El gobierno les reconoce un precio superior al real, pero al mismo tiempo reducirá los descuentos a los usuarios. Las concesionarias reclaman tarifas más altas. El valor de la producción del gas es siempre la figurita difícil: las empresas son celosas de informar al respecto y negocian con el gobierno con hermetismo. A modo de incentivo a una producción endeble y con el objetivo a largo plazo de esquivar las importaciones, el gobierno nacional acordó con las petroleras un precio promedio de U$S 3,53 por millón de BTU (unidad de medida) para la producción prioritaria, en el marco del Plan […]
La empresa anunció una inversión de US$110 millones para comenzar a operar. Para que Vaca Muerta genere toda la expectativa que logró, primero ocurrió un fenómeno en Estados Unidos: productores independientes se lanzaron de lleno a explorar cómo extraer petróleo y gas de rocas que históricamente se consideraron impenetrables. Esas inversiones permitieron la creación de la tecnología que se implementa hoy para la producción no convencional (se hacen pozos verticales en forma de L), y que todas las grandes petroleras utilizan, como Chevron, ExxonMobil y Shell. Pero para ello, primero tuvieron que haber startups energéticas que asumieran ese riesgo. Phoenix […]
Este año habrá un nuevo marco normativo para los recursos convencionales y no convencionales. En el discurso de Alberto Fernández durante la inauguración de la Asamblea Legislativa se confirmó que este año habrá una nueva Ley de Hidrocarburos que potenciará tanto los recursos no convencionales (como Vaca Muerta y la Cuenca Austral) como los recursos del Golfo San Jorge. En este derrotero, YPF será clave para impulsar inversiones. La otra novedad en términos energéticos vino por el anuncio de un proyecto de ley que apuntará a desdolarizar las tarifas de los servicios públicos. Durante la Alianza Cambiemos, el costo de […]
El precio de los combustibles fue uno de los productos que más aumentó en el comienzo de año. En el gobierno sostienen que buscan impulsar la producción para conseguir más dólares. Al menos en los próximos meses, el precio de la nafta estará ligado sólo al dólar y no a lo que cueste el petróleo en el mercado internacional. El tipo de cambio y la evolución de las reservas también mandan en el diseño del proyecto de ley reiteradamente prometido por Alberto Fernández para promover las inversiones en hidrocarburos con el anzuelo de disponer libremente de las divisas. A través […]
El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, realizará desde este lunes distintas gestiones en Buenos Aires con distintas áreas del gobierno. “El día lunes estaré en Buenos Aires junto a todos los gobernadores del país, con el presidente Alberto Fernández, convocados para firmar el Acta Federal unidos contra la violencia de género. También estarán presentes la Ministra de Diversidad y Género, Elizabeth Gómez Alcorta, y el Ministro del Interior, Wado De Pedro”, comentó Gutiérrez. Gutiérrez agregó que “mantendrán una reunión junto al Secretario de Gas y Petróleo, Guillermo Pereyra, con el embajador de Qatar”. “El lunes comienza a funcionar desde el […]
En el día del gas, el presidente describió lo que será la política energética para 2021 El Presidente de la Nación ponderó el Plan Gas puesto en marcha a fines del año pasado. También aseguró que buscarán sancionar una nueva ley de Hidrocarburos y ejecutar obras de infraestructura gasífera. Alberto Fernández, dio a conocer los objetivos que tiene el Gobierno en materia energética, que marcan el rumbo que pretende tomar desde este 2021. Lo hizo en el marco del Día Nacional del Gas. En ese contexto, el Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Federico Bernal Hermitte, recordó que […]
Vaca Muerta: Puerto Rosales se consolida en la exportación de crudo Aunque con variantes, todas las estimaciones son positivas para los despachos regionales al exterior de petróleo variedad “Medanito”. Aunque con estimaciones locales bastante más conservadoras que las realizadas en Neuquén, todo parece indicar que las exportaciones de petróleo de Vaca Muerta, por Puerto Rosales, tendrán un muy buen primer semestre. Hasta ahora, por la estación marítima que comanda el puntaltense Rodrigo Aristimuño se concretaron en enero pasado tres exportaciones, con un total de 110 mil toneladas. En febrero no se registraron operaciones y en marzo se prevén dos embarques […]
Ricardo Sánchez: “Argentina no se siente un país marítimo y enfrenta un marco de decisiones estratégicas inminentes” “Caos organizado” fue la expresión que eligió el protagonista del mundo portuario y marítimo para pintar el panorama que vive el sector en estos días. Caducan los contratos de concesión de la infraestructura más importante del transporte del comercio exterior argentino y debe resolverse su transición rápidamente. ¿Por qué transición? Porque el sistema político no prevé que las concesiones tienen fecha de vencimiento, y que las licitaciones llevan tiempo para estar listas en tiempo y forma (y de modo consensuado con los actores). […]
Es por iniciativa de Consenso Federal Coronel Rosales y a instancias del diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez. La recuperación y reactivación del ramal ferroviario Bahía Blanca-Punta Alta, tanto del servicio de pasajeros como de carga, en el marco de una política de desarrollo, que apunte al crecimiento estratégico regional, es fuertemente impulsada por los integrantes del partido Consenso Federal de Coronel Rosales y llevada al Congreso Nacional por el diputado Alejando “Topo” Rodríguez. En este sentido, el proyecto remarca que después de muchos años de desmantelamiento y desarticulación de la red ferroviaria, es indispensable reconstruir un servicio ferroviario asociado a […]
El proyecto que forma parte de la iniciativa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos plantea la instalación de 14, 8 MW de generación fotovoltaica con baterías de 40,9 MWh en la isla Santa Cruz. Se estima una inversión privada de USD 45 millones.
Una Comisión Técnica designada por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR), procedió con la apertura de los sobres Nro. 1 (oferta técnica), en un acto público que contó con la presencia de autoridades del sector eléctrico y de los delegados de las empresas internacionales habilitadas que participaron en el Proceso Público de Selección.
La apertura del sobre Nro. 2, referente a la oferta económica se realizará el 26 de abril y el 03 de mayo de 2021 terminará el proceso con la adjudicación o declaratoria de desierto.
René Ortiz, Ministro de Energía recalcó que “este proceso público y transparente responde a la política del Gobierno Nacional que impulsar la expansión de la generación de electricidad desde todos los ámbitos de la sociedad, con el compromiso de empresas públicas y privadas”.
La iniciativa para la generación de 14, 8 MW, con baterías de 40,9 MWh, será de gran aporte para el desplazamiento de generación térmica en la Isla Santa Cruz, ya que aprovechará las fuentes renovables con las que el Archipiélago. «Conolophus» es un proyecto fotovoltaico, con almacenamiento, para la que se recibió una oferta por parte de la empresa GranSolar.
Mediante Acuerdo Ministerial del 16 de junio de 2020, esta Cartera de Estado, autorizó el inicio del Proceso Público de Selección, para delegar de forma excepcional a empresas de capital privado, nacionales o extranjeras, el desarrollo del Proyecto Conolophus, por un periodo de veinticinco 25 años contados desde la firma del contrato de concesión.
El Gobierno Nacional a través del MERNNR promueve desde el año 2007 la iniciativa “Cero Combustibles Fósiles en las Islas Galápagos”, que plantea como objetivo la disminución del uso de derivados del petróleo en el archipiélago de Galápagos, por medio del aprovechamiento de recursos renovables.
Durante el mes de febrero pasado, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ingresó en etapa de calificación a 33 proyectos de energías renovables en Chile, por 408,83 MW.
La mayoría de ellos corresponden a PMGD. En total, estos emprendimientos (de hasta 9 MW) llegan a 28, por 225,65 MW.
Uno de ellos, denominado “Ampliación Parque Fotovoltaico Chalinga Solar”, pretende aumentar un 15% la Potencia nominal en corriente continua de la planta solar, pasando de 2,98 a 3,45 MW e incorporar un sistema de baterías de 1,5 MW de potencia y hasta 10 MWh de capacidad de almacenaje de energía.
Otro dato es que la nómina está dominada por proyectos solares fotovoltaicos. De los 33 emprendimientos, sólo dos no corresponden a esta tecnología.
Estos son: la Pequeña Hidroeléctrica de Pasada Huequecura, de 3,3 MW; y la Ampliación Parque Eólico Alto Baguales, de 25,2 MW.
Cabe destacar que el pasado, la SEA aprobó un total de 16 proyectos de energías renovables en Chile, todos solares fotovoltaicos.
Los emprendimientos totalizan 624 MW y una inversión aproximada de 515.576 millones de dólares.
Entre ellos, se destacan 14 Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, proyectos de hasta 9 MW. Estas futuras centrales distribuidas totalizan 122 MW.
En los últimos días Andrés Manuel López Obrador se reunió con el presidente de Estados Unidos, Joe Biden, a la par de que el Senado aprobó en lo general y lo particular la reforma a la Ley de Industria Eléctrica y pasó a manos del Poder Ejecutivo para que finalmente se dictamine.
Cabe recordar que en materia de energías renovables, ambos mandatarios poseen diversas posturas. Mientras que AMLO fue quien presentó la iniciativa y tomó ciertas medidas contra el sector, Biden reincorporó a Estados Unidos al Acuerdo de París al inicio de su administración, redujo subsidios a la industria petrolera, frenó nuevas concesiones de petróleo y gas en el país y busca impulsar las energías limpias mediante la creación de empleo e inversión en infraestructura.
Manuel Zamora García, experto de la industria eléctrica en México, analizó la reunión y las consecuencias que puede acarrear la reforma: «Se esperaba que la reunión fuera hostil. Sin embargo, para sorpresa de todos, fue una reunión de respeto y cordialidad, y de hecho AMLO fue el segundo presidente con el cual Joe Biden se reunió».
Manuel Zamora García
«A pesar de los desaires que AMLO le hizo a Biden, el presidente de Estados Unidos se mostró receptivo y afirmó que la relación de México-USA es primordial para las prioridades de su administración», agregó.
De todos modos, las disposiciones energéticas tomadas en la actualidad por parte de la administración actual mexicana han generado un panorama de incertidumbre que “no tiene precedentes en los últimos años”, lo que puede derivar en afectaciones a las inversiones en el país.
Zamora García reconoció que “la reforma energética de años anteriores, la original trajo miles de millones de dólares de varios países del mundo”. Y dado que esa inversión está cimentada sobre la Ley de Industria Eléctrica y diferentes normativas, “a la hora de cambiar las reglas del juego con la iniciativa, ya que se contrapone en algunos elementos estratégicos, desde luego hay probabilidades que haya conflictos entre empresas extranjeras y el gobierno de México”, señaló.
Incluso, dado que solamente resta que la reforma a la LIE se publique en el Diario Oficial de la Federación y entre en vigor, no se descartan medios de defensa frente a ella, debido a que “hay contratos y toda una estructura legal detrás de las empresas que podrían resultar afectadas”.
“Los participantes del mercado y todo gremio que concentra a los actores pueden acudir a medios de defensa y ningún gobierno puede impedir eso. Además los mecanismos son diversos, ya sea el Poder Judicial de la Federación, juicios de amparos directos, acciones de inconstitucionalidad o controversias constitucionales”, aseguró el especialista.
Y ante la pregunta de qué cree que puede ocurrir con las renovables en México, Manuel Zamora García opinó que con las declaraciones de AMLO de no mover ni una coma a la contrarreforma, “hace pensar que no habrá vuelta atrás ni diálogo, por lo tanto es difícil saber qué va a pasar en el corto plazo”.
“Sin embargo, en el largo plazo las energías renovables tienen muchísimo potencial. Tenemos unas características geográficas ideales para la generación fotovoltaica y eólica y me parece que esto se va a aprovechar”, comentó.
En el marco de la celebración del Día Mundial de la Eficiencia Energética, República Dominicana convocó a una jornada de debate sobre temas transversales al sector energético.
Durante el segundo bloque de aquel evento, Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y Milton Morrison, gerente general de Edesur, presentaron el tema: Generación distribuida y eficiencia energética en la República Dominicana.
“La tendencia en el siglo XXI es que como usuarios nos convirtamos cada vez más en generadores de nuestras necesidades energéticas. Y como empresas distribuidoras hemos sido el canal para expandirla en los últimos 10 años”, introdujo el referente de la CNE.
Y es que, con la aplicación de la Ley 5707 de incentivo a las energías renovables y posteriormente la aprobación de los reglamentos de medición neta y generación distribuida en julio de 2012, las distribuidoras han visto que se han instalado cerca 161 MW en generación distribuida.
Ahora bien, ¿qué reto enfrenta el sector? Milton Morrison señaló la urgencia de regular la actividad para que sea sostenible.
“La regulación y la normativa no ha ido avanzando como los tiempos plantean”, advirtió.
“Las distribuidoras estamos siendo víctimas de una realidad que promovemos. Nos genera pérdidas importantes”.
“23 millones de dólares dejan de percibirse en nuestra distribuidora por esa realidad (…) Debemos pasar de la medición neta a la facturación neta”.
Y explicó: una generación distribuida no tiene los mismos costos que tiene la empresa distribuidora para suplir los mismos kW que nos están intercambiando. Esto incluye el Valor Agregado de la Distribución, el Valor Agregado de la Transmisión, el costo por potencia pagada por la distribuidora a los generadores, etc”
“Nosotros decimos -y que esto quede claro- entendemos que hay que seguir fomentando eso, pero evitando el círculo vicioso destructivo que termina drenando las empresas distribuidoras”.
“Tenemos que ir a la regulación básica de generación distribuida con la participación de la Superintendencia y la Comisión, bajo la rectoría del ministerio”, agregó el director ejecutivo de la CNE.
Al respecto, el viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, Alfonso Rodríguez -quien ofició de moderador en aquella mesa de debate- consultó: ¿No consideran que es una desventaja competitiva contra un generador formal que un grupo de personas quieran instalar generación distribuida e inyectar a la red?
De acuerdo a la óptica del titular de la CNE aquellos actores no serían comparables y llamó a evaluar los dos modelos de negocios por separado, el de generación a gran escala por un lado, y el de generación distribuida por otro. En el caso de esta última, valoró que no se trata de un negocio lucrativo, sino que se puede ver como “la autosostenibilidad del usuario”.
Luego, subrayó: «Debemos ir a una regulación más eficiente para que la empresa de distribución sienta que sus inversiones estén representadas en ese modelo micro de negocios”.
Por segundo año consecutivo, YPF lanzó una campaña por el Día Internacional de la Mujer. A través de distintas consignas en estaciones de servicio, vía pública, redes sociales y medios de comunicación, la compañía destaca los logros conquistados en los últimos años en materia de equidad de género e invita a seguir trabajando en las asignaturas que todavía quedan pendientes en la sociedad.
A partir del enunciado “un paso más, una injusticia menos”, el mensaje de YPF busca reforzar el sentido de lucha por la igualdad que tiene esta fecha en especial, y hace foco en las conquistas que sirven como puntapié para seguir trabajando en este camino: felices son los días en que las mujeres conquistan nuevos espacios.
Esta campaña se enmarca en el trabajo que YPF viene desarrollando hace tres años, momento en el que se conformó el Comité de Diversidad, un equipo interdisciplinario que representa las principales áreas transversales de la compañía para garantizar la pluralidad de voces y promover la equidad de género.
A las distintas acciones y políticas internas vinculadas a la inclusión, diversidad y equidad de género que tiene la compañía, en 2020 se sumó la creación de un Subcomité de Violencia Doméstica, conformado por un equipo multidisciplinario, para asistir de manera integral a las personas que estén atravesando esta situación. En cualquier lugar del país, quienes son parte de YPF pueden recurrir a un canal interno para recibir asesoramiento y contención.
Esta iniciativa busca no sólo acompañar a las mujeres de la compañía, sino también trabajar en la igualdad de oportunidades: la violencia en cualquiera de sus expresiones constituye una gran desigualdad para la persona que la transita, la violencia doméstica además vulnera el lugar que debería ser el más seguro. Dar contención, garantizar la continuidad laboral y hacer del espacio de trabajo un lugar seguro aporta en el camino hacia la igualdad de oportunidades.
Además, en el contexto de las medidas de restricción sanitaria, con un gran porcentaje de colaboradoras y colaboradores trabajando de manera remota, el Comité se enfocó en conocer el impacto diferenciado que esta situación tuvo en la relación familia-trabajo de varones y mujeres. Ante este escenario, se puso énfasis en promover la corresponsabilidad para garantizar la igualdad de oportunidades de quienes integran YPF.
A través de estas acciones, la compañía refuerza su compromiso con la equidad de género e invita a los argentinos y las argentinas a seguir trabajando para alcanzarla.
Desde mediados de febrero pasado a la fecha, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) se duplicó en la cantidad de empresas interesadas en participar del nuevo espacio.
“Notamos mucho interés del mercado. En menos de un mes pasados de tener 60 potenciales asociados, ubicados en 10 departamentos, a contar con 121 empresas, situadas en 18 departamentos”, destaca Miguel Hernández Borrero, representante del nuevo espacio, en diálogo con Energía Estratégica.
Además, resalta el ejecutivo, también hay 10 empresas internacionales interesadas en participar de ACOSOL.
No obstante, para que la entidad pueda constituirse formalmente, todavía tiene que terminar de consolidarse en sus estatutos (que actualmente en estudio por los potenciales asociados) y cumplimentar pasos administrativos y burocráticos.
“Esperamos que a mediados de abril estemos constituidos formalmente como cámara”, enfatiza Hernández Borrero.
Los 121 asociados
Este nuevo espacio tiene por objeto social “la promoción del desarrollo del sector de la industria solar, en actividades relacionadas con reglamentación de la energía solar fotovoltaica en el territorio colombiano, promover y alinear los intereses políticos para el bienestar y el desarrollo sostenible de una industria de energía solar enfocados en proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida”, señala su estatuto.
