialismo impulsa un proyecto mucho más racional que favorecería a las PYMES productoras. En estos días se está tratando el futuro de los beneficios fiscales que reciben los biocombustibles. La cámara de diputados evaluará la extensión o no de la ley 26.093 de promoción de los biocombustibles, sancionada en 2006, y que ha establecido cortes de bioetanol para la nafta y de biodiesel […]

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PUMA ENERGY Y HONDA CELEBRAN UN AÑO MÁS DE ALIANZA ESTRATÉGICA

La compañía petrolera de mayor crecimiento en el mercado argentino y la automotriz japonesa líder en su segmento anunciaron la extensión del acuerdo que iniciaron en 2019. Además, presentaron incorporaciones a su equipo de Súper TC2000. Puma Energy y Honda anunciaron la extensión de la alianza estratégica que impulsan desde 2019. En esta nueva etapa, la automotriz japonesa recomendará el uso de los combustibles de la petrolera en todos sus vehículos. “Estamos muy orgullosos de poder extender esta alianza con Honda, ya que reafirma el trabajo incansable de nuestros equipos por lograr excelencia en la calidad de nuestros productos y […]

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COMIENZA A OPERAR EL PARQUE EÓLICO CHUBUT NORTE II DE GENNEIA

El proyecto destinado a grandes usuarios de energía eléctrica, recibió la habilitación comercial de CAMMESA, para operar desde la hora 0:00 del día sábado. Buenos Aires, 29 de Marzo 2021. Tras una inversión de 39 millones de dólares, se puso en marcha el Parque Eólico Chubut Norte II desarrollado por Genneia, la empresa líder en energías renovables. Con una potencia instalada de 26,28 MW, generará 120 GWh anuales, orientados al Mercado a Término de Energías renovables. “Con Chubut Norte II, ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una […]

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El Presidente inauguró una planta de Raízen en Dock Sud y valoró su confianza en el país

El presidente Alberto Fernández recorrió este mediodía la refinería de la empresa Raízen, en la localidad bonaerense de Dock Sud, donde participó de la inauguración de una planta de propelentes que demandó una inversión de 8 millones de dólares y mantuvo una reunión de trabajo con las autoridades de la firma quienes le detallaron el avance del plan para la Argentina. “Agradezco y valoro la confianza en el país. Tenemos que seguir trabajando juntos”, dijo el mandatario que asistió acompañado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, el secretario de Energía, Darío Martínez, y por el embajador de Argentina […]

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Biden lanza un megaplan para instalar hasta 30.000 MW de energía eólica en el mar

La administración de Joe Biden anunció un conjunto de iniciativas para acelerar el desarrollo y la expansión de la energía eólica offshore en Estados Unidos. Entre las prioridades figura la creación de un área especial para la instalación de proyectos eólicos en las aguas de Nueva York y Nueva Jersey, de gran potencial económico.

Bajo la coordinación de la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy, los departamentos de Interior, Energía, Comercio y Transporte llevarán adelante una serie de medidas con el objetivo de desplegar hasta 30.000 MW de energía eólica offshore para el 2030. Esto demandará una inversión de 12.000 millones de dólares por año en proyectos eólicos en las dos costas del país, con el potencial para generar más de 44.000 empleos directos y 33.000 indirectos.

El segmento offshore prácticamente no existe en Estados Unidos: hay más de 110.000 MW de energía eólica en tierra pero tan solo 42 MW instalados en el mar. En comparación, Europa y China registran más de 3500 y 2500 MW offshore, respectivamente. En esos mercados pisa fuerte la estadounidense General Electric, empresa líder en el segmento de las turbinas marítimas.

Se necesita de un liderazgo federal, en estrecha coordinación con los estados y en asociación con el sector privado, los sindicatos y otras partes interesadas para catalizar el despliegue de la energía eólica marina a escala”, explicó la Casa Blanca en un comunicado. El presidente Joe Biden creó el cargo de Asesor Climático Nacional de la Casa Blanca para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal.

Nueva York

Entre las iniciativas anunciadas destaca la evaluación ambiental de una nueva Área de Energía Eólica identificada en las aguas de los estados Nueva York y Nueva Jersey, en la costa este. Las Áreas de Energía Eólica son zonas identificadas como las más apropiadas y menos conflictivas para el uso de la energía eólica marítima.

El Bureau de Administración de la Energía Oceánica, el órgano del Departamento del Interior que se encarga de esa tarea, anunció el lunes la identificación de 800.000 acres en esa región que serían aptos para turbinas marítimas. “Las Áreas de Energía Eólica en el Ancón de Nueva York están ubicadas en un área de aguas poco profundas entre Long Island y la costa de Nueva Jersey. Tienen el potencial de ayudar a los estados a alcanzar sus objetivos energéticos”, señaló el Bureau.

La Casa Blanca citó un informe de la consultora Wood Mackenzie que indica que dicha zona tiene el potencial para generar 25.000 empleos en el desarrollo y construcción de parques entre 2022 y 2030, así como 7.000 empleos indirectos en las comunidades aledañas. También podría generar hasta 4.000 puestos operativos y de mantenimiento por año, además de 2.000 trabajos comunitarios en los años siguientes. El gobierno espera poder arrendar estas áreas a fines de 2021 o principios de 2022, luego de la evaluación ambiental.