Hasta el momento se registran 121 empresas interesadas en participar de ACOSOL: 93 son compañías de instalación de equipos, 13 son proveedoras, hay 8 fabricantes, algunos de talla internacional, 2 certificadores, 2 capacitadores, 2 empresas de asesoría y una vinculada a medios de comunicación.
Fuente: ACOSOL
Objetivos específicos
En su estatuto, ACOSOL se compromete a promover una serie de objetivos que permitan el desarrollo de la industria y el mercado renovable a partir de fuentes solares en Colombia. Éstos son:
Promoción de la energía solar fotovoltaica como la fuente principal de energía en el país y posicionamiento ante las entidades del Estado en el territorio colombiano.
Velar por y representar los intereses de fabricantes, empresarios, comerciantes y usuarios de los micro, pequeños y medianos proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Realización de estudios sobre la implementación de la energía solar fotovoltaica en Colombia y sus principales barreras en la ejecución de proyectos, enfocados en proyectos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Unión de pequeñas y medianas empresas dedicadas a la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, para ser una sola voz ante las autoridades competentes, comercializadores y operadores de red.
Enlace con Asociaciones a nivel internacional para mejores prácticas de regulación y modelos innovadoras que busquen impulsar la energía solar fotovoltaica en Colombia
Contribuir al desarrollo de normas, procedimientos y exigencias para la calidad de productos, sistemas y actividades de la industria, bajo los mejores estándares internacionales.
Impulsar la elaboración de manuales de buenas prácticas para el diseño, instalación y uso de los sistemas solares.
Enfoque en remover barreras y facilitar el acceso a cualquier persona que esté interesado en utilizar este tipo de tecnología.
Agrupar integrantes de la comunidad que estén interesados en la estimulación, investigación y apoyo a los proyectos de energía solar fotovoltaica.
Generar, diseñar, ejecutar eventos y programas de formación y sensibilización entorno a la tecnología de energía solar fotovoltaica.
Participar en procesos que corresponden a sus miembros y a la misma asociación como son la formulación de proyectos, realización de actividades académicas y culturales.
Promover la integración y cooperación con los gremios, entidades, y demás instituciones que persigan fines comunes a los nuestros.
Colaborar y suscribir convenios con las entidades de los sectores público y privado para la elaboración de estudios y ejecución de proyectos, fiscalización e interventoría, consecución de financiamiento, promoción de inversiones y otros que sean de interés para el país y ACOSOL.
Organizar y participar nacional e internacionalmente en campañas publicitarias, misiones empresariales, de prospección y comerciales, ferias, invitaciones, exposiciones, talleres, simposios, seminarios, congresos, cursos, etc.; editar folletos, catálogos, videos, publicaciones, generar sitios web.
Promover directa o indirectamente las tareas de homologación, ensayos y pruebas, estandarización, certificación de calidad, de aseguramiento de calidad, controles y acreditaciones u otros que deban cumplir los componentes y los procesos que se empleen en la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida.
Contribuir al perfeccionamiento integral de los asociados mediante coordinación de información técnica y bibliográfica relacionada con la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, como también mediante la divulgación de temas de interés común y la celebración de reuniones, conferencias y cursos referentes a cuestiones de energía solar fotovoltaica.
Asumir la representación y defensa de sus asociados, toda vez que ello sea necesario para que puedan desarrollar su profesión y lograr su perfeccionamiento en un ámbito de seguridad y tranquilidad; y velar por la estricta observación de los principios éticos que deben regir su actuación.
Apoyar las iniciativas de bien común promovidas por otros organismos y que encuadren dentro de los objetivos de la Asociación.
Fomentar integración de los distintos grupos que trabajan en la autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, mediante programas coordinados y/o conjuntos.
En general actuar en forma oportuna, propositiva y sistemática cada vez que sean afectados los altos intereses de ACOSOL.
Gestionar y desarrollar mecanismos de inversión, financiación y cofinanciación para el sostenimiento de la asociación, utilizando sistemas de cooperación, administración delegada de recursos, o medios similares.
El avance del coronavirus como pandemia llevó a que Centroamérica presencie cambios en los hábitos de consumo, tales como el de electricidad. En 2020, la reducción de la demanda fue significativa respecto al año anterior en los distintos países de la región.
Según los relevamientos del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la demanda de Costa Rica cayó cerca de -3% y presentó la contracción más grande en mayo, del orden de -7%. Ese dato global no sería tan crítico como las conclusiones que se extraen del análisis sector por sector.
“Hay sectores que mostraron niveles de demanda del año 2012 o 2019. Lo que significa que es un evento que nos golpeó tan fuertemente que pone en un ajuste inmediato muchas de las decisiones que el país tenía tomadas para el presente año”, advirtió Marianela Ramírez Leiva, coordinadora del Proceso de Expansión del Sistema en el área de Dirección, Planificación y Desarrollo Eléctrico del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
Es preciso recordar que en el inicio de 2021 se comunicó que el ICE no renovó cuatro contratos con generadores privados que aportaban 50 megavatios al SEN, lo que representaba 1,4% de la capacidad instalada total.
Si bien aquello generó descontento del sector privado. El Instituto justificó su decisión en apego a la Ley N.º 7200 y su reglamento, argumentando tener “suficiente capacidad instalada para satisfacer las proyecciones de demanda de energía. Dicha capacidad suma 3.537 megavatios con las cinco fuentes renovables y el respaldo térmico, mientras que la demanda del último año tuvo como máximo 1.737 megavatios”.
Lo que ahora se plantea desde el ICE es una revisión de sus planes de expansión en la generación para garantizar el equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad.
A partir de allí, Marianela Ramírez Leiva marcó dos reflexiones y retos importantes durante su participación en un webinar del Comité Centroamericano de la CIER: la complejidad para estimar proyecciones de demanda eléctrica para los próximos años y el reconocimiento de los costos fijos de los sistemas renovables ante contracciones tan profundas de la demanda.
“Sobre la demanda, indudablemente la pandemia provoca una ruptura en la serie de datos histórica que alimentan los modelos de proyección en Costa Rica y en todas partes del mundo. Sabemos que la contracción de la demanda no puede ser vista como un evento aislado que solo ocurrió en 2020.
Hoy por hoy, sabemos que aun con los programas de vacunación y las diferentes medidas que están tomando los gobiernos para tener una reactivación económica en sus respectivos países, vamos a tardar muchos años en lograr crecimientos de demanda que esperábamos prepandemia”, consideró la referente del ICE.
Aquel escenario complicaría el reconocimiento de los costos fijos de los sistemas renovables y al respecto reflexionó:
“En general, cuando tenemos sistemas con mayores componentes térmicos en la matriz de generación, las reducciones de ventas se reflejan inmediatamente en reducciones de compras de combustibles y, en cierta medida, un mejor balanceo de costos dentro del mismo sector.
Pero cuando tenemos sistemas altamente renovables, todos los costos son fijos y deben ser reconocidos con ventas menores que provocan verdaderamente una situación compleja que requiere una muy buena conducción para no afectar la actividad de los participantes. Este es un reto mayor para Costa Rica”.
De allí, concluyó que convendría valorar los siguientes elementos:
-La prudencia llama a no considerar grandes plantas de generación en los planes de expansión. Soluciones más pequeñas y de menor costo que permitan una instalación modular y ser amortizadas a mediano plazo, expone al sistema a menor riesgo.
-Soluciones modulares brindan la posibilidad de ajustarse según se continúa el monitoreo de la información de la demanda
-Tienen gran valor disponer de escenarios de confrontación para la toma de decisiones
-La solución de mínimo costo no refleja la solución óptima en este ambiente, porque la incertidumbre es tan grande que es mejor optar por opciones que logren minimizar el “arrepentimiento” de la decisión.
El desarrollo de las energías renovables se relacionan con la finalidad de disminuir los gases de efecto invernadero (GSI). Energía Estratégica contactó a GabrielValerga, presidente de la Cámara Empresaria de Medio Ambiente (CEMA), para conocer el panorama actual en Argentina.
Al respecto, recalcó que hay una creciente disminución de GSI, aunque dejó en claro que es muy difícil hacer un análisis con profundidad debido al año pandémico vivido y la baja de actividad general
“De todas maneras, si quitamos el efecto pandemia, hay aproximadamente entre un 2 y 3% de disminución per cápita. Estamos en un aporte de 200.000 de kilo toneladas de dióxido de carbono. Lo que significa que serán aproximadamente 4,2 toneladas per cápita”, agregó. .
Además, Valerga informó que el país se encuentra en el puesto 155 de países emisores, por lo que “nuestro aporte no es algo relevante a nivel planetario”.
En lo que respecta a políticas públicas para continuar con la reducción, el especialista apuntó a aquellas de energías renovables, sumado al hecho de que “Argentina en los últimos años viene con un retroceso con el crecimiento industrial, lo que también produce una disminución de GSI”.
Sin embargo, más allá de los programas que hay para energías renovables, “no hay leyes en particular para la industria o privados que exijan una mitigación, pero sí existen iniciativas en el sector privado”, destacó.
Y mencionó que “no hay en carpeta una norma que vaya a pedirle a la industria o algún sector en particular que deba enfrentar una meta de reducción específica, por ley por lo menos”.
Valerga no cree que sea el momento para poner un requisito de conversión energética con un repago a una determinada cantidad de años debido a que la inversión inicial será importante y “difícil de afrontar”. “Lo veo complicado salvo que presenten planes voluntarios”, opinó
Por otra parte, una de las problemáticas del país que notó el presidente de la Cámara Empresaria de Medio Ambiente es el financiero: “Cómo en el país se puede pagar tecnología que apunte a la reducción de GSI y cuanto tiempo tarda en amortizarse financieramente”.
Y si bien señaló que “el problema nunca es tecnológico, es económico”, cree que “hay caminos que se abren, principalmente porque desde Europa están interesados en que nosotros andemos el camino que ellos iniciaron con el Green Deal, pacto verde o economía circular, entre otros”.
“Hay un camino que se empezó andar, que va lento pero cada vez se camina más rápido, no solamente en solar y eólica, sino también en generación de biogás o biomasa, que tiene un doble efecto porque también soluciona la problemática de los residuos”, añadió.
Para concluir, Valerga marcó que hay dos frentes: la generación de energías alternativas y la absorción de dióxido de carbono. “Se debe trabajar seriamente, con un mayor esfuerzo, en evitar los desmontes porque son sumideros naturales”, afirmó.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, aseguró este viernes en una call con inversores que la petrolera está evaluando la posibilidad de vender activos no estratégicos como parte del plan para financiar sus gastos de capital. “El financiamiento debería provenir de una mejora en el cash flow de nuestras operaciones, un incremento en nuestra deuda neta a niveles manejables y la potencial venta de algunos activos no estratégicos”, sostuvo el ejecutivo.
La conversación con los inversores de la compañía se produjo un día después de informar a la bolsa una pérdida de 1098 millones de dólares en todo 2021, un 59,5% más que en 2019. Ante la consulta sobre los potenciales activos a vender Affronti recordó las desinversiones recientes de la compañía (como la reducción de su participación en Bandurria Sur y la venta de un edificio a AYSA) y señaló qué activos no estratégicos están mirando.
“Analizamos un grupo de áreas convencionales maduras, tanto de petróleo como de gas, que podrían ser elegibles para una desinversión potencial si concluimos que podrían ser operadas de forma más eficiente por un operador más flexible y de nicho, permitiéndonos asignar nuestros recursos en los activos en los que podemos crear un valor mayor para nuestros accionistas. Seguiremos analizando nuestro portfolio de activos no operativos y no estratégicos y avanzaremos con una potencial monetización si su valuación resulta razonable”, explicó Affronti.
La venta de algunos activos no estratégicos comenzó durante la gestión de Miguel Gutiérrez, quien condujo durante gran parte del gobierno de Mauricio Macri, período en el que se vendieron algunas áreas en Mendoza y Río Negro. El manejo del portfolio sigue siendo similar.
El objetivo es desprenderse de activos que son muy chicos para YPF y que por su estructura de costos no los opera ya que no le resultan rentables. Allí busca operadores más chicos que quieran entrar. No obstante, Affronti relativizó la posibilidad de vender activos de ese tipo en el actual contexto macroeconómico. “Si bien trabajamos en algunas alternativas, en este momento y en el ambiente de mercado en el que vivimos, no hay alguna transacción en particular que comentar”, remarcó.
El plan de inversión
La empresa pronostica gastos de capital en 2021 por 2700 millones de dólares, una recuperación significativa luego de que la inversión se derrumbara a 1554 millones en el 2020. El 80% de la inversión irá al segmento upstream.
“Seguiremos enfocando la inversión en crudo con 1500 millones y 600 para trabajar con activos de gas en desarrollo, en línea con nuestro compromiso con el Plan Gas 4”, señaló Affronti a los inversores. Solo en el hub núcleo de shale oil integrado por Loma Campana, Bandurría sur y La Amarga Chica esperan invertir más de 500 millones.
En cuanto a la producción, la expectativa de Affronti es que “se mantenga plana en la primera mitad del año y que en el segundo semestre crezca un 5% en petróleo y un 9% en gas natural con respecto al mismo período de 2020”.
Proyecto de ley de hidrocarburos
El CEO de la petrolera estatal también evaluó el anuncio del presidente Alberto Fernández sobre una nueva ley de hidrocarburos. “Si bien no estamos al tanto de los tiempos de tratamiento del proyecto ni de los detalles específicos de esta nueva ley creemos que incorporará incentivos atractivos. Debería ser una herramienta poderosa para incrementar los niveles de producción, no solo para YPF sino para toda la industria del petróleo y gas argentina”, ponderó.
Respecto del ebidta estimado para 2021, la empresa dijo que dada la incertidumbre existente no tenía proyecciones que informar en este momento. Pero no ve que la normalización del ebidta conlleve un aumento importante en la deuda neta de YPF. Tampoco esperan que el mismo regrese a niveles de pre pandemia por lo menos hasta 2023.
La cámara empresarial pide a los dirigentes políticos que “trabajen hasta consensuar las medidas que permitan a las empresas funcionar sin desventajas respecto a los competidores de la región”. “Empresarios Argentinos, ante décadas sin políticas públicas sustentables, que se traducen en una profunda crisis económica y social, le decimos a todos los dirigentes políticos que la pobreza en Argentina se puede erradicar. Lo demuestran innumerables ejemplos en el mundo: empresas dinámicas, que invierten, crean valor y generan trabajo, son el motor para erradicar la pobreza y generar desarrollo y movilidad social. Los empresarios de Argentina queremos seguir invirtiendo, crear empleo, […]
Según un informe, en febrero se realizaron 692 operaciones de fractura, la cifra más alta desde el mismo mes de 2019. De acuerdo al relevamiento hecho por agencias que siguen de cerca la actividad de las empresas petroleras, la actividad en el yacimiento de Vaca Muerta dio fuertes señales de recuperación. El informe de la consultora NCS Multistage correspondiente al mes de febrero señala que el conjunto de compañías que trabajan en esa región neuquina realizaron 692 operaciones de fractura, superando los niveles del mes previo. Esa medición es la segunda más alta después de febrero de 2019, cuando se […]
La empresa líder del sector se recupera de la pandemia, vende más combustibles por la vuelta de la demanda y hace pie en el negocio de la producción de gas natural, gracias a los estímulos oficiales. La petrolera YPF recortó en el cuarto trimestre una buena parte de las pérdidas que había tenido hasta el 30 de septiembre del año pasado, en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural. En línea con una mayor normalización de la actividad […]
En el marco de la ley estímulo a la producción hidrocarburífera, la operadora Petróleos Sudamericanos elevó el proyecto a la secretaría de Energía de Río Negro. La firma Petróleos Sudamericanos presentó tres proyectos ante la secretaría de Energía de Río Negro para reactivar pozos inactivos y de baja productividad en el yacimiento Medanito: uno de los bloques con más historia en la provincia. La iniciativa se encuadra en la ley provincial que se aprobó en diciembre pasado y tiene como finalidad estimular la extracción de crudo en la provincia. La normativa tiene multifunciones: además de intentar detener el declino sostenido […]
Eduardo De Pedro, el Ministro del Interior, se pronunció en estos términos al recibir al gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, quien fue designado al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. El ministro del Interior, Eduardo ‘Wado’ de Pedro, recibió al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, con quien llevó adelante una reunión para analizar iniciativas conjuntas y lo felicitó por su designación al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos: el organismo que nuclea a las diez provincias argentinas productoras de hidrocarburos. El titular de la cartera política hizo énfasis en felicitar al gobernador por […]
La fecha recuerda la creación de la Dirección Nacional de Gas y busca conmemorar a todos los trabajadores que forman parte de esta industria. Hoy se celebra el Día del Gas en Argentina como homenaje a la creación de la Dirección Nacional de Gas en 1945. Lo que sería luego Gas del Estado, se formó a partir de la unión entre el Departamento del Gas de YPF con la Compañía Primitiva de Gas. La fecha busca celebrar a todos los trabajadores de la industria del gas y remarcar la importancia que tienen dentro de la política nacional y provincial. Además, […]
La empresa busca reducir el impacto ambiental de su actividad mediante la mejora de sus procesos. La empresa de origen argentino Ternium anunció que invertirá US$500 millones en tecnologías amigables con el medioambiente para sus plantas en el país, Brasil y México, con el fin de disminuir su impacto. La acción se ubica en el marco de la adopción de varias medidas de protección ambiental a las que se ha adherido la empresa. “El cuidado del medioambiente es un aspecto clave de las operaciones de Ternium. La industria del acero, como muchas otras, ha destinado cada vez más recursos a […]
El 16 de marzo será la Audiencia Pública en la que las empresas prestadoras del servicio de gas natural, presentarán análisis de actualización tarifaria. Discutirán costos, tarifas y distribución. Las empresas distribuidoras de gas natural presentaron al Ente Nacional Regulador del Gas sus análisis de actualización tarifaria, como paso previo obligatorio a la realización de la Audiencia Pública, prevista para el 16 de marzo, de manera virtual, en la que se discutirán los costos y las tarifas de los servicios de transporte y distribución para usuarios residenciales. Del análisis de la documentación se desprende que las empresas plantearon un ajuste […]
Una conmemoración que tiene como finalidad reflexionar y crear conciencia acerca de la importancia del uso racional de la energía para el propio bien de la raza humana. Todo comienza en el año 1998, en una Conferencia Internacional celebrada en Austria donde se acordó crear un día que fuese emblemático para el mundo, de la importancia de cuidar y hacer un uso consciente y responsable de la energía, que es vital para la vida. En este encuentro se debatió sobre crear estrategias para ampliar la diversificación energética a través de otras fuentes como las energías renovables y la reducción de […]
Luego de la designación de las nuevas autoridades de la organización de provincias hidrocarburíferas, el Secretario de Energía, Matías Toso, explicó de qué forma puede incidir La Pampa en las políticas nacionales. En el encuentro virtual se establecieron lineamientos de trabajo para los próximos años, fundamentalmente orientados a integrar a las provincias del norte argentino, de forma que los estados federales productores de hidrocarburos puedan accionar en bloque. La Pampa insistió e insistirá en la necesidad de que las provincias hidrocarburíferas afronten tres líneas diferentes en el área para que se conviertan en políticas nacionales, así lo remarcó el secretario […]
Oldelval, la compañía nacional líder en el segmento de midstream, es una de las organizaciones reconocidas por Great Place to Work como uno de “Los Mejores Lugares para Trabajar en Argentina 2021”. En el relevamiento de este año, del cual participaron 135 empresas y más de 90.000 colaboradores, obtuvo el reconocimiento en el segmento hasta 250 empleados.
“El año 2020 nos presentó un desafío sin precedentes, donde todos nuestros esquemas de trabajo se vieron desafiados por una situación no prevista y nos supimos adaptar; aferrándonos a quienes somos: a nuestro propósito y a nuestros valores”, comentó Jorge Vugdelija, Gerente General. “Este reconocimiento representa el compromiso de Oldelval con la experiencia de nuestros colaboradores y es el resultado de un camino recorrido, que tiene como principal foco a las personas. Es un orgullo obtener este galardón considerando que son nuestros propios empleados los que, en base a su experiencia, reconocen ante una encuesta independiente el valor de la cultura de trabajo en Oldelval. Esto constituye un pilar sólido para continuar brindando soluciones de calidad a nuestros clientes y atender a todas nuestras partes interesadas”.
Entre los aspectos que llevaron a la compañía a recibir este reconocimiento se destacan que es un lugar seguro para trabajar, la orientación hacia el bienestar de las personas, el equilibrio entre la vida personal y laboral, la posibilidad de desarrollarse en diferentes proyectos y el orgullo de pertenecer a Oldelval.
A última hora del miércoles 3 de marzo pasado, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó el proyecto de resolución (ver nota) donde se fijan algunas de las reglas de la nueva subasta a largo plazo de energías renovables (ver resolución). La propuesta está sometida a consulta pública por 15 días, hasta el 18 de marzo.
“Las condiciones de la subasta son prácticamente las mismas de la del 2019, tanto es así que se ha modificado la misma resolución que había antes”, observa Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.
En efecto, el contrato que se celebre con los adjudicatarios será en pesos colombianos (no se incluirá CERE en las ofertas) y a 15 años. Según pudo saber este medio, el volumen de energía que se disputará también será similar al del proceso anterior, cuando se licitaron 12.050,5 MWh/día. Del mismo modo, las ofertas se establecerán en 3 bloques horarios intradiarios:
Bloque No. 1: Comprende el período horario entre las 00:00 horas y las 07:00 horas.
Bloque No. 2: Comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas.
Bloque No. 3: Comprende el período horario entre las 17:00 horas y las 00:00 horas.
No obstante, sobre este punto se establece una pequeña modificación pero que podría generar un cambio sustancial respecto del certamen del 2019.
En la subasta pasada, el grueso de las ofertas adjudicadas se encontraron en el Bloque N°2 (ver nota de Energía Estratégica con infografías); seguido del Bloque N°1. En el Bloque N°3 hubo escasas ofertas de energía adjudicada.
Para evitar este problema, en el proyecto de resolución, establece que “cuando el vendedor presente una oferta en el Bloque No. 2 se entenderá de manera automática que ha presentado una oferta en el Bloque No. 3, correspondiente al 15% de la totalidad de Paquetes de Energía ofertados para el Bloque No. 2”.
Sin embargo, Corredor observa que con esta condición se les está exigiendo a los proyectos fotovoltaicos a complementarse con otro tipo de fuentes de energía.
“Si a un proyecto solar lo obligan a ofertar por la noche va a tener que buscar energía en otra parte, y ahí se podría complementar con otro eólico”, razona el Director de SER Colombia.
En ese sentido, para el dirigente es importante que en esta convocatoria se mantenga el criterio de que no se admita la participación de otras tecnologías que no fueran renovables no convencionales, para así continuar con el proceso de diversificación de la matriz energética.
¿La participación eólica restringida?
Otra de las condiciones de esta nueva subasta es que los proyectos tendrán que tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW y no haber sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019.
Además, los emprendimientos deberán estar inscritos en Fase 2 dentro del registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME y contar con el concepto de conexión a la red (de transmisión nacional o transmisión regional) aprobado por la entidad de planeación.
Según Corredor esto podría limitar fuertemente la participación de los proyectos eólicos, ya que “son muy pocos los que cumplen con estas condiciones en el registro de la UPME”.
Su participación dependerá de la fecha límite de entrada en operación comercial que fije el Ministerio de Minas y Energía para los proyectos adjudicatarios.
A fines del año pasado, funcionarios de la cartera energética y el propio presidente de la Nación, Iván Duque, había señalado que esta subasta apuntaría a adjudicar emprendimientos que entren en funcionamiento durante el año 2022 o 2023.
De ser así, los eólicos se la verían complicada. Más aun teniendo en cuenta que el proyecto de resolución del martes pasado establece que la ejecución de garantías de Puesta en Operación (que corresponde al 10 por ciento del valor total del contrato) de los emprendimientos que resultasen adjudicatarios se realizará en el plazo de 1 año contado a partir de la fecha de inicio de las obligaciones de suministro de energía eléctrica.
La subasta pasada establecía que esta garantía se ejecutaba al segundo año de no haber cumplido con los compromisos. Para Corredor, esto podría complicar la participación de los eólicos: “La garantía es costosa. Yo creo que nadie busca adjudicar para que luego se la ejecuten”, opina. A no ser que el Gobierno defina extender más los plazos de operación comercial para los posibles adjudicatarios.
A mediados de febrero pasado, la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) presentó un documento con comentarios y observaciones sobre el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica.
A saber, esta iniciativa crea la figura del Comercializador, actor que compra y vende energía dentro del mercado regulado permitiendo (aseguran desde ACEN) generar tarifas más económicas para los usuarios y un mejor servicio. El espíritu de fondo es que la competitividad generará las mejoras.
Eduardo Andrade, Presidente de ACEN comenta a Energía Estratégica que las apreciaciones esgrimidas por la entidad tienen que ver con elementos que permitan promover la sana competencia.
Entre todas las observaciones, el dirigente plantea cuatro aspectos, uno de plazos y tres de carácter técnico que deberían ser tomados en cuenta en la Ley para que pueda desarrollarse de manera efectiva.
En lo que respecta a plazos, Andrade se muestra muy preocupado porque hace 6 meses que el proyecto de Ley todavía se encuentra en el despacho de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. La expectativa del sector era que antes de que termine el 2020 la propuesta tuviera media sanción.
“Hay voces que sostienen que este proyecto de Ley deberá esperar a que avancen otros aspectos ligados a éste, como el de la Calidad en el Servicio y el de Generación Distribuida”, confía con preocupación, y remata: “Si esto es así, los tiempos de demora serán realmente importantes lo que implicará que los usuarios finales, que cumplan los requisitos, se demorarán más en recibir los beneficios de cuentas de luz más bajas”.
“Nosotros creemos que es necesario avanzar sobre todos estos temas, pero no necesariamente hacerlo en conjunto sobre un único documento que abarque los tres temas. Porque si bien los tres son importantes, ponerlos a todos juntos implicará una demora muy grande en su tramitación, más teniendo en cuenta que primero deberíamos esperar que se constituya todo un nuevo articulado”, formula Andrade.
Eduardo Andrade, Presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN)
Los aspectos técnicos
En cuanto a las observaciones técnicas del proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, ACEN planteó una batería ellas. Pero Andrade destaca tres sobre el resto.
Por un lado, sostiene que las empresas distribuidoras no deben participar del mercado de la comercialización. “La separación estructural es la modalidad recomendada por la OCDE, además de la opción más simple y eficiente y con menores costos para el usuario final y el Estado”, justifica.
Agrega que si las distribuidoras participarían se daría un escenario de competencia desleal. “El distribuidor maneja mucha información de sus clientes lo que le permite hacer ofertas comerciales específicas y personalizadas”, explica.
Del mismo modo, indica que podría darse un escenario de favoritismo, donde las distribuidoras privilegien a sus clientes a la hora de atender cortes de suministros.
Por otro lado, Andrade señala que “se debe permitir la contratación y la libertad de negociación de precios, condiciones y plazos para clientes mayores a 20 kW”.
“Ello permitirá alcanzar acuerdos de suministro con usuarios finales acordes a necesidades individuales, profundizando el mercado y generando una oferta de soluciones estructuradas: financiamiento de proyectos fotovoltaicos, variedad de tarifas, etc. Situación similar a la actual donde estos usuarios finales, hoy los que tienen una potencia conectada de más de 500 kW, poseen un mayor conocimiento del mercado”, destaca.
Finalmente, el titular de ACEN plantea: “Se debe evitar la sobre-regulación ya que ello restringe la flexibilidad de oferta y, por lo tanto, la competencia”.
Comenta que es necesario estimular la cantidad de competidores, con exigencias de garantías que deben ser iguales para todos los participantes del balance de energía y potencia.
“Se debe modificar completamente la transición propuesta (por zonas pilotos): la implementación por zonas geográficas privilegia a los actores establecidos. Zonas pequeñas con un bajo número de clientes de menos de 20 kW obliga a que un nuevo competidor desarrolle una infraestructura completa para atender a un pequeño número de clientes, lo que no resulta atractivo”, indica.
Es por ello que ACEN propone una implementación por reducción del nivel de potencia conectada (desde los 500 kW bajando 100 kW por año) lo que permitiría la adaptación gradual de competidores de menor tamaño. “Adicionalmente, este tipo de transición podría realizarse durante la discusión de la ley puesto que la regulación actual lo permite”, sostiene Andrade.
Díasatrás surgió un comunicado de que el Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR) estaba considerando un plan de generación solar para el llamado Tren Maya en el Estado de Yucatán.
Pero desde el propio Estado, más precisamente Juan Carlos Vega, Subsecretario de Energía de la Secretaría de Fomento Económico y del Trabajo del Estado de Yucatán, le informaron a Energía Estratégica que no hubo acercamiento para tratar temas de energía.
«Vimos ese comunicado, pero planes de querer hacer un parque fotovoltaico en una zona, no conocemos y tampoco se nos ha comunicado de nada. Aunque entiendo que planean comprar energía fotovoltaica para el Tren Maya», aseguró Vega.
«A lo mejor son planes que tienen, pero del dicho al hecho hay un gran trecho. Un proyecto de gran escala lleva muchos años de permisos, que de antemano en el último tiempo han estado prácticamente estancados. Por lo que no sé cómo le harían para sobrevenir eso, si ya hay una cola de permisos estancados y luego entrarían los de FONATUR, si se respetara un orden», agregó.
Incluso FONATUR le podría comprar energía, a través de un suministrador calificado, a aquellos proyectos que no correspondan a ganadores de las Subastas de Largo Plazo, que ya poseen comprometida la venta de energía a la Comisión Federal de Electricidad.
Cabe destacar que en Yucatán ya se otorgaron veinticuatro permisos de generación y cinco de ellos ya están operando, según comentó el Subsecretario de Energía.
«También hay otros proyectos que están en desarrollo que no necesariamente tienen permiso de generación, cuatro de esos ingresaron la solicitud de dicho permiso en noviembre o diciembre 2019 y hasta el día de hoy no tienen respuesta», señaló.
En cuanto al avance de energías renovables en el Estado del sureste de México, Juan Carlos Vega mencionó que «hay cerca de 1200 MW en desarrollo, adicionales a los 1500 MW que ya poseen permisos». Inversión cercana a 2000 millones de dólares si todos se llevan a cabo.
«Si se hacen los veinticuatro permisos y todos los proyectos adicionales, estaríamos hablando de 4500 millones de dólares de inversión y unos 2500 MW de capacidad instalada. Y la energía eólica es la que está a la cabeza en acumulación de permisos o desarrollo en cuestión de megavatios», explicó el funcionario.
Justamente dos proyectos eólicos son los que se encuentran más avanzados, uno entre 70 y 80 MW de potencia y el otro de 70 MW. «Deberían iniciar construcción este año y esperemos que así sea. Dependen de resoluciones de entes federales, que con la pandemia han cerrado o no operan», dijo al respecto.
Por otra parte, la aprobación de la reforma a la Ley de Industria Eléctrica no es ajena a la situación en el Estado. Incluso Vega apuntó que en dicha región «hay un proyecto de autoabasto y es el que más riesgo correría si le revisaran o quitaran el contrato». «Mientras que los otros proyectos que son ganadores de Subasta de Largo Plazo podrían verse afectados si les limitan el despacho».
Ya en cuanto al contexto general el especialista vislumbra «un panorama legal de mucha agitación». Y con ello se refiere a que se esperan muchos amparos, «porque una de las leyes que modifica tiene que ver con el autoabasto, una ley anterior a la LIE que está vigente».
«Y hasta donde sé, la ley no puede ser retroactiva, por lo que habrá amparos, va a acabar en la Suprema Corte de Justicia de la Nación y seguramente habrán arbitrajes internacionales, como mecanismos de defensa», añadió.
Agustín Siboldi, abogado y socio del O’Farrell Abogados y miembro de la Comisión Directiva de CADER, compartió su postura con EnergíaEstratégica sobre dicha cuestión: “Tanto desde el punto de vista legal como desde la perspectiva de la política regulatoria, la única forma de cambiar la moneda de los Contratos de Abastecimiento es a partir del acuerdo de las partes”.
“De no mediar acuerdo, debería respetarse el contrato celebrado en el marco de la Ley 27.191, propuesta por el actual oficialismo y acompañada por la casi unanimidad del arco opositor. Ello implica descartar la posibilidad de cambio de moneda en forma unilateral, cualquiera sea la forma legal que se le quiera imprimir”, agregó.
Además hizo hincapié en que la cláusula de negociación de los Contratos de Abastecimiento (16.1) no es una alternativa viable en tanto excluye expresamente la modificación del precio y su moneda: “Hay proyectos con retrasos que han planteado fuerza mayor a partir de la situación macroeconómica del país desde algún momento de 2018, y por la pandemia, que puede generar el espacio para el acuerdo, pero ello debería producirse en el marco de una nueva norma que establezca las pautas y parámetros para ello”.
En tanto, Siboldi desaconseja fuertemente toda opción unilateral e inconsulta. “Nuestro país depende de capitales extranjeros para desarrollar y explotar sus recursos, así como para construir la infraestructura de evacuación y, todo desconocimiento de derechos adquiridos conspira contra tal objetivo”, señaló.
También destacó que «es importante que se establezcan las condiciones que hagan viables los proyectos que están en condiciones de ser construidos, respecto de los cuales se aplican fuertes penalidades que deberían ser revisadas hacia su reducción en virtud de las circunstancias macroeconómicas y pandémicas, haciendo extensivo tales concesiones a aquellos otros proyectos que han obtenido habilitación comercial pero reciben fuertes penalidades por retrasos, en los casos en que los mismos sean ajenos al control de sus titulares”.
“Respecto de aquellos proyectos irremediablemente frustrados, deben generarse las condiciones para la liberación de los nodos asociados. Y dada la complejidad de la situación, todo ello debería hacerse a través de un proceso de consulta con el sector a fin de enriquecer el debate y mejorar las soluciones que finalmente se adopten”, añadió.
Con ello se refirió a todos los proyectos, incluyendo aquellos adjudicados al Programa RenovAr y el Mercado a Término que, según comentó Siboldi, «estaban descontando la continuidad de la suspensión de los plazos por efectos de la pandemia, hecho que no llegó y hay información contradictoria acerca de la posición de la Secretaría de Energía”. “Este proceso debe iniciar con una suspensión de los plazos a raíz de la pandemia, dado que sigue afectando la producción y logística de elementos imprescindibles para la concreción de los proyectos.»
Siboldi también agregó que «estas pautas permitirían respetar derechos adquiridos, generar un clima de negocios que dé lugar a la continuidad del sector de renovables, así como minimizar la conflictividad asociada, que ya presenta un número relevante de proyectos de RenovAR sometidos a arbitraje.”
Y una de las maneras que propone el especialista para apaciguar la situación es mediante la ampliación de “la buena práctica de regular los mercados escuchando al sector que va a invertir en el mismo”. “En el mundo se avanza con procesos de consulta, sobre todo ante situaciones tan complejas como la que nos ocupa. El modelo de consulta pública es muy utilizado en nuestro país; ejemplo en el sector de las telecomunicaciones y fue adoptado en el proceso de diseño del frustrado programa de ParticipaciónPúblico-Privada -PPP.»
«La única forma de hacer una pesificación en el sector es con el acuerdo de la contraparte y es un proceso donde todos dejan algo en la mesa. Es decir, ceden algún derecho y obtienen algún beneficio», explayó.