Por otro lado, el desarrollador Ocean Wind quedó un paso más cerca de iniciar la construcción de un mega parque de 1100 MW en aguas de Nueva Jersey, con 98 turbinas Haliade-X de General Electric, la turbina de mayor potencia nominal existente en el mercado. El Bureau anunció ayer que comenzará a preparar la declaración de impacto ambiental del plan de construcción. No es el único: tiene otros 16 planes de construcción en carpeta para iniciar su revisión. El órgano finalizó a principios de mes la última revisión ambiental de Vineyard, otro mega proyecto de 800 MW en Massachusetts, paralizado en 2019 por una decisión del gobierno de Donald Trump.

Cadena de abastecimiento y costos

El incremento en las capacidades y la producción de bienes de capital e insumos necesarios constituye otra prioridad. El gobierno estima que por cada componente crítico (góndolas, aspas, torres, cimientos, cables submarinos) el país necesitará entre una y dos fábricas nuevas para suplir semejante demanda. También se necesitará de al menos seis nuevos barcos especiales para la instalación de las turbinas, con un costo estimado de entre 250 y 500 millones por vehículo.

Con el fin de escalar el desarrollo y la construcción de parques, el Departamento de Energía habilitará fondos por 3000 millones en forma de garantías de préstamos para la inversión en nuevas instalaciones que permitan incrementar la fabricación de los componentes críticos. La inversión en infraestructura portuaria también es importante. El Departamento de Transporte anunció que las autoridades portuarias y otros solicitantes podrán aplicar para recibir fondos para proyectos relacionados con infraestructura portuaria.

Desafíos

No obstante, el principal desafío en el segmento offshore consiste en disminuir el costo de los proyectos. Las turbinas offshore tienen una mayor potencia nominal de generación y un mayor factor de capacidad que sus contrapartes en tierra. Sin embargo, la instalación en el mar y el tendido de la infraestructura de transmisión eléctrica incrementan notablemente el costo final, inclinando la balanza en favor de los proyectos en tierra.

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables del Departamento de Energía estima que a medida que avancen las tecnologías eólicas offshore y la demanda crezca, el costo nivelado de la energía eólica offshore podría ubicarse entre 50 y 70 dólares por MWh para el 2030, un precio alto pero que sería competitivo en algunos mercados de EE.UU. Por lo tanto, la innovación es relevante para disminuir los costos.

Con ese fin, el Consorcio Nacional de Investigación y Desarrollo de Energía Eólica Marina, creado por el Departamento de Energía y el estado de Nueva York, adjudicará 8 millones a 15 proyectos de investigación y desarrollo de energía eólica marina que fueron seleccionados a través de un proceso competitivo. Los nuevos proyectos se centrarán en la innovación de la estructura de soporte en alta mar, el desarrollo de la cadena de suministro, la innovación de sistemas eléctricos y los costos para el despliegue de la energía eólica marina.

La Casa Blanca estima que si Estados Unidos logra el objetivo de 30.000 MW en 2030 se pondrá en carrera para llegar a los 110.000 MW offshore en 2050, generando 77.000 empleos directos y otros 57.000 indirectos en las comunidades cercanas a los parques.

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Durante los primeros dos meses del año se inauguraron 520 MW renovables en Chile

La penetración de energías renovables no convencionales en la matriz energética chilena crece a pasos agigantados.

Para este año se espera que ingresen en funcionamiento 94 proyectos de generación eléctrica, por 6.016 MW, con lo cual la oferta de potencia pasará de 26.367 MW de capacidad instalada a más de 33.000 MW, de acuerdo con las estimaciones del Ministerio de Energía.

De ese volumen de nueva potencia, según la Comisión Nacional de Energía -CNE- cerca de 5.000 MW serán eólicos y solares fotovoltaicos. A confiar por los resultados que se vienen obteniendo hasta el momento, parece que la meta se va a cumplir.

Fuente: CNE

Según el Coordinador Eléctrico Nacional, durante los meses de enero y febrero de este 2021 han ingresado un total de seis nuevos proyectos en operación comercial, por 522,4 MW.

El grueso de esos proyectos es de tecnologías renovables no convencionales. Se trata, por un lado, de dos proyectos eólicos, ambos de la empresa Ibereólica: Cabo Leones II – Primera etapa; y Cabo Leones II – Segunda etapa, de 204 MW cada uno.

El primero de ellos se inauguró el 23 de febrero pasado y el segundo dos días después, el 25 de febrero. Los emprendimientos, ubicados en la Región de Atacama, suman en total 408 MW y fueron conectados sobre la Subestación Eléctrica Maitencillo.

Solares

Por otra parte, se destacan tres proyectos solares fotovoltaicos. Por un lado, San Pedro, de 106 MW, que entró en operaciones en pasado 18 de febrero.

El emprendimiento propiedad de Global Power Generation (GPG), compañía subsidiaria del ex grupo español Gas Natural Fenosa, actualmente Naturgy, fue emplazado en la Región de Antofagasta.