Prestó asimismo especial importancia a que hay dos aspectos muy importantes a considerar: “El primero es que los precios de los Contratos de Abastecimiento bajo RenovAR son competitivos frente a otras tecnologías convencionales, más aún si se consideran las externalidades asociadas, desplazando unidades de generación que reconocen mayores precios e incluso pueden sustituir el uso de combustibles importados, con el impacto que ello tiene en el balance de divisas”.
Mientras que el segundo aspecto refiere a que los precios de los Contratos de Abastecimiento están acordados en dólares estadounidenses, pero son pagaderos al tipo de cambio oficial, en moneda local, “de modo que ello no tiene impacto alguno en dicho balance de divisas”. “El problema se plantea ante el pago de la porción importada de los insumos de un proyecto, así como en el repago del capital invertido.”
“Hay una muy buena oportunidad para profundizar la transformación de la matriz energética argentina y cumplir así con lo manifestado por el Presidente respecto de los aportes que hará nuestro país a la reducción en la emisión de los gases de efecto invernadero”.
“Es importante tender un puente concreto entre ese compromiso internacional, y las acciones que darán continuidad e impulsarán el sector.”, concluyó.
Con la llegada del Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, a la provincia de San Juan, Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) inauguró el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac que posee 3 MW de potencia instalada y se ubica en un predio de aproximadamente 8 hectáreas en el Parque Industrial Tecnológico Ambiental Regional (PITAR).
El objetivo de la provincia y EPSE es avanzar con la estrategia de comercializar la energía producida a gran parte a las industrias que generarán sinergias entre sí a partir del agregado de valor de los materiales recuperados de los residuos sólidos urbanos de la región y que se encuentran establecidas en el mismo predio.
Según informaron allegados al EPSE, el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac cuenta con 9120 paneles solares fotovoltaicos de alta eficiencia (18%), de 325 vatios de potencia cada uno, montados sobre 114 seguidores solares (trackers) con seguimiento solar acimutal en un eje horizontal.
Además posee un edificio equipado con dos Inversores, dos transformadores de potencia, todas las protecciones, comunicaciones y sistema de medición comercial de energía, lo que acumula una inversión de U$D 3.331.186,96.
Cabe recordar que San Juan tiene en operación una potencia instalada de 200 MW en centrales solares, y EPSE fue partícipe en más de la mitad de los mismos, superando la barrera de los 100 MW instalados mediante proyectos propios y junto a socios del sector.
Al momento de preguntar sobre las dificultades encontradas a lo largo del desarrollo y construcción del reciente parque inaugurado, desde Energía Provincial Sociedad del Estado aseguraron que hubo dos problemáticas principales:
Por un lado la forma irregular del terreno, producto de la disponibilidad del mismo al encontrarse en cercanía a una montaña rocosa. Ello no permitió el proceso de hincado y se debió realizar un pre excavado, además del posterior hormigonado. Y a dicho inconveniente del terreno se le debe sumar la dificultad al momento de instalar el tendido eléctrico subterráneo por el tipo de suelo.
En tanto, en lo que respecta a los trackers, tuvieron inconvenientes a sortear durante la construcción, ya que se debió modificar el diseño original de las estructuras con algunos refuerzos en la vinculación entre las vigas principales, para así evitar deformaciones ante las inclemencias del tiempo, como por ejemplos, los fuertes vientos de la zona.
¿Qué desafíos logísticos identificó en 2020, año marcado por el inicio de la pandemia?
Para distinguir los desafíos logísticos del pasado 2020, debemos diferenciar aquellos relacionados a las consecuencias de la pandemia y los otros vinculados a la coyuntura de Argentina y sus políticas comerciales.
Los primeros, que impactaron en la mayoría de países por igual, implicaban un repentino corte en la cadena de suministro, dado que, a raíz de las cuarentenas decretadas por la emergencia, numerosas fábricas y empresas se vieron retrasadas o directamente imposibilitadas para entregar los pedidos de manufacturados.
Este shock de oferta impactó en la forma de faltantes de stock hasta que se regularizó la situación y los tiempos de fabricación en origen volvieron a ser más previsibles.
Los otros desafíos, relacionados a la coyuntura económica del país fueron tal vez los más difíciles para cualquier empresa local. Para destacarlos, debemos distinguir los tres tipos de restricciones existentes. Las correspondientes al BCRA, las de AFIP y las de Secretaria de Comercio.
¿Cuáles serían las restricciones del Banco Central?
Las primeras responden a los intereses de la autoridad monetaria, que restringe los giros de divisas en cada operación de comercio internacional. Hoy toda la atención está puesta sobre las exportaciones e importaciones, porque son los canales por los cuales circula el dólar como moneda de cambio.
Una conocida rigidez corresponde a la de la Comunicación “A” 6818 de octubre de 2019, donde se establece que cada importador debe demostrar el ingreso aduanero de los bienes dentro de los 90 días corridos a partir de la fecha de la compra de divisas para pagar los bienes, lo que genera que cualquier atraso en la producción de una fábrica, sumado a posibles demoras en el flete marítimo u otros factores, deriven en un problema si se exceden los 90 días desde que se inició la importación.
De manera más reciente, rigen también restricciones del BCRA que implican la previa aprobación de esta entidad para permitir importaciones de más de U$S 50.000, la calendarización de los pagos (el BCRA habilita un turno para cancelar deuda con proveedores un día específico), entre otras.
Mencionaste también a la AFIP…
Sí. En otro orden de exigencias, se halla la AFIP con sus limitaciones por motivos fiscales, en un análisis que se llama Capacidad Económica Financiera (CEF). A partir de los números financieros y patrimoniales de cada compañía, se determina qué cupo puede importar.
Además, la mayoría de bienes importados se encuentran alcanzados por el pago de IVA adicional (por ejemplo, 20% además del 21% correspondiente o 10% además del 10.5%), para lo cual existen los certificados de eximición que esta entidad otorga cuando la empresa demuestra tener crédito fiscal acumulado en el tiempo.
Hoy día, sin embargo, estos certificados que representaban un alivio fiscal para muchas empresas, no están siendo asignados con facilidad y uno debe someterse a inspecciones fiscales de mayor detalle. Estos nuevos controles y demoras son un desincentivo a que la empresa tenga saldos más equilibrados y evite que cada importación sea una erogación de caja enorme para sacar la mercadería del puerto.
Juan Cruz Junghanss, gerente comercial de Electrosistemas.
¿Cómo juega la Secretaría de Comercio?
Las conocidas Licencias No Automáticas (LNA). Estas licencias son, dicho de otra manera, una restricción en forma de autorizaciones para confirmar y revisar la importación de ciertos bienes con el argumento de que se protege a la industria nacional.
A octubre del año pasado, desde la CIRA (la Cámara de Importadores de la República Argentina) aseguraban más de 1000 pedidos de LNA sin aprobar de diversas empresas. Incluyendo pedidos por compras que aún no se pudieron realizar, pero también por compras ya realizadas, pagadas y que están en Aduana sin liberar.
A todo esto, de forma adicional, se le suma la dificultad para acceder a financiación con proveedores, que debido a la situación económica argentina restringen las líneas de crédito, pagos diferidos, etc. con las empresas importadoras del país, a modo de precaución.
Tras años de importar productos para el mercado argentino, ¿cómo evalúa la sistematización de tiempos y formas en la aduana este 2021?
Analizando el tiempo y forma del sistema en la aduana para este año, encontramos muchas relaciones o puntos de conexión con la época del año 2012 aproximadamente. Recordemos que, en aquel entonces, bajo la gestión correspondiente de la Secretaría de Comercio, el desabastecimiento de productos importados, en numerosos rubros, fue dramático. Las coincidencias entre periodos son claras y los mecanismos similares: tiempos extensos para la aprobación de las LNA, al punto de que la falta de previsibilidad es el problema mayor.
Desde el momento en que se presenta una SIMI con LNA, hasta el que esta se aprueba, pueden pasar más de 90 días. Este riesgo es un desincentivo financiero para el importador que deriva en el desabastecimiento de productos.
2021 no será un año prometedor en la sistematización de la aduana, ya que para una optimización de los tiempos y formas de esta se requiere de políticas comerciales públicas acordes, que a su vez no parecerán llegar cuando se tiene en cuenta los desequilibrios macroeconómicos de Argentina.
¿Identifica puntos de mejora en el régimen de identificación de mercaderías/productos para el sector solar fotovoltaico?
Combatir la falta de previsibilidad que tiene el importador sería un buen punto de partida o argumento para diseñar un plan de optimización en el régimen de identificación de productos dentro de nuestra industria. En la actualidad, por ejemplo, no tener la certeza de cuándo se podrá reponer baterías de gel ciclo profundo para almacenamiento en sistemas off-grid (porque son productos con LNA que no se aprueban) trae el problema del cambio de expectativas de los distribuidores, instaladores e inclusive usuarios, que aceleran sus compras por el temor a no conseguir stock en el futuro y esto empeora la falta de previsibilidad del importador.
Explicado esto, podemos intuir que una posible mejora en el régimen de las LNA implica reidentificar de manera más coherente qué productos son producidos total o parcialmente en Argentina y cuáles no, ya que la restricción de productos que no son literalmente reemplazables de manera local tiene graves repercusiones. Esto último debe hacerse considerando el volumen del mercado contra la producción local también (en caso de que hubiere), para saber si localmente la oferta satisface la demanda o no. Tampoco se puede restringir las importaciones si el productor local no tiene capacidad para abastecer la cantidad demandada en Argentina.
Dentro de las consecuencias existentes del régimen actual, vemos que, entre otros ejemplos, terminar instalando baterías de otra tecnología, inversores de segunda mano o no certificados eléctricamente, etc. solo porque no se consiguen localmente los artículos adecuados, deriva en instalaciones de menor calidad y una pérdida de eficiencia para el consumidor, que deberá pagar en el futuro mayores costos cuando los equipos alternativos fallen.
¿Cómo evalúa la aplicación o exención de los aranceles para los distintos componentes que importa?
Es sabido que por la crisis económica que atraviesa Argentina y sus desequilibrios fiscales, se han modificado o levantado numerosas exenciones y beneficios impositivos de productos en diversos sectores. Ahora bien, considerando nuestro sector de las energías renovables, hay algunos productos que no poseen posiciones completamente competitivas.
Los paneles solares fotovoltaicos, por ejemplo, recaen sobre dos posiciones arancelarias. La de “generadores fotovoltaicos” que contempla que el panel incluya diodos equipados (que paga 18% de aranceles, 21% de IVA y 20% de IVA adicional, 6% de impuesto a las ganancias y 2.5% de IIBB, además de la tasa estadística del 3%) y la que corresponde a “células fotovoltaicas en paneles” que no tienen diodos (que paga 12% de aranceles, 10.5% de IVA y 10% de IVA adicional, 6% de impuesto a las ganancias y 2.5% de IIBB). Esto implica que, importando los equipos de la primera manera, si se requiere habrá que considerar soldar los diodos en los paneles.
Más allá de la valoración de cada uno sobre si las posiciones mencionadas son competitivas relativamente o no, el costo impositivo sigue siendo alto.
Otros productos, como los inversores o baterías, recaen sobre aranceles más altos que encarecen el precio considerablemente. Así el costo de instalaciones off-grid o hibridas se eleva, introduciendo dificultades para que el usuario final aborde el costo financiero por sí mismo.
Con base en el comportamiento de la empresa el año pasado, Celsia estima lograr USD $820 millones en inversiones, incluyendo los montos propios y de alianzas con plataformas estratégicas. Aproximadamente, el 40% del monto presupuestado de inversión en 2021 aseguran que será para energías renovables no convencionales.
De aquel total, fuentes de la compañía revelaron a Energía Estratégica que las inversiones que Celsia sumará en Centroamérica serían de USD$35 millones.
Una de ellas es la granja Celsia Solar Prudencia, de 9,9 MW, ubicada en la región occidental de la provincia de Chiriquí, contigua a la Central Hidroeléctrica Prudencia. Con esa energía, atenderán contratos que mantienen con grandes clientes.
Por otro lado, en Honduras se encuentran en evaluación, negociación y construcción de sus próximos proyectos. Aquí, ya cuentan con 23,8 MW instalados sobre techos y en granjas dedicadas a sus clientes y esperan cerrar el 2021 con 12 MWp adicionales en dicho país.
Además en la región cuentan con una granja solar de 10.0 megavatios en Divisa, Panamá; una granja solar de 10.6 megavatios en Comayagua, Honduras; y, una granja solar de 1.1 megavatios dedicada INCAL, Honduras.
Se pueden sumar a este detalle instalaciones en Generación distribuida (cubiertas) por 16.9 MW, en producción y en construcción entre Honduras y Panamá.
En fase de construcción se encuentran los protectos: Sacos Americanos de 1.1 MWp, Zip Bufalo etapa 2 de 2 MWp y Plaza Miraflores de 1 MWp.
Fuerte apuesta por la sostenibilidad
Celsia fue nuevamente incluida en el Anuario de Sostenibilidad de S&P Global y recibió la medalla de bronce de esta publicación que cada año evalúa el desempeño económico, ambiental y social de más de 7.000 empresas de todos los sectores empresariales.
En el 2020, fueron evaluadas 7.032 empresas de 61 sectores y solo 631 lograron hacer parte del anuario. Celsia fue reconocida con medalla de bronce en el sector de energía eléctrica junto a otras ocho empresas de Colombia, Brasil, Francia, Tailandia, Chile y Estados Unidos. Los principales puntajes de la compañía estuvieron en temas de innovación, riesgos, reporte ambiental y gestión del riesgo hídrico.
El Viceministro de Energía, Miguel Lotero, visitó las instalaciones de Puerto Brisa, en La Guajira, para conocer las operaciones e infraestructura de esta terminal a la que llegarán en 2021 las turbinas y torres de los primeros parques eólicos de la transición energética que está liderando el Ministerio de Minas y Energía en Colombia.
Este puerto está estratégicamente ubicado en el municipio de Dibulla y cuenta con un muelle de 380 metros y un viaducto de 1,8 kilómetros, además de una capacidad de almacenamiento de 354 hectáreas. Desde hace dos años Puerto Brisa se está preparando para ser parte de dicha transición.
«La Guajira será el epicentro de las energías renovables en Colombia. En este departamento se construirán 16 parques eólicos, que representan inversiones estimadas en $10 billones y la generación de aproximadamente 11.000 empleos. El desarrollo de estos proyectos aportará a la reactivación sostenible de Colombia y a la diversificación de la matriz energética», aseguró el Viceministro de Energía, Miguel Lotero.
En la visita, el Viceministro Miguel Lotero estuvo acompañado de los Viceministros de Infraestructura, Olga Ramírez, y de Agua y Saneamiento Básico, José Luis Acero, con el fin de trabajar de manera articulada para adecuar las vías y toda la infraestructura requerida para transportar esta carga de grandes dimensiones a las zonas donde se construirán los parques eólicos.
Además, en un trabajo conjunto con el sector privado y el Gobierno Nacional también llegará nueva inversión social para mejorar la calidad de vida de los habitantes de La Guajira. Desde el Ministerio de Minas y Energía se han ejecutado proyectos para llevar el servicio de energía eléctrica, por primera vez, a 987 familias y actualmente están en ejecución otros proyectos para conectar a este servicio a cerca de 3.500 familias del departamento, mientras que desde MinVivienda se está desarrollando el programa Guajira Azul para llevar el servicio de agua potable a las comunidades.
El ministro de Energía y Minas, ingeniero Antonio Almonte y el vicepresidente del Consejo Unificado de las Empresas de Electricidad, doctor Andrés Astacio, encabezaron la visita de los miembros del sector a la Liga Municipal Dominicana (LMD), dirigida por su secretario general, Víctor D’Aza, y en la que participó el presidente de la Federación Dominicana de Municipios (FEDOMU), Kelvin Cruz.
Por el sector energético participaron los administradores Milton Morrison, de Edesur; Andrés Cueto, de Edenorte, y Tomás Ozuna Tapia, de Edeeste. Por la Federación Dominicana de Distritos Municipales (FEDODIM) asistieron su presidente Ramón Santos, y Pedro Richardson, director ejecutivo.
El encuentro-almuerzo fue realizado en la sede de la LMD y participaron técnicos tanto de esa entidad como de FEDOMU.
Entre los temas de agenda figuraron la posible participación de las EDE en el cobro del servicio de recogida de desperdicios en los municipios, así como temas de alumbrado en algunas localidades.
“Vamos a extraer los recursos a partir de un entramado productivo tecnológico y diversificado en todas las provincias argentinas, motorizando la creación de empleos de calidad, el desarrollo local de las comunidades, la innovación tecnológica, el desarrollo de nuevas empresas y la incorporación de los desafíos de la industria 4.0”, afirmó el Presidente Alberto Fernández en el discurso de inauguración de las sesiones del Congreso.
Sin embargo y pesar de tener un Ministerio de Ciencia y Tecnología y otro de Desarrollo productivo y una petrolera estatal, la perspectiva sobre el desarrollo tecnológico es generalista y pobre y sólo se manifiesta en el discurso. En la práctica, la desarticulación entre los saberes, las pymes y la industria total.
Y si bien es cierto que se necesitan fondos y financiamiento para el desarrollo, la escasez y la pandemia no impiden poner en el papel un plan de desarrollo estratégico que articule a las pymes industriales, tecnólogos, instituciones universitarias que desarrollan tecnología y a las empresas hidrocarburíferas, en particular a YPF.
Estrategia
El “Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” quedó plasmado el año pasado en el decreto 892/2020 y su Resolución reglamentaria, la 317/2020. Tras la sanción de la norma, YPF manifestó su disconformidad por la discriminación de AESA, lo que dejó al desnudo facetas de un conflicto entre empresas de servicio neuquinas y la propia AESA, hija dilecta y endeudada de YPF. Pero también abrió la puerta a un análisis que nos permite dilucidar dónde estamos parados y hacia dónde vamos en materia de energía e industria y el alcance y naturaleza de la estrategia energética que lleva adelante la Secretaría de Energía a cargo de Norman Darío Martínez.