Por otro lado, pueden mencionarse dos Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD) solares fotovoltaicos, cada uno de 3 MW. Uno se denomina Lumbreras y es propiedad de Betel SpA. Se ubica en la Región Metropolitana e ingresó en funcionamiento el pasado 16 de enero.

El otro se llama Don Andrónico y es de la empresa Parque Solar Cancha SpA, también ha sido emplazado en la Región Metropolitana y comenzó a generar energía limpia el pasado 24 de febrero.

Empresa Nombre Proyecto Tipo de Generación Tipo Tecnología Potencia Neta Total [MW] Punto de Conexión Región Fechas Estimada de PES Fecha Real de PES Fechas Estimada de EO Fecha Real de
EO
Ibereólica Cabo Leones II S.A. Cabo Leones II – Segunda etapa convencional y no convencional Eólico 204,0 SE Maitencillo Atacama 17-sep-20 22-sep-20 31-dic-20 25-feb-21
Parque Solar Cancha SpA PMGD Don Andrónico PMGD Solar 3,0 Alimentador Lo Sierra 23kV, SE Santa Rosa Metropolitana 28-feb-21 23-feb-21 1-mar-21 24-feb-21
Ibereólica Cabo Leones II S.A. Cabo Leones II – Primera etapa convencional y no convencional Eólico 204,0 SE Maitencillo Atacama 17-sep-20 22-sep-20 31-dic-20 23-feb-21
GPG Solar Chile 2017 SpA Parque Fotovoltaico San Pedro convencional y no convencional Solar 106,0 S/E Seccionadora Lasana, Línea 1×220 kV Calama – Solar Jama Antofagasta 23-oct-20 13-nov-20 30-mar-21 18-feb-21
Betel SpA PMGD Lumbreras PMGD Solar 3,0 Alimentador Lumbreras 13,2 kV, S/E El Maitén Metropolitana 30-ene-21 15-ene-21 30-ene-21 16-ene-21
Central El Atajo SpA Quitralman (PMGD Diésel El Atajo) PMGD Diésel 2,4 Alimentador Picoltué Mulchen 23 kV, S/E Picoltué Biobío 31-ene-21 28-ene-21 31-ene-21 29-ene-21

Térmico

Finalmente, según el Coordinador, durante los primeros dos meses del año ha comenzado a operar un solo proyecto termoeléctrico. Se trata del PMGD Quitralman, de 2,4 MW, ubicado en la Región de Biobío. Empezó a funcionar el pasado 29 de enero.

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Ya se conoce a «Tiger Pro»: El nuevo módulo estrella de Jinko Solar diseñado para generación distribuida

El nuevo módulo se basa en el diseño Tiger Pro de 182 mm y 54 celdas que ofrece una potencia máxima de 415 W y una eficiencia ultra alta del 21,3%.

Adecuado para una variedad de recursos energéticos distribuidos (DER), los nuevos módulos Tiger Pro presentan un rediseño en términos de tamaño y peso, dos de las características más importantes para adaptarse a la altura y la longitud del brazo de los instaladores, y también son mas amigables para la instalación en techos.

El nuevo módulo Tiger Pro mide aproximadamente 1,7 metros de largo y 1,1 metros de ancho, lo que hace que el diseño se adapte mejor a las demandas del mercado en términos de instalación, manipulación manual y transporte en comparación con los módulos convencionales.

Los módulos de alta calidad siempre están acompañados de una garantía confiable y la serie Tiger Pro de JinkoSolar ofrece una excelente garantía de producto de 15 años y una garantía lineal de 25 años.

La degradación es del 2% en el primer año y la degradación anual máxima es del 0,55% desde el segundo año hasta el año 25. Con materiales de módulo mejorados y diseño de proceso optimizado, los módulos Tiger Pro brindan seguridad y confiabilidad de carga mecánica superior en condiciones climáticas extremas.

El excelente rendimiento de carga mecánica hace que los módulos sean adecuados para la instalación en zonas con mucha nieve / viento.

Gracias a su diseño de tamaño mejorado, mayor potencia de módulo y mayor eficiencia de conversión, la serie de módulos Tiger Pro puede proporcionar a los clientes un LCOE más bajo y una generación de energía confiable a largo plazo para una amplia variedad de escenarios, desde techos industriales y comerciales hasta necesidades residenciales.

Los módulos Tiger Pro continúan satisfaciendo las necesidades de la mayoría de los clientes residenciales con su tamaño pequeño y apariencia elegante, y se espera que se conviertan en la mejor opción para módulos fotovoltaicos de alta eficiencia en el mercado residencial.

El Sr. Kangping Chen, CEO de JinkoSolar comentó: “JinkoSolar ha seguido dominando la industria global a través de sus esfuerzos en I + D, innovación iterativa, producción confiable y calidad, así como un excelente servicio al cliente». »

«JinkoSolar continuará manteniendo su posición de liderazgo en todo el mundo, fortalecerá la innovación y la cooperación con sus socios globales, así como promoverá la neutralidad de carbono a través de la transformación verde y soluciones de energía renovable para sus clientes globales , concluye Jinko Solar en un comunicado de prensa.

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Licitación en puerta: El pre-pliego de la línea en 230 kV de 70 kilómetros en Colombia

La semana pasada se publicó el prepliego de la Convocatoria Pública UPME 04 -2021 Subestación Atrato 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver en línea), que consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto subestación Atrato 230 kV.

Según los documentos el proyecto comprende:

i. Subestación Atrato 230 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción de los municipios de El Carmen de Atrato en el departamento de Choco.

ii. Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 73 km desde la subestación Atrato 230 kV, hasta interceptar la línea existente Ancón Sur – Esmeralda II 230 kV, para reconfigúrala en Ancón Sur – Atrato – Esmeralda 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

iii. Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

Si bien el cronograma de la subasta aún está en proceso de confección, se espera próximamente haya definiciones al respecto.

La convocatoria, al igual que las últimas que se estuvieron desarrollando desde la llegada de la pandemia a Colombia, se llevará a cabo a través de la Plataforma Tecnológica de la UPME.

Por lo pronto, el prepliego determina que este proyecto, definido como subestación El Siete en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2017-2031”, debería entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

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PVH firma dos nuevos contratos para suministrar 65 MW en Argentina

PVH suministrará 65 MW de su seguidor solar de doble fila Axone Duo en dos proyectos ubicados en la provincia cordobesa de Argentina, después de sendos acuerdos alcanzados con Grupo Neuss y PowerChina LTD Argentina.

De este modo, el fabricante y desarrollador tecnológico español, que cuenta con sede local en el país latinoamericano, refuerza su actividad en una de las regiones más prometedoras para la industria fotovoltaica dentro del continente americano.

Sus localizaciones en Cura Brochero y Villa María de Río Seco, respectivamente, las convierten en dos instalaciones con un gran potencial de producción.

En ese sentido, las plantas fotovoltaicas contarán con un total de 180.826 módulos fotovoltaicos repartidos en 124 hectáreas, cuya producción evitará la emisión total y aproximada de 89.000 toneladas de CO2 a la atmósfera anualmente, lo que equivale al consumo generado por alrededor de 19.200 vehículos.

«Con la firma de estos dos nuevos contratos, damos un gran salto de nivel que, sin duda, nos ayudará a incrementar nuestra actividad y nuestra competitividad en el mercado argentino y en países limítrofes”, señalan Gustavo Pintelos y Augusto Bernasconi, responsables del Desarrollo de Negocio de PVH en Argentina.

Asimismo, ha reflejado el trabajo que se está llevando a cabo desde PVH para “superar las expectativas en 2021 y años venideros. El futuro de la industria fotovoltaica en Argentina es prometedor y queremos ser un partner de confianza para todo tipo de clientes. Estamos trabajando para cumplir ese objetivo”.

Por su parte, Emilio García, COO de la compañía, ha explicado que “el mercado argentino es clave para los objetivos de desarrollo y suministro que PVH tiene dentro del continente americano”.

Además, añade, “el hecho de contar con sede local y profesionales de gran nivel en el país facilita las relaciones con nuestros potenciales clientes en términos de cercanía, rapidez y eficiencia en las comunicaciones”.

Actualmente, PVH cuenta con una red de suministradores locales, además de con equipos de logística y consultoría, que le permite cumplir con los requerimientos marcados por la norma de Contenido Nacional Declarado (CND), requerido en numerosos proyectos.

Sobre PVH: PV Hardware (PVH) es un proveedor de soluciones innovadoras de seguimiento solar para el mercado global de energía solar, incluyendo seguidores solares, estructuras fijas y sistema SCADA. Cada producto diseñado por PVH puede instalarse fácilmente en cualquier tipo de terreno, resiste diferentes condiciones climáticas, y está preparado resistir vientos fuertes, admitiendo cualquier tipo de módulo, incluidos los de capa fina y los bifaciales.

Fundada en 2011, PVH tiene una capacidad de producción anual de más de 6 GW, habiendo suministrado más de 9 GWp a plantas fotovoltaicas que operan en varios países del mundo. Gracias a ello, PVH cuenta con la experiencia necesaria para gestionar adecuadamente instalaciones de seguimiento solar de cualquier capacidad, en cualquier lugar.

 

 

 

 

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Generación distribuida en México: Proponen sustituir subsidios en las tarifas por paneles solares

La generación distribuida en México cada vez toma un rol más protagónico para afrontar las metas de energía limpia y el compromiso de la descarbonización, como así también a ayudar a cerrar la brecha de acceso universal a la energía en aquellos sitios donde es imposible llevar la red eléctrica y disminuir la brecha de pobreza energética.

En este caso, desde Iniciativa Climática de México presentan una alternativa de generación solar distribuida denominado “Hogar solar”, como un método de frente a la cantidad de subsidio de tarifas eléctricas de los usuarios. 

“La propuesta es sustituir lo que hoy es un gigantesco subsidio a la electricidad, de 130 mil millones de pesos por lo menos. Es decir que, en vez de subsidiar a las personas de bajo ingreso con la tarifa, se le subsidie instalando a cada uno de ellos en su azotea un panel solar”, señaló Adrián Fernández, Director Ejecutivo de ICM. 

Adrián Fernández – ICM

Bajo esa misma línea, el especialista señaló que “hay 400.000 usuarios de alto consumo (4-10 kW) y otros 38.000.000 de usuarios del sector doméstico subsidiado (1-3 kW)”. “Con los ahorros de electricidad de dos o tres años se pagaría el que instalaran paneles fotovoltaicos”, agregó.