El sector energético por sus implicancias económicas atraviesa, sin excepción, a toda la sociedad argentina. Su funcionamiento es de difícil comprensión para las grandes mayorías porque conlleva enormes complejidades tanto técnicas, económicas, jurídicas e ingenieriles, pero es de importancia estratégica, no sólo para el desarrollo de nuestra sociedad, sino para su propia subsistencia.
Es probable que, la importancia de estos factores expliquen el porqué de la decisión del presidente Alberto Fernández de quitarle al ministro Matías Kulfas la cartera de Energía y disponerla bajo la batuta del ministro Guzmán. Buena parte de la sociedad, sobre todo aquella que comprende la importancia estratégica de los hidrocarburos, espera aún conocer varias cuestiones vinculadas al desarrollo del sector energético, porque se trata del primum movens del desarrollo industrial y tecnológico del país.
La ingeniería argentina y otras disciplinas académicas también esperan que el sector hidrocarburífero articule los desarrollos tecnológicos con las industrias nacionales.
El Decreto
El extenso decreto 892 tiene varios ejes, entre otros, asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural (y de hidrocarburos líquidos) e incorporar nuevas reservas: la recuperación de la producción y propender al crecimiento sostenido de las reservas. Y va de suyo que las exportaciones serán autorizadas siempre que se priorice el mercado interno.
El decreto reafirma el cumplimiento de los mandatos de la Ley N° 26.741 y desgrana algunos de sus objetivos, como la promoción del empleo, la incorporación de nuevas tecnologías que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en el país y la promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado.
La defensa de la hija
En el marco del Plan, los mayores productores gasíferos presentaron someros planes de inversión, los mismos podrán encontrarse al final de esta nota
En su informe, que denomina “Valor Agregado Nacional – Plan gas 2021-2024”, la petrolera de bandera manifestó su disconformidad por la limitación a la participación de AESA, estipulada –sin nombrarla– en la Resolución 317/2020. La norma de referencia, contenida en el Anexo VI “Compromiso con el Valor Agregado Nacional” deja afuera solamente a AESA, empresa de servicios petroleros controlada accionariamente por YPF S.A.Dicho anexo dice que “A los efectos de dar cumplimiento con los compromisos con el Valor Agregado Nacional, no se considerarán empresas `locales, regionales y nacionales ́ a aquellas personas jurídicas controladas accionariamente, directa o indirectamente, por las empresas productoras de gas natural”. Según el Informe de YPF “la disposición constituye una injustificada restricción del acceso al mercado para empresas de servicios nacionales que históricamente aportaron valor a la industria nacional, por la sola circunstancia de estar vinculadas con empresas productoras, restricción que se contrapone con el objetivo general de la norma y del Programa que ésa reglamenta.”
Al respecto es preciso señalar que una norma nacional categorice a las empresas como “proveedores locales, regionales y nacionales” otorgando privilegios a las empresas locales por sobre otras nacionales podría ser atacada de inconstitucional.
Las causas
Si el Decreto N° 892/2020 busca una mejora en la productividad, mayor competitividad, eficiencia y calidad de la industria local, la restricción impuesta parece ser un obstáculo insalvable.
Surgen a priori algunos interrogantes ¿Es AESA una empresa nacional? las empresas internacionales representada por sociedades con domicilio en Neuquén ¿son consideradas empresas “locales”? ¿Por qué es la única que está siendo afectada por la norma? ¿Por qué se privilegia a las empresas neuquinas por sobre el resto de las nacionales? ¿Tan importante es el volumen del negocio?
Una vez más, en la visión de YPF, y siendo objetivo del Decreto 892/2020 “promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera”, y requiriendo el Anexo VI del Pliego “un mecanismo de contratación transparente y abierto que garantice la plena concurrencia a los proveedores locales, regionales y nacionales”, la exclusión de AESA de la consideración de empresa nacional conspira contra el objetivo de la norma.
La grieta patagónica
Los empresarios afincados en Neuquén, descorcharon de lo mejor al enterarse del contenido del decreto; en definitiva, el secretario Norman Darío Martínez es un neuquino de ley. Hacía rato que las empresas agrupadas en las cámaras de empresas de servicios petroleros neuquinas venían apuntándole a AESA en una lucha sin cuartel por obtener los contratos de locación de servicios de las grandes hidrocarburíferas.
Las empresas neuquinas le apuntan a AESA, porque afirman que YPF le otorga ventajas en detrimento de las industrias neuquinas, algo lógico e inevitable, YPF está endeudada y AESA suma un pasivo con su nave nodriza que ronda los US$ 100 millones.
Los estratos de la pequeña burguesía de obras y servicios neuquina defienden sus intereses corporativos a través de cámaras y federaciones y estas corporaciones tienen cierto poder de fuego que lo ejercen en tándem coligados con los sindicatos que en oportunidades cuenta con la anuencia y colaboración miembros del MPN.
Los contactos entre sindicatos obreros y patronales suelen mantenerse bien aceitados merced a los beneficios empresarios que reciben los representantes de los trabajadores. Aún así y a pesar de las acciones conjuntas, los intereses individuales de las empresas suelen interferir con la estabilidad y permanencia de las alianzas.
La lucha por el “Manpower”
Por una parte los gremios denuncian públicamente despidos y falta de inversión en AESA y San Antonio, dos empresas subsidiarias de YPF y por otra acusan a la estatal de perjudicar a las provincias y a la actividad en general beneficiando a sus dos empresas controladas, un verdadero galimatías.
En realidad ¿cuál es el volumen en juego?. Como puede apreciarse en el cuadro, los costos laborales no son los más relevantes en los proyectos de producción Shale.
Fuente: YPF
Ahora bien ¿cómo se componen esos costos? Según YPF son cuatro las etapas de construcción del pozo tipo: armado de la locación, perforación, terminación y bajada de instalación final.
El armado de locaciones: representa el 0,5% del costo del pozo tipo y se compone principalmente del servicio de movimiento de suelos.
La perforación se lleva entre el 50 y 70% del costo del pozo y el 72% se realiza con empresas internacionales, (perforación con equipos high sepa, direccional, cementación, underbalance, lodos) el porcentaje restante se conforma con tuberías, cabezales, etc.
En shale gas, la terminación representa el otro 50% y casi el 60% se paga a empresas internacionales. Del 100% de un pozo, en el mejor de los casos, el 60% se factura desde empresas multinacionales de perforación y terminación de pozos.
El 56% de esta etapa es realizado por empresas internacionales, principalmente por la provisión de servicios de fractura, wireline y tapones de fractura.
Finalmente, la bajada de instalación final y los sistemas de producción conforman sólo el 4,3% del costo pozo. Los materiales de la instalación final corresponden principalmente a la provisión de cañerías de fabricación nacional mientras que los sistemas de producción serían importados.
Nada dice la norma sobre la importación de bienes y servicios, a pedido de las empresas internacionales (Halliburton, Baker, Weatherford) que representan el 50 % del gasto, en perforación. Schlumberger no tiene arenas y aceptaron que la arena corra por cuenta de YPF, la parte del león se la llevan las perforadoras.
La norma invita a pensar que la provisión nacional, como sucede en Indonesia, Arabia Saudita o Ecuador, se reduce a logística, transporte, montaje, pintura, limpieza, reparaciones, provisión de agua y cargas sólidas. Por tanto, la pelea de los empresarios “locales” es sólo por un 10%, es decir, la cuota de la agencia de colocaciones.
Tras casi 10 años de expropiación de YPF ¿dónde están los desarrollos industriales y tecnológicos locales?
“Curva de aprendizaje”
Un somero análisis de impacto en el desarrollo industrial de las propuestas podría producir un gran desconsuelo. Entendemos que la tecnología para la fractura se importa y eso es totalmente entendible, pero de nuevo, surge otro interrogante: ¿será así por siempre?
E nuestro país no se fabrican bombas ni motores para fracking, aunque buena parte podría construirse aquí, nos está faltando acero que resista presiones de más de 10.000/15.000 psi (700 a 1.000 atmósferas) los ingenieros saben que el acero a altas presiones tiene un comportamiento diferente.
Es decir que un desarrollo metalúrgico –algo básico y elemental– como los que ya se hicieran en otras épocas podría abrirnos la puerta nuevamente a una industria semipesada, porque no es problema la fabricación y mecanizado y montaje del resto de los equipamientos.
Entonces, teniendo en cuenta la historia de industria metalúrgica argentina ¿por qué no se avanza en el estudio del acero para lograr resistencias que permitan esas altísimas presiones? ¿Por qué no se encara de una buena vez el desarrollo del equipamiento para explotar uno de los yacimientos shale más grandes del mundo?
Si el objetivo políticoestratégico del Gobierno es el desarrollo tecnológico e industrial, nada indica que se marche en el sentido correcto. En todo su informe YPF no menciona ni una sola vez a Y-tec.
Tampoco hay menciones a convenios con el INTI, con universidades nacionales, CONICET o cámaras pymes industriales y que el objetivo sea el desarrollo y/o sustitución de importaciones e innovación. ¿El INVAP podría aportar al desarrollo de un polo de producción de electrónica sofisticada aplicada a la exploración y explotación? Tantos logros elogiados y no terminamos de concluir que podemos tener ese polo electrónico que necesitamos.
Shell señala en su informe que cumple con la ley provincial N° 3.032, por lo que la provisión neuquina contará con una ventaja del 7% en la comparación de ofertas. Sin embargo, surge otra pregunta: ¿tiene la Provincia de Neuquén capacidad para controlar que no integren materiales importados en la industria neuquina? ¿Qué se fabrica en Neuquén hoy y qué planes de desarrollo industrial tiene la provincia?
El fundador de YPF, también fundó un instituto del petróleo, el más antiguo del mundo hidroacrburífero hispanoparlante. Allí hay desarrollos en materia de simulación de fracturas y geofísica, pero el divorcio entre las casas de altos estudios y las empresas es ostensible.
Es evidente que buena parte de la dirigencia Argentina ha renunciado al desarrollo tecnológico de largo plazo y con la consecuente articulación con la industria y las cátedras. Hoy parece mucho pedir una mirada sobre lo que hacen y han hecho Canadá o Noruega
Una última cuestión, que podría ser la primera en otro debate: infraestructura. Entre el 60% y 80% del gasto se va en perforación y éste se realiza en su gran mayoría con empresas de servicios internacionales, pero ¿qué pasa con la infraestructura? ¿qué empresa va a construir un oleoducto o un gasoducto? ¿qué empresa va a hacer una planta de tratamiento o bombeo o compresión? No hay indicio de cómo se transportarán los recursos extraídos ni quién va a financiar la infraestructura, aunque todo indica que serán las arcas nacionales la que sufragarán los gastos.
No está demás recordar que la gestión Macri cargó al país con una deuda sideral pero no pudi obtener US$ 800 millones para construir un gasoducto.
El pasado que vuelve
En los 90 asistimos al desmantelamiento parcial o total de empresas proveedoras que sustituían importaciones tecnológicas. Algunas resistieron y llegaron exhaustas a la pos crisis del 2001. La expectativa por las iniciativas políticoeconómicas surgidas en 2003, alcanzaron sólo para recuperar capacidad productiva instalada.
Pero la industria lleva casi de dos décadas con pocas incorporaciones de productos y servicios, y escasas innovaciones. De a poco la industria local se va apagando. Los tecnólogos e industriales se están poniendo viejos, el continuo fracaso los esta llevando a quedarse sin sucesores, las nuevas generaciones no quieren repetir el calvario que sus mayores sufren desde hace 20 años.
Si no se da un giro al rumbo encarado, no habrá recambio generacional en esta industria. Cuando queramos empezar, sólo el silencio nos hará compañía, es por eso que éste es un momento bisagra.
Si las nuevas políticas económicas anunciadas para el desarrollo de hidrocarburos no toman en cuenta el capital en conocimientos acumulado -y vigente- en más de 400 pymes que diseñan y fabrican con tecnología propia se perderá definitivamente y otra rama de la industria desaparecerá, como ya ocurrió con la electrónica, los autopartistas propios, la industria naval, muchas eléctricas de potencia y tantas otras.
Tenemos la posibilidad de conformar en el acto un polo tecnológico e industrial con esas pymes, el CONICET, el INTI, las universidades e Y-Tec. Un polo que aborde el desarrollo tecnológico de Vaca Muerta y otros no convencionales, el próximo offs-hore y la transición energética. Un polo que no sólo siga sustituyendo importaciones, sino que pueda ser una fuente de divisas por exportaciones. Es entendible la premura del gobierno por salir del paso, pero tuvo casi un año para planificar con agudeza. El shale gas (y el shale oil) nos ofrece una última oportunidad para volver a crecer con desarrollos tecnológicos propios e industria argentina, no dejemos pasar el tren.
(*) María del Rosario Martínez, es directora de Energía&Negocios
YPF recortó parte de las pérdidas del año 2020 en el cuarto trimestre en base a la recuperación de la demanda y la reversión de cargos por deterioro de activos en el marco del nuevo plan de estímulo al desarrollo del gas natural.
El resultado neto del año 2020 arrojó una pérdida de 1.098 millones de dólares equivalentes, recortando en más de 540 millones de dólares en el cuarto trimestre la pérdida acumulada durante los 9 meses al 30 de septiembre, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.
En este contexto, YPF tiene planificado invertir 2.700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual se destaca una inversión de 2.100 millones en los negocios de Upstream relacionados con la producción de gas y petróleo. Dentro de ese valor, 600 millones serán destinados específicamente a la producción de gas natural, principalmente a proyectos relacionados con sus compromisos asumidos en el marco del nuevo Plan Gas.
En tanto, y en línea con una mayor normalización de la actividad económica, la demanda de combustibles aumentó más de un 15% en el cuarto trimestre respecto del trimestre anterior, sobrepasando las estimaciones previas, refirió la petrolera.
A diciembre 2020, los volúmenes de venta muestran todavía una contracción de 7 % y 6 % para las naftas y el gasoil, respectivamente, respecto a diciembre del año anterior, recortando la fuerte caída de alrededor del 70 % y 35 % respecto al año anterior que registraron las naftas y el gas oil respectivamente en el mes de abril, describió la compañía.
Por su parte, el nuevo plan de estímulo para el desarrollo del gas natural lanzado por el Gobierno (Plan Gas Ar) generó visibilidad de precios de mediano plazo y puso en valor ciertos recursos no explotados por la compañía que permitieron la reversión del cargo por deterioro de activos de gas del segundo trimestre de 2020.
La producción total de hidrocarburos de YPF alcanzó los 467 mil barriles de petróleo equivalentes por día en 2020 (-9% respecto a 2019) afectada especialmente por el freno en la actividad en el segundo y tercer trimestres del año producto de la pandemia COVID-19.
En términos de costos, la compañía continuó con sus esfuerzos por ganar eficiencia llevando a una reducción cercana al 30 % en 2020 en comparación el año anterior, normalizando efectos extraordinarios.
Tras la salida de la parálisis generada en los primeros meses del ASPO, la compañía logró reanudar gradualmente la actividad en los yacimientos. Al final del año, YPF tenía más de 80 equipos de torre en operación, en comparación con un promedio inferior a 20 equipos en el segundo trimestre.
En el no convencional, durante 2020 se alcanzó la mayor cifra de producción de shale desde que comenzaron los desarrollos en 2013, con 101 mil barriles equivalentes de petróleo por día.
Además, se observó una mejora significativa en la velocidad de fractura (medida como etapas por día), mejorando un 34 % en 2020, y se logró el récord histórico en términos de etapas de fractura por mes en enero 2021 con 412 etapas.
También, a fines de 2020 se puso en producción el pozo horizontal más largo jamás perforado en Vaca Muerta, en el yacimiento Bandurria Sur, que alcanzó una longitud lateral de 3.800 metros.
Por el lado del convencional, se lograron resultados positivos en recuperación secundaria y terciaria. Como ejemplo, Manantiales Behr, bloque en operación desde hace más de 90 años, cerró 2020 con la mayor producción de su historia, aumentando 7,9 % respecto al año anterior.
Asimismo, YPF señaló que, durante la vigencia de los contratos enmarcados en el nuevo Plan Gas (2021- 2024), las inversiones superarán los 1.500 millones de dólares, perforando más de 250 pozos, incluyendo áreas operadas y no operadas.
Luego del resultado exitoso del canje de deuda, el perfil financiero de la compañía mejoró sensiblemente y se complementó con una exitosa colocación de bonos locales por un total superior a 120 millones de dólares equivalentes en el mes de febrero 2021. Adicionalmente, la agencia Standard & Poor recientemente elevó en 2 escalas la calificación crediticia que tenía YPF antes del canje de su deuda a CCC+.
De esta forma se comenzó a sentar las bases financieras para alcanzar el objetivo de inversión para el año 2021, que permitirá comenzar a revertir la tendencia de declino de producción de los últimos años.
La petrolera YPF informó que el año pasado perdió 1098 millones de dólares, un 59,5% más que en 2019. Los ingresos se derrumbaron un 31,8% por el impacto que provocó la pandemia en la venta de combustibles. De hecho, la demanda de naftas cayó 29,9% y la de gasoil 11,1%, porcentaje que llega al 15,2% si se excluyen las ventas a CAMMESA. A su vez, la producción de hidrocarburos se contrajo un 9,2% y las reservas probadas un 14,1%.El Capex de la petrolera se hundió un 56%. Al comunicar la información, la compañía prefirió poner el foco en lo que viene y anticipó que este año invertirá 2700 millones de dólares para intentar revertir la crisis que atraviesa.