Y si bien apuntó que posiblemente no todos los hogares califiquen por cuestiones del diseño del hogar, observan millones de potenciales viviendas que pueden ingresar. “En cada uno de los hogares en donde se instale un conjunto de paneles solares, ya no requerirá el subsidio tarifario”, mencionó Fernández. 

¿Cómo funcionaría el plan que presenta ICM? “Durante los primeros seis años se aplicaría una inversión de recursos que, por cierto, hay organismos multilaterales que se pelearían por acercarle a México el financiamiento concesional si el gobierno avanza”. 

“Luego del sexto año ya no habrá que inyectar un recurso adicional, porque reclutaremos más hogares con paneles en sus azoteas hasta que rompen el punto crítico donde el número de los ahorros que dan en generación y subsidio, a partir del octavo año empiezan a disminuir el subsidio hasta llegar al decimoquinto año donde habría una masa crítica”, explicó. 

Por otra parte, bajo el proyecto “Hogar solar”, los usuarios seguirán pagando, pero en menor medida ya que tendrán un descuento del 15 al 20% para que haya un estímulo a mantener los paneles solares. 

Y según lo que mencionó el Director Ejecutivo de ICM, dependiendo de la escala del programa que se maneje, “se podrá adicionar un volumen importante de generación limpia y también reducir entre veinte y treinta millones de toneladas de CO2”. 

“Hay una gran posibilidad de cambiar un subsidio en una inversión”, añadió Adrián Fernández a modo de cierre del emprendimiento alternativo por el cual ya han dialogado con varios actores del sector energético en México con el fin de aportar al cambio climático y el desarrollo de las energías renovables en dicho país.

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Jaime Solaun de Solarpack: «Nunca vimos una licitación tan peleada como en la central solar El Aromo»

Las energías renovables continúan siendo protagonistas en las licitaciones de Latinoamérica por sus precios competitivos.

Los Proceso Público de Selección (PPS) convocados el año pasado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador son un ejemplo de aquello.

En su llamado para la concesión, construcción, operación y mantenimiento del proyecto fotovoltaico El Aromo, los tres jugadores que se disputaron los precios más bajos sólo se diferenciaron por algunos centavos de dólar.

Mientras que, Solarpackteam ofreció 0,06935 dólares el kWh (69,35 US$/MWh); sus pares Neoen S.A, y Consorcio Cobra Zero-E Aromo, se postularon por 0,06980 dólares el kWh y 0,06998 dólares el kWh, apenas por debajo.

A cuatro meses de la adjudicación, Jaime Solaun, Head of Business Development en Solarpack destacó: «Nunca vimos una licitación tan peleada como la de la central solar El Aromo».

Durante su participación en la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy, el referente de la empresa francesa para la región andina valoró la competitividad que ha alcanzado el sector y las tendencias que se mantienen en los distintos mercados.

“Vemos una tendencia que no creo que sea sólo de Latinoamérica sino que es global, que es de apostar por plantas más grandes. El Aromo es un caso, que es el primer proyecto en gran escala que se lanza al mercado de Ecuador”, consideró.

Siguiendo su análisis, la energía solar hoy tiene un precio excepcional y la hibridación de la solar con otras tecnologías se tornaría clave, sea con almacenamiento o con otras tecnologías.

Al respecto, agregó: “Es una tendencia que hay y su éxito dependerá de la regulación que tenga ese mercado. Haber dimensionado un buen CAPEX, los riesgos de PPA y apostar a rentabilidades que sean atractivas para los inversores”.

Dicho aquello, valoró que la industria solar no sólo apostaría por plantas de generación más grandes. Como ejemplo citó el haber colocado en 2010 la piedra del primer proyecto solar utility scale en Latinoamérica que era de 1.1 MW y hoy estar compitiendo también con PMGDs en Chile.

“El PMGD ha desarrollado mucho la industria solar en Chile, en números de megavatios y en cuanto a gente que se dedica a la industria”.

Respecto a la posibilidad de replicar el modelo de PMGDs en otros países de la región, concluyó: “Hay un esquema de remuneración al que hay que correr para acogerse pero indudablemente es una fórmula que hemos explotado. Estamos en el nicho de PMGD en Chile, así como estamos en nichos con visibilidad a largo plazo de flujos”.

“A la energía distribuida le vemos sentido. Con lo cual, yo si veo a otros países que adopten este mecanismo de remuneración o similar -que permita el desarrollo de proyectos de media escala- pues bienvenido. Nosotros creemos mucho en la fórmula del PMGD que si se puede exportar a los países vecinos, la veríamos con muy buenos ojos”.

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Panamá analiza las figuras del comercializador de energía, el prosumidor y solar comunitaria

La semana pasada tuvieron una importante reunión con distintos actores del sector eléctrico en Panamá, ¿en qué consistió?

La Secretaría de Energía está desarrollando distintas mesas de trabajo temáticas. Dos frentes de su estrategia que van caminando en paralelo y que seguimos con mucha atención desde la CAPES son la generación distribuida y el acceso universal.

La reunión pasada fue la tercer encuentro de la mesa de generación distribuida.