Ventas de combustible
La cuarentena implementada el 20 de marzo del año pasado impactó de lleno en las ventas de productos refinados. En abril los volúmenes de nafta despachados se contrajeron un inédito 70% interanual y los de gasoil un 35%. A medida que las restricciones se fueron flexibilizando, la caída comenzó a desacelerarse y en diciembre la caída fue de 7% en naftas y 5% en gasoil. Sin embargo, en el conjunto de 2020 el retroceso interanual fue de 29,9% en naftas y 11,1% en gasoil.
La menor demanda se combinó hasta agosto con un congelamiento del precio de los combustibles. A partir de ese mes la compañía comenzó a realizar ajustes periódicos de sus precios, pero en su balance aclaró que pese al descongelamiento sus precios netos medidos en dólares se ubicaron alrededor de un 15% por debajo de 2019 y aproximadamente un 30% por debajo del promedio de los últimos 10 años.
YPF comercializa la gran mayoría de su producción en el mercado interno. Por lo tanto, la contracción en los volúmenes de ventas derivó en una caída de sus ingresos en dólares de 31,8% (13.749 millones de dólares en 2019 versus 9376 millones en 2020).
Producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 467.000 barriles de petróleo equivalentes por día, un 9,2% inferior a la de 2019. El retroceso se explicó por una baja de 10,5% en la producción de gas natural y de 8,5% en la de crudo.
La compañía aseguró la caída se explicó en la etapa más dura de la cuarentena por la paralización de los trabajos de perforación y terminación para adaptarse a la caída de la demanda y al mismo tiempo garantizar la seguridad del personal en los yacimientos. ”Posteriormente la actividad se mantuvo en niveles muy bajos para garantizar la liquidez”, remarcó YPF en su balance. No obstante, sostuvo que a medida que se flexibilizó el aislamiento y la demanda comenzó a recuperarse se reanudó gradualmente la actividad de los pozos. “A fin de año teníamos más de 80 torres en operación, incluyendo torres de perforación, workover y pulling”, remarcó la firma.
La producción de gas totalizó 35,6 millones de metros cúbicos diarios (Mm3d), con una caída interanual de 10,5%. En el caso del crudo, la producción fue de 206.800 barriles de petróleo diarios (bbld), un 8,5% menos que un año atrás. Por otra parte, la producción de NGL registró una reducción de 5% totalizando 36.500 bbld.
Reservas
Las reservas probadas disminuyeron de 1073 a 922 Mbpe, un 14,1%. La mayor caída se observó en las reservas probadas desarrolladas (-19,2%), debido a la producción y la disminución de los precios del crudo y el gas, que se compensó parcialmente con los proyectos de desarrollo.
También hubo una disminución en el volumen de reservas probadas no desarrolladas (-6,3%). “En este caso, la expansión de los planes de desarrollo de crudo y gas no convencional y los nuevos proyectos compensaron parcialmente los efectos negativos de la caída de precios”, aseguró la compañía. Al cierre de 2020, las reservas probadas de shale representaban el 38,6% de las reservas totales de la compañía, aumentando un 31,5% con respecto a 2019.
A pesar de la contracción generalizada, la compañía destacó la incorporación de reservas probadas en la Cuenca Neuquina. “Los campos Rincón del Mangrullo, La Calera, Aguada Pichana Este, Aguada de la Arena, Río Neuquén y Aguada Pichana Oeste contribuyeron a las principales adiciones de reservas de gas, mientras que, en líquidos, las adiciones provinieron principalmente de La Calera, La Ribera Bloque I, Rincón del Campos Mangrullo, La Amarga Chica y Lindero Atravesado”, informó.
En la Cuenca del Golfo San Jorge, YPF destacó la incorporación de reservas líquidas principalmente en los campos Manantiales Behr, Zona Central – Bella Vista Este, Los Monos y Barranca Baya, y el efecto negativo de la caída en el precio internacional del crudo.
En la Cuenca Austral resaltó la incorporación de reservas probadas de gas en las áreas Tierra del Fuego– Fracción B y Magallanes.
Inversiones
El capex de la compañía, las inversiones de capital destinadas a incrementar los beneficios, cayó a 1554 millones de dólares, 56% menos que en 2019. “Esta drástica reducción en las inversiones tuvo un impacto muy significativo en nuestra producción de crudo y gas, que disminuyó un 9,2% interanual, acelerando la tendencia de declino de la producción de los últimos 5 años”, reconoció la compañía.
La compañía destacó también en su presentación a la Bolsa que como parte del nuevo Plan Gas el 15 de diciembre se le adjudicó un contrato a 4 años por 20,9 Mm3/d de la cuenca Neuquina, que representa alrededor del 60% de su producción total consolidada, a un precio promedio de 3,66 dólares por millón de BTU. “Las inversiones totales en 2021 ascenderán a US$500 millones, lo que representa más del 80% del Capex total destinado al gas natural”, aseguró en su presentación al mercado.
En la gacetilla de prensa fue más allá y dijo que en 2021 tiene planificado invertir 2700 millones de dólares en 2021, dentro de lo cual destacó “la inversión de 2100 millones en los negocios de upstream relacionados con la producción de gas y petróleo.
A través de la resolución general 4939, la AFIP reglamentó el procedimiento para la aplicación de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía en forma electrónica, que están previstos en el Plan Gas 2020-2024 y que podrán ser utilizados para el pago de impuestos.
Con esta resolución, que todavía tiene que publicarse en el Boletín Oficial, las petroleras quedan habilitadas a que en el caso de que el Estado se demore en el pago de los incentivos previstos por el Plan Gas, puedan imputar esas acreencias al pago de impuestos.
El artículo surgió de las negociaciones del secretario de Energía Darío Martínez con las petroleras y del pedido de éstas de que se contemple esa posibilidad.
La resolución general 4939 especifica que estos certificados podrán aplicarse a la cancelación de obligaciones impositivas, en concepto de saldo de declaración jurada y/o anticipos, más sus intereses resarcitorios y/o punitorios, multas y demás accesorios.
“La implementación de la normativa prevé que la Secretaría de Energía informe a la AFIP la nómina de los Certificados de Crédito Fiscal en Garantía emitidos. Dichos certificados serán registrados por el organismo en el servicio “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales”, señaló la AFIP a través de un comunicado.
“Cuando los certificados adquieran el estado “Válido” tendrán para los contribuyentes y/o responsables el carácter de crédito a su favor y podrán aplicarse a la cancelación de las obligaciones impositivas. Los certificados pueden ser cedidos siempre y cuando el contribuyente que los ceda no posea deudas exigibles con esta AFIP, no haya utilizado o imputado parcialmente el certificado e informe el precio de venta del certificado mediante el servicio ‘web’ denominado ‘Administración de Incentivos y Créditos Fiscales’”, agregó el organismo comandado por Mercedes Marcó del Pont.
La reglamentación del procedimiento de la aplicación de estos certificados entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial. El sistema informático “Administración de Incentivos y Créditos Fiscales” va a estar disponible a partir del 15 de marzo.
Con esta reglamentación, el Gobierno da cumplimiento al artículo 89 del Presupuesto 2021 que establece que las petroleras podrán utilizar los subsidios del Plan Gas 2020-2024 para pagar sus deudas impositivas con la AFIP.
En el marco del compromiso de Total Foundation con la educación e inclusión de jóvenes,Total anuncia la tercera edición del curso “Transición Energética – Innovación hacia un futuro con bajo carbono”, elaborado por IFP School, y que cuenta con el apoyo de la compañía y de Fundación Tuck.La actividad comienza el 8 de marzo y contará con cinco módulos con frecuencia semanal. Requiere inscripción previa, aunque será online, abierta y gratuita.
El objetivo de este curso, en el contexto de la transición energética y el desarrollo sostenible, es comprender los conceptos técnicos y los desafíos para mitigar los impactos del cambio climático asociados con calentamiento globala través de soluciones concretas y de una conciencia social.Se abordarán temas como: los desafíos de la transición energética, energías renovables y producción de electricidad, captura y almacenamiento de carbono, y almacenamiento de energía y eficiencia energética en procesos y bioproductos.
Este curso está destinado a estudiantes y profesionales interesados en los desafíos de transición energética y en soluciones innovadoras para reducir las emisiones de CO2. Es un espacio educativo especial para aquellos dispuestos a obtener conocimiento sobre el desarrollo de un mix energético descarbonizado basado tanto en energías renovables como en gas natural, CO2 subterráneo y almacenamiento de energía, eficiencia energética y reducciones de CO2 en procesos, biocombustibles.
Marcos Bulgheroni, el director ejecutivo de Pan American Energy, afirmó que el desarrollo futuro de la reserva de petróleo no convencional debe asegurarse exportando a los mercados asiáticos. Las empresas que obran en la formación Vaca Muerta están preparadas para acelerar la inversión a medida que aumentan la eficiencia de perforación y el crecimiento potencial de la producción petrolera, afirmó el director ejecutivo de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni. Sin embargo, agregó que se necesita asegurar un marco regulatorio estable en la formación de hidrocarburos no convencionales, con acceso no solo a financiamiento sino también a divisas fuertes. Al ser […]
El secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó que el sendero de una transición energética justa debe estar “alineada” a los objetivos de la política económica. Martínez participó ayer en la tarde del Foro de América Latina de la 39° edición de CERAWeek, el mayor evento de la industria energética de los Estados Unidos, que se realiza todos los años en la ciudad de Houston: en esta ocasión de manera virtual. Martínez afirmó que desde el comienzo del gobierno del presidente Alberto Fernández se viene trabajando en “la formulación e implementación de una serie de objetivos de política económica para caracterizar […]
La petrolera argentina alcanzó un nivel de participación del bono corto de 60% y de la totalidad de bonos cercana al 32%, resultando en la emisión de nuevos títulos al 2026, 2029 y 2033 por aproximadamente US$ 2.100 millones. La calificadora Standard & Poor’s mejoró la nota de la deuda internacional de la petrolera estatal argentina YPF a CCC+, y reconoció que la empresa concluyó “exitosamente” el canje de su deuda internacional. Según se informó en un comunicado, esta calificación presenta una mejora de dos escalas respecto de la nota que tenía YPF antes de lanzar esta operación, que era […]
Por Nicolás Eliaschev, abogado, socio de Tavarone Rovelli Salim & Miani.
1. Introducción
Econojournalpublica en su edición del 2 de marzo de 2021 que el Gobierno Nacional se encuentra estudiando la posibilidad de pesificar ciertos contratos de abastecimiento de energía eléctrica.
En el presente artículo se argumenta que la medida, en caso de concretarse, sería inconveniente, contraproducente e innecesaria para los objetivos políticos del Gobierno, que no requieren de ella para ser concretados.
Por ello, concluyo que, a mi criterio y una vez analizadas todas las aristas del tema, el Gobierno Nacional optará por no avanzar por desandar una política pública en vigencia ininterrumpida desde que fuera introducida por la gestión del presidente Néstor Kirchner en 2004.
2. Políticas de Estado: mito y realidad, una recapitulación
El debate político coyuntural en la Argentina (pero también en el mundo) se caracteriza en los últimos años por tensiones y retóricas que, en muchos casos, tienden a exacerbar las diferencias y a sacrificar los consensos.
Pero por debajo de las argumentaciones apasionadas, las coincidencias entre sucesivos gobiernos de signo político opuesto en materia de políticas públicas concretas son más frecuentes de lo que la percepción de la realidad a veces deja entrever.
Se trata de las llamadas políticas de Estado, políticas ejecutadas con un afán de permanencia que buscan perdurar más allá de una gestión puntual.
En materia de energía, actividad de desarrollo y proyección de largo plazo por definición, la existencia de políticas de Estado es deseable y beneficiosa. Es en esta materia, precisamente, en la que se encuentran varios ejemplos de políticas sostenidas en el tiempo, atravesando distintas gestiones de gobierno.
Como bien explicó Pablo Rueda en un artículo publicado en este mismo portal, Juntos para el Cambio y el Frente de Todos han introducido políticas que, con sus matices, coinciden en fomentar un incremento de la producción de gas natural a fin de el logro de una mayor seguridad de abastecimiento.
La política de fomento de las energías renovables se inició en el año 2006 con la sanción de la Ley 26.190 y se ha mantenido hasta la fecha, es decir, se ha mantenido en vigencia durante 15 años atravesando gestiones diversas.
En materia de energía eléctrica ha habido importantes debates, con marchas y contramarchas a lo largo de los años, incluyendo la afectación de derechos de generadores existentes, transportistas y distribuidores. No obstante, algunas políticas se han mantenido sin cambios.
Un ejemplo de política de Estado en materia eléctrica es la firma de contratos de abastecimiento de energía eléctrica de largo plazo con precios denominados en dólares estadounidenses (pero pagaderos en pesos al tipo de cambio publicado por el BCRA comunicación 3500).
Esta política fue iniciada por el presidente Néstor Kirchner en el 2004 con el impulso de las obras del FONINVEMEM en el marco del cual se celebraron contratos denominados en dólares estadounidenses para la venta de la energía eléctrica generada y potencia puesta a disposición por las dos centrales de ciclo combinado construidas en ese marco. Bajo dicha gestión de gobierno también se concretaron los contratos denominados en dólares estadounidenses previstos bajo la Resolución de la Secretaría de Energía (SE) 220/07.
Luego, bajo las dos gestiones de la Presidenta Cristina Fernández de Kirchner se impulsaron más contratos de largo plazo con precios en dólares estadounidenses, incluyendo distintas tecnologías como las renovables (resoluciones SE 712/09 y 108/11), hidroeléctricas de gran porte (resoluciones SE 762/09 y 932/11), nuclear (resolución SE 200/09) y térmicas (continuidad de la resolución 220/07). Todo ello fue ratificado por las resoluciones SE 95/13, 529/14 y 482/15) que excluyeron a todos los contratos ejecutados bajos las normas antes mencionadas de su ámbito de aplicación, entre otras normas excluidas.
El Presidente Mauricio Macri continuó con esta política mediante los contratos de largo plazo denominados en dólares estadounidenses para tecnologías térmicas (resoluciones 21/16 y 287/17) y renovables (programa RenovAr).
Finalmente, el presidente Alberto Fernández durante el 2020 también continuó con la política antes mencionada con la firma de varios contratos en dólares estadounidenses adjudicados en la Ronda RenovAr 3.
En consecuencia, luego de 17 años de aplicación ininterrumpida de esta política, es posible señalar que una mayoría sustancial de las expansiones de potencia instalada del sistema se corresponden con esta modalidad contractual, con exclusión únicamente de la potencia agregada en esquemas entre privados (Energía Plus y MATER) y algunas obras públicas o binacionales puntuales.
En todas las normas mencionadas en párrafos anteriores y durante estos 17 años los contratos (conocidos comúnmente como PPA por sus siglas inglés, power purchase agreement) han previsto la actuación de CAMMESA como parte compradora y de un generador (ya sea privado u estatal) como por parte vendedora.
Los contratos se han ejecutado con normalidad y regularidad en todo este tiempo, con relativamente pocas incidencias, hecho destacable, considerando los vaivenes locales y los hechos de impacto mundial de público conocimiento.
Por lo expuesto y se expande en las líneas que siguen a continuación, se argumenta que la continuidad y plena vigencia contractual debe ser defendida, y que ella en nada perjudica los propios objetivos fijados por la actual gestión de Gobierno. Además, considero que su mantenimiento contribuye a una continua diversificación de la matriz energética y ampliación de la potencia instalada en la Argentina.
3 –La utilidad de la figura contractual utilizada
La energía eléctrica es un insumo fundamental tanto para usuarios residenciales como para aquellos comerciales e industriales. Tal relevancia no hará más que incrementarse en el tiempo por la creciente electrificación de las tecnologías de producción, transporte y calentamiento.
El consumo de energía eléctrica requiere que esa energía sea generada y ello requiere, a su vez, de la infraestructura necesaria a tal fin, es decir centrales eléctricas de distintas tecnologías (en el presente artículo no me ocupo de las redes de transmisión y distribución que son materia aparte), que suponen altos costos de inversión y capitales hundidos, normalmente asociados a técnicas de financiación complejas que involucran actores locales (contratistas, subcontratistas) e internacionales (proveedores de equipamiento, bancos, entidades de crédito, etc.).
La necesidad de potencia es constante pero también creciente. La demanda se incrementa en función del crecimiento de la población y de la evolución de la economía, ello implica que la potencia también debe crecer.
En otras palabras, es necesario invertir en la expansión de la potencia instalada para abastecer una demanda que, por lo general, siempre será creciente.
Y tal inversión debe ser financiada. Nadie puede asumirla al contado.
Sin embargo, para que esa inversión sea viable -que comúnmente requiere de financiación- es preciso contar con reglas estables y un marco jurídico robusto que otorgue seguridad a aquellos actores dispuestos a invertir y/o prestar el dinero requerido para ello.
El contrato eléctrico de largo plazo o PPA, con precios constantes y suministros fijos, es en general, la herramienta estándar para el financiamiento de las inversiones requeridas para la realización de proyectos de generación eléctrica.
Todos los contratos celebrados por CAMMESA como parte compradora a instancias del Gobierno Nacional partir de 2004 han contemplado tales aspectos con un período de abastecimiento fijo y prolongado, un precio fijo denominado en moneda dura (dólar estadounidense) y cantidades fijas de abastecimiento (por ejemplo, potencia contratada).
Así planteado, el contrato de venta de energía contempla los términos necesarios para que quien desee invertir en la construcción de una nueva central o la refacción de una existente tenga certeza respecto a plazo, precio y cantidad: componentes esenciales para un flujo de fondos cierto y previsible que, al ser ofrecido en garantía con caracteres de claridad elementales, pueda convertirse en una forma idónea para atraer ese financiamiento.
En efecto, quien desembolsa fondos anticipados para la construcción de una central (financiamiento) lo hace con la expectativa de un repago en un plazo y por un precio dado (interés). En consecuencia, el monto, plazo y precio del financiamiento estará dado primordialmente por los ingresos que el proyecto obtenga luego de construido.
Confrontada con una necesidad de expansión en un ciclo de crecimiento económico que generaba un aumento sustancial de la demanda, en el año 2004 la conducción política de aquel entonces definió que la vía del contrato de largo plazo era idónea para fomentar las inversiones necesarias para expandir la potencia.
Y la herramienta aplicada por primera vez bajo la gestión del Presidente Kirchner resultó efectivamente exitosa y fue, en consecuencia, replicada por administraciones sucesivas, incluso por el gobierno del Presidente Macri, que la perfeccionó mediante procesos competitivos, y, en materia de renovables, con una robusta estructura de garantías que mejoró las condiciones de financiamiento a ser obtenidas, reduciendo el costo de la energía a ser contratada y propendiendo a una mayor concurrencia competitiva entre numerosos actores del sector, locales y extranjeros..
Por ello, la vigencia contractual plena e inalterada a lo largo del tiempo, la observancia en el largo plazo de términos y condiciones es en el interés público, un interés que no es otro que el contar con financiamiento a tasas y plazos razonables para que siempre sea posible construir las centrales de generación que la demanda de nuestro país requiere.
Por el contrario, alterar o modificar los contratos en curso atenta en forma directa contra su desarrollo, la disponibilidad del financiamiento y, en especial, contra la disponibilidad de tasas y tenores sustentables.
Es simple: Cuanto más se incumplen o afectan los contratos en curso, más se reduce o encarece el financiamiento.
Cuanto más se encarece el financiamiento, más se encarece la energía eléctrica generada por las instalaciones a ser financiadas (tal razonamiento puede trasladarse a otros ámbitos infraestructura). En el extremo, si el financiamiento no se viabiliza la potencia no se construye y la energía no está disponible, o se importa de otros países, o deben aplicarse cortes.
Es de vital importancia entender que esa afectación del financiamiento se causa sin importar su fuente. También los financiamientos dados por Estados Soberanos (por ejemplo, República Popular China) requieren de la observancia inalterada de las condiciones contractuales vigentes).
Es de vital importancia entender que lo que más encarece la energía es la falta de financiamiento o que éste sea a tasas altas y por plazos cortos.
Es de vital importancia entender que la mejor manera de bajar el costo energético es bajar el costo de financiamiento.
Y para bajar el costo de financiamiento es condición necesaria la observancia fiel de los contratos.
4. Inconveniencia de una eventual ruptura contractual y sus efectos contraproducentes
Por las razones expuestas en el párrafo anterior, entiendo que cualquier alteración de las condiciones contractuales vigentes y en curso afecta de modo fatal el financiamiento actual y futuro para el desarrollo de infraestructura en la República Argentina.
Y no solo ello, se afectan los derechos de los inversores y también de sus acreedores, que son quienes, en muchos casos, desembolsaron los fondos que viabilizaron las obras realizadas.
Además, una eventual ruptura de contratos del sector eléctrico causaría una onda expansiva que afectaría a contratos de financiamiento y bonos en manos del público inversor por miles de millones de dólares, contratos de construcción y de O&M en curso de ejecución, todo ello con la consecuencia de una litigiosidad prolongada, eventos de default generalizados y restructuraciones forzosas que pueden llevar años. Se generaría un evento de impacto sistémico que en mucho excederá el eventual propósito específico de la medida.
El impacto sistémico de una eventual medida de ruptura de contratos (y, por ende, su inconveniencia) se ve agravado por lo siguiente:
Entre los generadores eventualmente afectados se encuentran, entre otros: (i) compañías bajo control o con participación estatal refuerza, incluyendo, YPF Energía Eléctrica S.A. (cuyas acciones fueron dadas en garantía en la última restructuración de YPF S.A), pero también sociedades constituidas o participadas por los Gobiernos de La Rioja, Jujuy, San Juan y Buenos Aires, entre otras; y (ii) varias compañías internacionales y locales del sector hidrocarburífero, sector que, por otras medidas como el Plan Gas 4, el Gobierno Nacional quiere alentar a invertir.
Entre los acreedores de los generadores eventualmente afectados se encuentran: (i) entidades multilaterales de crédito; (ii) agencias de crédito a la exportación; (iii) Bancos Nacionales de Desarrollo; (iv) Estados soberanos; (v) Bancos internacionales públicos y privados; (vi) Bancos nacionales públicos y privados; (vii) fondos de inversión de todo tipo; y (viii) público inversor en general.
Vale decir, el impacto sistémico de una medida de ruptura de contratos es ilimitado: de un plumazo se afectaría no solo a los generadores y a sus acreedores, sino también a YPF, otras compañías petroleras, Estados Provinciales y prácticamente a toda la comunidad financiera internacional y nacional. Es decir, un evento de características similares a un verdadero default soberano.
Habiendo el Estado Nacional concretado de modo muy satisfactorio una restructuración ordenada de la deuda que beneficia al país con reducciones reales en sus pagos de forma acordada con sus acreedores sería paradójico que por una medida de ruptura contractual unilateral se generaran los mismos efectos que con gran esfuerzo y encomiable diligencia el Gobierno Nacional evitó con la restructuración lograda en 2020.
5. La medida no es necesaria para que el Gobierno cumpla sus objetivos políticos, hay otras alternativas
Ha quedado demostrada más arriba la inconveniencia y efectos contraproducentes que puede tener cualquier medida o norma que implique una ruptura contractual.
A lo expuesto agrego que una medida de ruptura contractual no solo es inconveniente para todos los intereses en juego sino también innecesaria para el cumplimiento de los objetivos enunciados por el Gobierno Nacional.
En efecto, si lo que el Gobierno busca es morigerar el costo energético con criterios de equidad distributiva y sustentabilidad productiva, debe diferenciar, como lo ha hecho con adecuado criterio en el caso del gas natural, entre la oferta y la demanda.
En el Plan Gas 4 la oferta es remunerada con criterios económicos que alientan la inversión y luego el Gobierno Nacional define y modula qué parte de esa remuneración es asumida por la demanda y qué parte es asumida mediante subsidios.
En el caso eléctrico puede darse lo mismo: focalizar en la demanda y no en la oferta. De esa forma, la demanda podría ser segmentada con una aplicación de subsidios eficiente e inteligente.
De hecho, la reciente Resolución 31/21 va en esa línea y parte del proyecto que se comenta en el artículo que generó estas líneas también lo está.
En cambio, la ruptura de reglas y contratos nada tiene que ver con proteger a la demanda y solo generará costos económicos y financieros altos para el Estado y para el sistema en su conjunto.
Robustecer los mecanismos de contratación entre privados (MATER) y restaurar otros previstos, pero no vigentes (el viejo mercado a término) también cooperaría con los objetivos del Gobierno respecto a los costos energéticos, sin afectar contratos vigentes.
En otras palabras, la contractualización de las grandes demandas puede ser una parte de la solución a los desafíos que se plantea el Gobierno.
6. Conclusiones
Hay otras alternativas adicionales a considerar que exceden el presente comentario y que son superadoras de eventuales medidas de ruptura contractual tan nocivas para nuestro país.
En indispensable también que, en forma previa a cualquier medida, se garantice un diálogo genuino y la participación de todos los interesados.
En cualquier caso, expreso mi plena confianza en que, una vez consideradas las aristas del tema en profundidad, el Gobierno Nacional no avance con medidas cuyo impacto negativo excede largamente cualquier propósito de política pública.
Es decir, confío en que el Gobierno Nacional considere y contemple debidamente el impacto sistémico de cualquier eventual ruptura contractual y evite quebrar un esquema regulatorio que funciona razonablemente desde el año 2004.
Hago votos para que estas humildes líneas contribuyan a la reflexión y a que se arribe a esa conclusión que no es otra que los contratos deben ser respetados y que su ruptura tiene consecuencias graves, por lo que debe evitarse a toda costa.
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En un informe difundido ayer dijo que no hacerlo implicaría un costo fiscal de $132.963 millones, mucho más de lo previsto en el presupuesto 2021. La Secretaría de Energía difundió un informe en el que argumenta que las tarifas de gas deberían subir por lo menos entre 26 y 35% para que los subsidios no aumenten este año. El análisis fue elaborado para presentar en la audiencia pública que se desarrollará el próximo 15 de este mes. Según señalaron, el Estado financia actualmente alrededor del 60% del costo total del gas necesario para satisfacer la demanda prioritaria. “La continuidad de […]
A continuación, se analiza la producción de gas natural durante el año de pandemia donde el promedio de producción anual se ubicó en 101MMm3/diarios, valor más bajo de los últimos 4 años. El mismo representa una caída del 11% respecto de los volúmenes generados en 2019 donde se habían obtenido récords de producción en Vaca Muerta.
Analizando la evaluación con mas detenimiento, los meses de Marzo y Abril, fueron debidos a un recorte significativo de demanda, y luego en la segunda parte del año, los dos años de restringidas inversiones se hicieron sentir.
La situación es muy diferente en cada una de las cuencas y les contamos a continuación su respectiva evolución.
La cuenca Neuquina mantuvo sus niveles de producción con leves declives. La explotación de Shale-gas demanda una reinversión y mantenimiento periódico para mantener los niveles de producción estables. El promedio anual de producción fue de 66MMm3/día, un 6% menor respecto a los 72MMm3 diarios generados el año anterior.
En la cuenca Austral la merma de producción fue más pronunciada, con un descenso del 16%; Pasando de 34 MMm3/dia promedio en 2019 a 28.5MMm3 diarios en 2020.
En la cuenca norte los niveles de producción promedio se mantuvieron en 3.9 MMm3/día y las importaciones de Bolivia se incrementaron un 6%.
Para el 2021, con el anuncio del Plan Gas 4, que concretó la adjudicación de 70 millones de metros cúbicos diarios de gas por los próximos cuatro años se espera incentivar a su vez las inversiones y repuntar la producción de gas.
En Vaca muerta se registraron en febrero de este año etapas de fracturas cercanas al record 2019 que indicarían el inicio del esperado incremento de producción tanto de petróleo como de gas no convencional.
Se esperan en gas natural, para el segundo semestre una producción de 10 MMm3/día adicional como piso, concentrado en la cuenca neuquina, y para más adelante incrementos en la cuenca austral por proyectos de larga plazo con 8 años de precios y volúmenes pactados.
Será central, las terminales de Bahía y Escobar y los barcos adjudicados para ver en términos generales si la oferta será mayor al 2020. Las primeras estimaciones son hacia un incremento de disponibilidades para consumo, pero con mayor demanda que en el año 2020 por un mayor nivel de actividad en el sector industrial.
La normativa regula el precio que pagan las petroleras por biodiésel y bioetanol y establece los porcentajes de corte obligatorio para gasoil y nafta. La prórroga cuenta con media sanción en el Senado y esperan dictamen de la cámara baja. El Gobierno nacional actualizó el valor de los biocombustibles y el porcentaje para el corte obligatorio con gasoil, como parte del esquema de recomposición de precios progresivo, que se articulará en cinco etapas y finalizará en mayo. A la par, las cámaras que nuclean a estos fabricantes reclamaron definiciones sobre la prórroga a la Ley N° 26093, cuya vigencia expira […]
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Otro factor relevante del nuevo acuerdo es el precio del gas eEl nuevo acuerdo entre Pemex y la filial mexicana de la petroquímica brasileña Braskem para el suministro de gas etano supondrá un ahorro de 13.749 millones de pesos mexicanos (545,6 millones de euros) al Gobierno mexicano, ya que la petrolera estatal recortará el suministro de barriles a la mitad de lo que quedó establecido en el anterior contrato de 2010. El pasado lunes, Braskem comunicó que su filial azteca Braskem Idesa firmó con Pemex un nuevo acuerdo para volver a recibir gas natural del Centro Nacional de Control del […]
La producción de petróleo y gas de rocas de esquisto en América del Norte no se repondrá a los niveles vistos antes de la crisis sanitaria. Después del “boom” de la producción de petróleo y gas no convencional en Estados Unidos, aquella “shale revolution” habría sufrido una estocada dolorosa por la pandemia y la caída de los precios en 2020. Occidental Petroleum considera que será difícil volver a los niveles prepandemia, mientras tanto los integrantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se reposicionan en el mercado global. La industria petrolera se recupera de las sacudidas del COVID-19, […]
La compañía líder en soluciones energéticas sustentables anunció su designación, tras nueve años de gestión de Walter Lanosa. Genneia, la empresa número uno de energías renovables, que hoy representa más del 20% de la capacidad instalada del país, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO). Andrews asumirá esta función a partir del 1° de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de exitosa gestión. Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en […]
Los próximos días 17 y 18 de Marzo se celebrará el principal encuentro de energías renovables de Latinoamérica con la presencia de los principales actores a nivel regional. Durante dos jornadas más de 70 panelistas conversarán sobre el futuro del sector renovable en Latinoamérica en un encuentro totalmente abierto al público sin costo.
¿Qué temas serán el foco de este encuentro de contenido exclusivo? Para comenzar, cabe destacar el pormenorizado análisis que tendrán las licitaciones públicas que prometen gran impulso del sector de las energías renovables en distintos países de la región como Chile, Colombia, Panamá, República Dominicana, Brasil, Ecuador.
¿Qué se espera para Argentina, México, Perú, Uruguay y Costa Rica? Empresarios, funcionarios y expertos anticiparán los cambios que se vienen en estos países. ¿Cuáles son las principales oportunidades de inversión?
El encuentro está pensado en una jornada exclusiva para el sector eólico, el 17 de marzo, y para el sector solar fotovoltaico, el 18 de marzo.
Las más de 12 mil personas que siguieron en directo cada una de las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en noviembre de 2020 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.
A poco de su lanzamiento, LFE se convirtió en el evento más exclusivo de la industria alcanzando la mayor convocatoria del mercado.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país.
Su designación como nuevo CEO es una clara demostración de confianza, por parte de los accionistas de la compañía, a la excelente gestión del management de la empresa.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella.
A lo largo de su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional.
Pérez de Laborda, quien continúa como managing director de Balam Fund, cuenta con una amplia trayectoria en el financiamiento, desarrollo y gestión de proyectos de generación de electricidad a partir de renovables.
“El potencial mexicano para la generación de energía solar sigue siendo extraordinario. Pero los retos también son formidables. Seguir fortaleciendo a la asociación en medio de la importante transformación que estamos viviendo en el sector, es un gran desafío”, Pérez de Laborda explicó sobre su elección. “Es un orgullo que, junto con el resto del consejo directivo y el equipo ejecutivo, la Asamblea me haya encomendado esta importante tarea.”
Pérez de Laborda agradeció a Héctor Olea, quien fungió como presidente de Asolmex por los últimos 7 años, su invaluable contribución a la asociación y al desarrollo de la energía solar en México.
Bajo el liderazgo de Héctor Olea, Asolmex se consolidó como un referente de las energías renovables en México, agremiando a más de 117 empresas de generación fotovoltaica.
“Ha sido un viaje emocionante el haber liderado esta organización en un momento clave para su crecimiento, junto con el desarrollo de la energía solar en México. Jaime será una pieza clave en esta siguiente fase institucional de Asolmex”, concluyó Olea.
Allí se especifican parámetros que deben cumplir los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMG y PMGD) para no ser considerados como ‘proyectos fraccionados’.
Es decir, se establecen reglas para que estos emprendimientos, cuya principal condición es que no superen los 9 MW, no sean divididos en dos o más partes.
Por ejemplo, se busca evitar que un mismo proyecto de 21 MW no se fraccione en tres segmentos (de 7 MW cada uno) para que su patrocinador los presente como PMGD y pueda acogerse a los beneficios que por norma tienen estos emprendimientos, como puede ser el precio estabilizado.
El instructivo, dentro de otros parámetros, señala que la ubicación del terreno de un PMG/PMGD respecto a otro debe tener una distancia directa superior a 250 metros (D1), “se procederá a realizar un análisis de los predios en los cuales éstos se ubican”, advierte.
“Bajo la condición anterior, causales que serán consideradas como un fraccionamiento de proyectos se presentan a continuación:
I. Proyectos ubicados en predios colindantes, salvo en casos de tratarse predios colindantes separados por accidentes geográficos en medio de ellos (por ejemplo, quebradas o ríos) que imposibiliten el desarrollo de una conexión conjunta.
II. Proyectos ubicados en terrenos que compartan el mismo N° Rol Predial o que posean un mismo propietario.
III. Proyectos que estando ubicados en terrenos con diferente N° de Rol Predial, su origen sea un mismo predio subdividido de manera reciente y artificiosa. En este sentido, se entenderá “subdividido de manera reciente”, como aquella subdivisión que se haya concretado durante los últimos 24 meses”, precisa el instructivo.
No obstante, según pudo saber Energía Estratégica, cámaras empresarias vinculadas a la industria de las renovables están solicitando audiencia con la CNE para plantearles algunos reparos sobre el instructivo.
En diálogo con este portal de noticias, Teresita Vial Villalobos, abogada especialista en energía, comenta al respecto: “El problema que se está advirtiendo es que en el instructivo se hace una interpretación muy extensa de la norma, no sólo del Artículo 6 del Decreto Supremo 88 sino del Artículo 149 de la Ley General de Servicio Eléctrico (que da creación a los PMG y PMGD), donde se establece que estos proyectos deben tener una capacidad de hasta 9 MW”.
Por caso, la experta señala que el instructivo indica que la CNE va a analizar si el desarrollador de un proyecto hizo su separación para beneficiarse de la norma PMG o PMGD aún si ese proyecto no excede los 9 MW. Es decir, si un emprendimiento es de 6 MW y luego monta otros 3 MW más, sin pasarse del límite, de todos modos se abrirá una investigación que podría imposibilitar esta maniobra.
“Esto a mi juicio no corresponde porque en la medida que no se supere los 9 MW no cabe analizar si hay fraccionamiento o no”, analiza Vial Villalobos.