¿Qué principales temas se abordaron allí?

Lo que se hizo fue tomar un pedazo del sándwich. La primera reunión fue una mesa general en la que todos los actores compartimos nuestra lista de deseos; la segunda fue una mesa donde nos centramos en los aspectos de permisología y trámites; y, esta tercera fue para avanzar sobre normativa y aspectos técnicos.

En detalle, ¿qué actualización de la regulación están evaluando?

El consultor del Banco Interamericano puso sobre la mesa un resumen de lo que habían recibido y escuchado de todos los actores durante encuestas públicas previas. Como resumen dieron pie a 5 espacios para mejorar todo.

¿Cómo cuáles?

Se habló de la integración de nuevos actores, la implementación de nuevas formas de negocios, otros negocios que aún no existen, quitar los límites y simplificar el sector. En cada uno de esos pilares se entró en discusión.

¿En el primero de esos qué se debatió?

Cuáles nuevos actores se necesitan que haya en la regulación para que esto fluya. Entre ellos el comercializador de energía, el prosumidor o la posibilidad de que haya solar comunitaria.

¿Es posible pensar en la figura del comercializador independiente en Panamá próximamente?

Sería Genial que en Panamá existan comercializadores independiente de energía, que es un eslabón final luego de los distribuidores, pero eso requiere cambios en la Ley Eléctrica 6.

Por otro lado, la figura del prosumidor y la solar comunitaria quizás pueda entrar en escena a nivel de normas y reglamentos. Pero estas siguen siendo discusiones.

¿Y sobre nuevas formas contractuales o nuevas formas de hacer negocios? 

En el segmento de autoconsumo en techo aún no se permite la venta de energía en Panamá. El único modo de realizarlo es comprando el sistema.

En la reunión, el consultor planteó que además de poder comprar el proyecto, se pueda proponer que se rentaran los equipos, que hubiese leasing o, en general, distintos mecanismos para vender energía desde los techos.

¿Inyectar excedentes se perfila como la mayor oportunidad? 

En principio, se conversó sobre la eliminación de los límites indicados en la normativa y reglamentos panameños que podrían propiciar mayor fluidez de negocios en el sector. Aquellos tienen una justificación técnica así como lo tiene la inyección de excedentes, pero si conseguimos técnicamente justificarlos evitaremos retrasar esta ola imparable que se llama solar para autoconsumo y distribuida.

¿Hay buena voluntad de otros actores como las distribuidoras para resolver en conjunto esos temas? 

El tono ha cambiado en los últimos años. La belleza de estas mesas en las que estamos ahora es que se puede dialogar y lo que antes les resultaba imposible o costoso, hoy es un reto que se puede abordar para resolverlo.

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Comienza a operar el Parque Eólico Chubut Norte II de Genneia

“Con Chubut Norte II, ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1100 millones de dólares”, indicó Bernardo Andrews, nuevo CEO de Genneia.

El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias reconocidas empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.

En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción, porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias. Y a la vez, ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables. En Genneia, nos sentimos orgullosos de presentar esta alternativa a la sociedad.”

Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.

El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.​

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, superando el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica; y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.

En Pilar (Buenos Aires) funciona su innovador Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, productiva y responsable sin sufrir alteraciones. Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 3 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.

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«Calviño» 2021: Empezó en Argentina y ahora se proyecta para exportar torres eólicas a Latinoamérica

¿Cómo fue el desarrollo de la empresa en Argentina?

Vimos una oportunidad en la exportación, nos orientamos al mercado de Estados Unidos. Es un desafío bastante complejo para una empresa que tenía poco recorrido (dos años de operaciones) y tuvimos que adaptarnos para exportar. Eso nos obligó a tener una mayor competitividad, producto de una readaptación que hicimos para el mercado. 

En la planta de Argentina, al tener que reorientarse a la exportación, tuvimos que trabajar y desarrollar todo lo relacionado a las cuestiones logísticas. No solamente en los materiales de ingreso, sino también en el egreso de tramos terminados.

¿Qué claves observan para ello?

Tener un costo logístico de salida es clave para ser competitivos. También poder negociar fletes marítimos en grandes volúmenes para optimizar el costo de llegada del proyecto, es indispensable para atacar a la exportación.

Además de poseer una planta altamente tecnificada que pueda tener escala. En esa misma línea, el desafío es mantener la carga de proyecto a la capacidad plena de nuestra producción y de dicha manera lograr una mayor competitividad.

Gastón Guarino – Director de GRI Calviño

¿Cómo cree que se encuentra el mercado eólico argentino?

Hay un problema de infraestructura y medidas de corto, mediano y largo plazo para sortearlo. En principio, con la medida de corto plazo, la autoridad de aplicación marcó un rumbo con respecto a los programas que no tienen ejecución. 

Pero por nuestra parte creemos que hay que considerar las condiciones particulares que vivió el país en los problemas de estructura de financiamiento, como así también se debe liberar capacidad para que la industria traccione. 

Por ejemplo, una de las medidas es darles un tiempo razonable a los proyectos que no están en ejecución, y de aquellos que no puedan ponerse en carrera, que se libere el mercado o incluso los mismos proyectos para abastecerlo.

Otra medida a mediano y largo plazo es que se podría pensar o trabajar alguna integración hídrico-eólica como una herramienta de stockeo que el país tiene en la actualidad. Eso sería otro modo de solucionar la infraestructura, más que nada en transporte.

Si logramos solucionar los inconvenientes de infraestructura y de financiamiento, entiendo que Argentina debería desarrollarse en el largo plazo. 

¿Cuáles son los mercados más atractivos?

Empezamos con el mercado de exportación y logramos hacer acuerdos con puertos para tener una base de operaciones a un costo razonable porque es clave optimizar toda la logística. 

Por otro lado habría que desarrollar el mercado latinoamericano, es decir, verse como un mercado complementario. Para ello habría que trabajar en Latinoamérica para generar cadenas de valor que no compitan y se generen sinergias.

Además habría que pensar en el mercado latinoamericano como un motor no sólo de energías renovables, sino como motor industrial. Es importante desarrollar la industria para que nuestros países tengan un doble beneficio, no solo desde lo sustentable sino también un desarrollo en lo industrial y económico. 

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Contrapunto entre transportadoras y el ENRE por la RTI suspendida, y la transición de dos años

Por Santiago Magrone

Las empresas transportadoras de energía eléctrica nucleadas en la ATEERA puntualizaron su desacuerdo con los cuestionamientos formulados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad   respecto de la Revisión Tarifaria Integral realizada en el año 2016, al tiempo que solicitaron al ENRE un incremento del monto que perciben por dicho servicio que al menos les garantice “cubrir los costos de operación y mantenimiento y el pago de los impuestos que rigen para el sector”.

En la Audiencia Pública realizada por el Ente Regulador para considerar las “tarifas de transición” en el rubro, en el marco de la Ley de Emergencia económica y social vigente desde diciembre de 2019, la Asociación empresaria de transportadores de electricidad dejó en claro que “no comparte el  informe del ENRE y resalta la validez y legalidad de la RTI de 2016”, que es duramente cuestionada por las actuales autoridades del Organismo Regulador luego de auditar lo realizado en materia tarifaria durante el gobierno de Cambiemos.

En la apertura del encuentro, la interventora Soledad Manin, refirió que las tarifas de suministro de electricidad aumentaron 3.200 % entre 2015 y 2019, y que en toda la cadena del servicio las empresas registraron fuerte ingresos, mientras se produjo “un relajamiento en los parámetros de calidad e inversiones”.

Manin señaló que “ahora el objetivo es garantizar el funcionamiento de este servicio público sin cargar a los usuarios con tarifas exorbitantes”. Ratificó un proceso de transición de dos años hacia una nueva RTI, y sostuvo que la energía es un recurso y un servicio “que tiene que acompañar al crecimiento de la economía”.

Por su parte, al exponer en la Audiencia,  ATEERA puntualizó que “atentos a la emergencia estas empresas deciden postergar su rentabilidad hasta que se defina una nueva RTI”, objetivo que espera se concrete en 2022.

Poco antes, Transener (que tiene por accionistas a la estatal IEASA y a Pampa Energía al 50 % cada una) solicitó en la Audiencia un incremento de 33 % para 2021 y 29% para 2022 en compensación por la variación de costos operativos, el pago de la masa salarial y el equipamiento que requiere mantener la calidad del servicio, mientras se avanza con la nueva RTI.

“La empresa sólo distribuyó dividendos en dos de los últimos 18 años”,  refirió el representante de la compañía que opera una red de extra alta y alta tensión de casi 15 mil kilómetros y 58 estaciones transformadoras.

 Desde estas empresas se consignó “el bajo impacto que tiene el costo de este componente en la estructura tarifaria del sector”. “19 pesos por cada 1.000”, graficaron. Pero desde el gobierno observan la cuestión tarifaria como un todo en el cual deben considerarse que porción de posible incremento irá a la factura y cual será a solventar vía subsidio estatal.

 Otros participantes no empresarios, legisladores y representantes de entidades de consumidores, plantearon su “oposición a cualquier aumento de estas tarifas”, argumentando “el aumento que registraron durante el gobierno anterior,  mientras cayeron los ingresos de los asalariados, todo agravado luego por la Pandemia” (del Coronavirus).

A su turno, los representantes de las distribuidoras (ADEERA),  de las generadoras (AGEERA), y de la seminueva Cámara Eólica Argentina,  sostuvieron que las transportadoras “deben contar con ingresos suficientes y adecuados, calculados según la Ley Marco 24.065”, para poder preservar el servicio a su cargo.

“Transportadoras y distribuidoras han sido muy afectadas por el congelamiento de las tarifas” (que data de abril de 2019), señalaron, pocas horas antes de otra audiencia pública convocada por el ENRE para analizar las tarifas de transición para Edenor y Edesur..

 La ATEERA nuclea a las transportadoras  en alta tensión Transener, Trasnoa, Trasnea, Transpa, Transcomahue, Districuyo, Transba, Yacylec y Litsa, entre las mas importantes, operan una red de 32 mil kilómetros de extensión y más de 700 estaciones transformadoras (Sistema Argentino de Interconexión) para vincular las usinas generadoras de todo tipo de fuente con las distribuidoras lta domiciliarias de electricidad en todo el país.

 Esta Asociación posee el 20% del control de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). Las distribuidoras en  ADEERA, las generadoras de AGEERA y los Grandes Usuarios en   AGUEERA  tienen 20% cada una en CAMMESA, y la Secretaría de Energía el 20% restante. Este esquema fue ideado en 1992, cuando se privatizó el servicio público de electricidad.

Algunos especialistas (IESO)  hicieron hincapié en que “Transener es controlada en su faz técnica por Cammesa, lo cual es al menos una contradicción ética” , por lo cual consideraron que “el gerenciamiento  de esta  compañía administradora debería pasar al Estado nacional”.

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Comenzó a operar el Parque Eólico Chubut Norte II

Tras una inversión de 39 millones de dólares, se puso en marcha el Parque Eólico Chubut Norte II desarrollado por la empresa Genneia. Con una potencia instalada de 26,28 MW, generará 120 GWh anuales, orientados al Mercado a Término de Energías renovables.

“Con Chubut Norte II, ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1100 millones de dólares”, indicó Bernardo Andrews, nuevo CEO de Genneia. El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias reconocidas empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.

En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción, porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias. Y a la vez, ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables. En Genneia, nos sentimos orgullosos de presentar esta alternativa a la sociedad.”

Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.

El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.​

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Raizen inauguró planta de propelentes en la refinería Dock Sud. Asistió el Presidente Fernández

 

Raízen Argentina -licenciataria de la marca Shell- inauguró su nueva planta de propelentes emplazada en la Refinería de la localidad de Dock Sud, Avellaneda, con la presencia del Presidente de la Nación, Alberto Fernández.

La capacidad total de producción de la nueva unidad es de 40.000 toneladas anuales, que serán destinadas principalmente a mercados de exportación y también a clientes locales.

La planta integra el plan de inversiones que Raízen Argentina anunció en octubre del año pasado por un total de U$ 715 millones para el período 2020-2023. Su construcción demandó un total de 15 meses, período durante el cual trabajaron más de 100 personas, y en su diseño y montaje intervinieron más de 10 PyMES argentinas de distintos rubros.

El presidente Alberto Fernández realizó un recorrido por la planta y mantuvo una reunión con directivos de la empresa quienes lo interiorizaron del curso de las inversiones planificadas. Estuvo acompañado además por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez; el Embajador de Argentina en Brasil, Daniel Scioli; el subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni; y el intendente de Avellaneda, Alejo Chornobroff.

Por la empresa operadora  –de origen brasileño, asociada con Shell-  participaron  Rubens Ometto Silveira Mello, presidente del Consejo de Administración del Grupo Raízen; Luis Henrique Guimaraes, presidente del Grupo Cosan; y Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina.

En el acto, Lacroze destacó que “El inicio de este negocio refleja nuestro compromiso de seguir creciendo dentro del país mediante nuevas inversiones, y reafirma nuestra confianza para fomentar el desarrollo económico y contribuir con el crecimiento de la matriz energética de la Argentina”.

“Mediante este plan de inversiones que anunciamos en octubre del año pasado, en Raízen desarrollaremos una nueva línea de producción de combustibles; aumentaremos la capacidad de procesamiento en la refinería; ejecutaremos distintos proyectos vinculados con la modernización de unidades y con la innovación en productos como éste caso de la planta de propelentes y expandiremos nuestra gran red de estaciones de servicio en el país”, describió el directivo.

Por su parte, el Presidente Fernández señaló que  “lo que estamos viendo acá es una inversión de más de 700 millones de dólares a desarrollarse en los próximos tres años. Y eso es muy importante porque es el trabajo de todos ustedes y el trabajo de muchos otros, que serán necesarios para generar más producción”. “Agradezco y valoro la confianza en el país. Tenemos que seguir trabajando juntos”, dijo el Presidente.

El nuevo edificio requirió una inversión de ocho millones de dólares para producir propelente, que es un gas formado por 80 por ciento butano y 20 ciento propano, de uso en envases de cosmética, y otros rubros.

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen (Brasil), del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas son 50/50 Shell y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran  la Refinería de Buenos Aires, en Dock Sud, la planta de Lubricantes en el barrio de Barracas, la red de estaciones de servicio con más de 780 bocas de expendio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país.

 

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Entró en operación comercial el parque eólico Chubut Norte II, de Genneia

 La energética GENNEIA concretó el ingreso a operación comercial del parque eólico Chubut Norte II ,  proyecto destinado a grandes usuarios de energía eléctrica, que recibió la habilitación de  CAMMESA  para operar desde la hora 0:00 del sábado 27 de marzo.

La concreción del proyecto demandó una inversión de 39 millones de dólares,  tiene una potencia instalada de 26,28 MW, generará 120 GWh anuales, orientados al Mercado a Término de Energías renovables.

El nuevo CEO de la compañía, Bernardo Andrews ,  destacó que “con Chubut Norte II ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1.100 millones de dólares”.

El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.

En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias”.

“ Y a la vez, agregó,  ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables”.

Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.

El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.

Genneia detenta el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector. La empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica;  y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.

En Pilar (Buenos Aires) funciona su Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, sin sufrir alteraciones.

Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 3 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.