Y agrega: “La Comisión está haciendo una interpretación de la norma demasiado amplio y adicionalmente a esta entidad no le corresponde interpretar la norma ya que esa es tarea de la Superintendencia. En el mismo sentido no es posible establecer una interpretación de la norma en un Instructivo, porque este documento no tiene fuerza normativa de ningún tipo sino que es una recomendación”.
Otra cuestión que se señala en el instructivo es qué va a pasar con un proyecto ya declarado en construcción que no está fraccionado pero que luego cambia de propietario y eventualmente por eso razón pasa a ser fraccionado. El texto establece que se puede hacer una revisión pero “amplía demasiado la cobertura de la norma sin definir cuándo se va a estar libre de fraccionamiento”, señala la abogada.
“El instructivo genera muchas certezas pero abre flancos que no corresponden porque se refieren a interpretación de la norma y la Comisión no es el órgano encargado de interpretarla”, concluye la especialista.
Los empleos verdes están en aumento. Por eso, el Centro de Sustentabilidad para Gobiernos Locales (CeSus) lanza una nueva propuesta de capacitación profesional para validar el conocimiento en el sector y recibir tutorías personalizadas para impulsar tus primeros proyectos.
En este Programa Ejecutivo conocerás todo sobre las tecnologías de energía renovable y eficiencia energética, sus impactos y costos, de manera de puedan analizar y evaluar diferentes políticas y proyectos de inversión.
No es menor mencionar que este Programa implica el diseño de un proyecto propio acompañados por un tutor que brinda la información necesaria ad hoc para cada participante.
Para esta tercera edición, ya confirmaron su participación como alumnos: ingenieros, abogados y políticos, de distintos puntos de la región Latinoamericana.
Si bien los empleos verdes encuentran mayores oportunidades de desarrollo en los rubros de Energías Renovables, Construcción, Turismo Sostenible y Movilidad; el conocimiento que obtienes con el CeSus es transversal a otras actividades, tanto en la esfera pública como privada.
Desde el CeSus consideran que el creciente despliegue de las energías renovables responde a un cambio de paradigma global que apunta a la diversificación de las fuentes de energía al tiempo que impulsa alternativas que acompañen los esfuerzos en materia medio ambiental y de sostenibilidad.
Por ejemplo, la transformación del sector energético argentino requiere de grandes inversiones de capital, el acondicionamiento del sistema eléctrico nacional y, muy especialmente, recursos capacitados que materialicen estos objetivos.
Las posibilidades en materia de generación de empleo son vastas, y resulta ineludible elaborar información cuantitativa y cualitativa pertinente para proyectar escenarios, estimar la dotación de recursos y definir perfiles ocupacionales a fines de promover las capacidades formativas imprescindibles. Solamente para cumplir los objetivos de la ley 27.191 , son necesarios casi 10.000 millones de dólares de inversiones, lo que puede representar la creación de más de 15 mil puestos de trabajo.
En la región se destaca el caso de Brasil, donde desde 2012, la fotovoltaica ha supuesto inversiones por valor de 7.103 millones de dólares y ha generado más de 224 mil empleos. En 2020, las contrataciones crecieron un 62% en relación con los empleos acumulados en el país desde 2012 y según ha publicado la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar), se estima que la energía solar creará unas 5.400 nuevas empresas en 2021.
Para responder a esta necesidad, el CeSus te invita a su 3era edición del Programa Ejecutivo en Proyectos Sustentables y Energías Renovables, diseñado para que profesionales de toda la región se doten de los conocimientos necesarios para desarrollar proyectos concretos en sus organizaciones, ya sean públicas o privadas.
Ayer, comunicábamos que el sector celebraba la convocatoria a “Solicitudes de Propuestas” (RFP) por 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento; y, por otro lado, también la victoria en la renegociación y aprobación de dos emprendimientos renovables de 60 MW y 90 MW. No obstante, es necesario aclarar que se advierten puntos cruciales por mejorar.
Algo que generó malestar en el sector tiene que ver con que sólo se hayan aprobado dos proyectos renovables de 16 en total. Entre los 14 pendientes, se informó a este medio que las empresas a cargo de ellos se encuentran preparando demandas que en el corto o mediano plazo permitan viabilizarlos. Y es que desde hace años que gestionan su aprobación y renegocian los tan ansiados contratos demorados.
Aunque la Junta de Supervisión declara apoyar plenamente la conversión de Puerto Rico a energía renovable, una primera lectura de su último comunicado publicado no deja claro si resolverá los 14 proyectos aún pendientes o sólo apoyará la concreción de nuevos procesos competitivos para producir electricidad más limpia y asequible, como la RFP 112648.
“Es excelente que se piense en 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento. Pero por más que ellos digan que quieren ‘fast track’, se va a tardar su tiempo. ¿ Por qué primero no resuelven lo que se tiene pendiente desde hace unos 10 años y verifican cuáles de esos 14 son viables de realizarse?”, consideró Gabriel Pérez Sepulveda, gerente regional en LATAM de Blue Planet.
Y agregó: “se debe garantizar seguridad jurídica para los contratos que vienen. Para eso, Puerto Rico debe salir de la quiebra, del Título III y el control fiscal. Entiendo que eso está en proceso pero este año será crítico”.
“Para dar más tranquilidad a los inversionistas se debe ser más claro. Muchos invierten tiempo y dinero en cada convocatoria que se lanza en Puerto Rico y no pueden concretar sus proyectos. No podemos perder la buena reputación. Hay que brindar confianza al inversor”.
La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico, Ley 17 del 2019, dispone la incorporación de, al menos, un 20% en el 2022, 40% en 2025, 60 % en 2040, y 100% en 2050.
Difícilmente se lograría el cumplimiento de las primeras de las metas si no se aprueba el grueso de aquellos emprendimientos pendientes desde hace unos 10 años.
El gobierno de Chihuahua trabaja en una iniciativa para crear un sistema de gestión donde se pueda compilar el potencial de cada tecnología dentro de la región. Así le informó a Energía Estratégica el Director de Energía del Gobierno de dicho Estado, Gabriel Millán.
“En el Estado se cuenta con un importante potencial de renovables que se ha tratado de documentar para llegar al grado de poder dimensionar y acotarlo específicamente”.
“Tenemos potencial detectados, principalmente solar, pero hay regiones que se pueden aprovechar en proyectos eólicos, geotermia, algunas corrientes o canales de riego para proyectos de centrales mini hidroeléctricas y el aprovechamiento de biomasa y biogás”, explicó.
Cada tecnología tiene mayor viabilidad en diferentes regiones del Estado de Chihuahua. Por ejemplo, los parques solares, con opciones de emprendimientos a gran escala, se ubicarían al norte, en la zona desértica. A lo que se podrían sumar a los 900 MW de potencia instalada que actualmente se encuentran en operación.
“En el sector eólica, el potencial detectado está más cargado hacia el noroeste. Mientras que la geotérmica existe un municipio llamado Maguarichi que cuenta con algunos yacimientos de potencial de aprovechamiento para esta tecnología”.
Gabriel Millán, Director de Energía de Chihuahua.
En tanto, para las centrales hidroeléctricas y mini hidroeléctricas, el Estado cuenta con algunas presas que tienen su temporada agrícola donde el riego está disponible en aproximadamente el 50% del año.
Y para biomasa y biogás se detectaron en la región céntrica del Estado con una importante producción de nogales, “por lo que se podría aprovechar los desperdicios de la nuez”.
A excepción de la energía solar, las otras opciones poseen un potencial menor, aunque “sí permitiría el avance de proyectos de pequeña y mediana escala”, señaló Millán.
En lo que respecta a limitaciones, el Director de Energía apuntó que “uno fue el desarrollo de infraestructura eléctrica del Estado, ya que al incrementar la capacidad de generación se deben realizar refuerzos en las líneas de transmisión y en subestaciones de la red nacional de transmisión”.
Mientras que por el lado de la reforma a Ley de Industria Eléctrica ya aprobada tanto por la Cámara de Diputados como por el Senado, el especialista cree que “habrá un impacto negativo y lo que puede pasar es que se presenten algunas series de interponer acciones de inconstitucionalidad, porque hay elementos que están incertidumbre”.
“Al tener autorizada esta reforma, va a frenar el progreso o la tendencia, no sólo en el Estado de Chihuahua sino a nivel nacional”. Sin embargo opinó que “quedaría buscar y aprovechar las áreas de oportunidades conforme quede definido el nuevo marco regulatorio”.
“Tomando como referencia el escenario que se nos presenta, tenemos claro que el desarrollo de proyectos de gran escala se frenarían. Desgraciadamente se les va a dar prioridad al despacho de las centrales convencionales a base de combustibles pesados y con carbón, por lo que se dejarían en stand by a las centrales limpias y renovables”, comentó Gabriel Millán.
Por otra parte, en cuanto a la generación distribuida en el propio territorio, el funcionario destacó que indagan en opciones de financiamiento, es decir, en “buscar qué programas pudiéramos aprovechar para canalizar este tipo de proyectos”. “La idea es acompañar a las áreas que atienden a la industria o el sector comercial”, agregó.
La secretaría de Energía publicó este miércoles en su página web el informe técnico que servirá de base para la audiencia pública del próximo 15 de marzo donde se analizará qué porción del costo total del gas en boca de pozo será subsidiado por el Estado. En el documento se aclara que si las tarifas permanecen congeladas se debería disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos, por encima de lo ya previsto en el presupuesto 2021. La forma de evitarlo sería ajustar un 63% el precio del gas en boca de pozo que paga el usuario, lo que derivaría en un aumento tarifario que, de acuerdo al mes, oscilaría entre 26% y 35%, sin contar los ajustes que se puedan aplicar en transporte y distribución.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, viene insistiendo desde hace tiempo, públicamente y sobre todo puertas adentro, con la necesidad de mantener los subsidios a la energía estables con relación al Producto Interno Bruto, en torno al 1,7%. “Que el Estado nos subsidie a nosotros buena parte de la tarifa significa que se paga de alguna forma, o en la forma de impuestos, o se toma deuda y eso termina siempre con algún problema, o hay que emitir y esa emisión en la economía argentina termina presionando sobre el tipo de cambio”, aseguró el ministro en C5N a comienzos de febrero, ante una audiencia que suele reivindicar los subsidios, pero muchas veces no tiene del todo claro los costos de ese tipo de medidas.
En el organigrama formal la secretaría de Energía, que encabeza Darío Martínez, está bajo la órbita del Ministerio de Economía. Por lo tanto, si Guzmán quiere mantener estables los subsidios cualquiera podría suponer que se van a mantener estables. Sin embargo, en el gobierno que encabeza Alberto Fernández todo es bastante más complejo. En los hechos el área energética está bajo el control de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner, quien está convencida de que el incremento tarifario debe ser significativamente menor, tal como lo expresan los delegados que puso como interventores en los entes reguladores. Fuentes oficiales aseguraron a EconoJournal que Guzmán tiene diálogo directo con la vicepresidenta e intentó convencerla de mantener los subsidios estables.
¿Quién paga la cuenta?
Más allá de cuál termine siendo el aumento, el documento distribuido por la secretaría de Energía este miércoles pareciera destinado a dejar en claro que, tal como dijo el propio Guzmán en C5N, siempre hay alguien que paga la cuenta.
El costo total de abastecimiento de la demanda prioritaria de gas está estimado en 221.605 millones de pesos, equivalentes a 2059,2 millones de dólares, a partir de un precio promedio ponderado de 3,91 dólares por millón de BTU.
Si no hay aumentos de tarifas, el Estado Nacional debería desembolsar 132.963 millones de pesos, pero la partida presupuestaria prevista para este año es de 76.785 millones de pesos. Por lo tanto, habría que desembolsar 56.087 millones adicionales y los subsidios en ese caso pasarían a cubrir el 60% del costo total estimado para 2021. Ese es el precio que tiene la continuidad del congelamiento.
Ahora bien, si el Estado Nacional decide desembolsar solo los 76.785 millones de pesos previstos en el presupuesto para subsidiar el costo del gas, entonces el precio que paga el usuario por el gas en boca de pozo debería subir un 63%.
En la boleta de un usuario residencial R31 ese precio del gas en boca de pozo supondría un aumento que oscilaría entre 26% en marzo y 35% en julio, de acuerdo a la variación estacional del precio. En ese caso, el Estado solo cubriría 76.785 de los 221.605 millones de pesos, es decir, el 35% del costo total que supone el abastecimiento de la demanda prioritaria.
A ese aumento habría que sumarle luego la recomposición que se autorice a los segmentos de transporte y distribución, luego de la segunda audiencia pública del gas prevista para el 16 de marzo. Esa es tarea del interventor del Enargas, Federico Bernal, quien dejó trascender que no autorizará más de un 9% de aumento en la tarifa final. Si así fuera, ese 9% se sumaría al ajuste del precio del gas en boca de pozo, redondeando un ajuste en línea con la inflación.
Sin embargo, parece difícil que obtenga luz verde por parte de la vicepresidenta el aumento necesario para mantener los subsidios estables, sobre todo en un año electoral. Si no hay aumento del gas en boca de pozo de hasta el 35%, entonces habrá que disponer de una partida adicional de 56.087 millones de pesos y si la suba autorizada es menor habrá un incremento de los subsidios, pero por debajo de esa cifra.
¿Cómo se compone el precio del gas?
El costo total de abastecimiento de la demanda prioritaria son 2059,2 millones de dólares a un promedio ponderado anual de 3,91 dólares por millón de BTU. ¿Cómo se llega a esa cifra?
El documento oficial detalla que el precio promedio ponderado del gas producido en el país es de 3,53 dólares por millón de BTU (con un máximo de 3,575 dólares en la Cuenca Neuquina y un mínimo de 3,408 en Tierra del Fuego). A esa oferta se le debe sumar el gas proveniente de Bolivia, con un costo de 5,14 dólares por millón de BTU, y el GNL importado para el que se estima un precio de 7,25 dólares por millón de BTU, más un costo fijo y variable, que se estima entre 1 y 1,3 dólar por millón de BTU.
El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, se reunió con el ministro de Interior, Wado de Pedro, pocas horas después de su designación al frente de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), organismo que nuclea a las 10 provincias argentinas productoras de gas y petróleo.
El titular de la cartera de Interior destacó “la designación del gobernador de Neuquén, una provincia que por primera vez va conducir este organismo”, consideró que ello implica “un aporte al fortalecimiento de la OFEPHI para propiciar el intercambio técnico entre las provincias y la articulación con el Estado nacional para el desarrollo de un sector clave para el país”.
Por su parte, el gobernador neuquino agradeció “la decisión y el respaldo de cada uno de los gobernadores de las provincias que han resuelto que a partir de hoy (3/3/2021) pueda conducir este organismo”.
La vicepresidencia será ejercida por su similar de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.
“Vamos a trabajar para conectar técnicamente y desarrollar una agenda común para el porvenir de la industria hidrocarburífera , una verdadera política federal coordinada entre las provincias con el Gobierno nacional”, concluyó Gutiérrez.
La OFEPHI esta integrada por las provincias de Nuequén, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza, Salta, La Pampa, Rio Negro, Formosa y Jujuy.
Hace minutos, el Ministerio de Minas y Energía dio adelantos del proyecto a resolución que pondrá a consulta pública por 15 días, donde se fijan las reglas de la nueva subasta a largo plazo de energías renovables.
De acuerdo a lo trascendido, podrán participar proyectos desde 5 MW que estén inscritos en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME y que hayan obtenido como mínimo aprobación a fase 2, además de contar con el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional aprobado por la UPME.
“Los emprendimientos con capacidad entre 5 MW y 20 MW que deseen participar deberán declarar que se acogen, por la duración del contrato, al despacho centralizado”, diferencian desde la cartera energética.
También, el proyecto de resolución establecerá que podrán participar únicamente proyectos nuevos que no tengan Obligaciones de Energía en Firme asignadas en la subasta de Cargo por Confiabilidad de 2019 y/o que no hayan suscrito contratos de suministro de energía en la pasada subasta de Contratación de Largo Plazo.
Esto con el fin de ampliar la capacidad instalada del parque de generación con proyectos que contribuyan a la reactivación sostenible de Colombia en 2021 y 2022.
No obstante, no se han dado detalles ni de la potencia o energía que se licitará, ni cuándo los proyectos adjudicados deberán estar operativos.
Obligación para usuarios no regulados
La subasta estará enfocada al mercado no regulado.
Es por ello que, paralelamente, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Resolución 40060 (descargar) que fija que el 10% de las compras anuales de energía de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista destinadas a atender usuarios finales deben provenir de fuentes no convencionales de energía renovable, a través de contratos de largo plazo.
Estas compras de energía se deberán efectuar en el año 2023.
La empresa de energías renovables Genneia, que hoy representa más del 20% de la capacidad instalada del país en este rubro, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO), y aumirá el 1 de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de gestión.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país.
Su designación como nuevo CEO es una demostración de confianza por parte de los accionistas de la compañía a la excelente gestión del management de la empresa, se indicó.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella.
En su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
“Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional”, remarcó la empresa.
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera los 1.200 MW de potencia instalada de generación eléctrica en la Argentina. Posee más del 20% de la capacidad instalada en energía eólica, convirtiéndola en la número uno del sector.
Marcos Bulgheroni cree que Vaca Muerta está “en un punto de inflexión” y que es necesario un marco regulatorio para promover las exportaciones de gas natural. En el marco de la CERAWeek, la principal conferencia de energía de Norteamérica, el CEO del Grupo Pan American Energy brindó este miércoles su visión sobre el presente y el potencial de la principal formación de shale gas en Argentina.
Durante un panel sobre el potencial del gas natural en América Latina, Bulgheroni destacó los logros alcanzados en la formación neuquina. “La producción actual en Vaca Muerta es de alrededor de 22 millones de metros cúbicos por día. Representa 25% de la producción de gas. Si se suma la producción de tight gas se llega al 40% del total nacional”, remarcó el ejecutivo de PAE. También destacó la eficiencia creciente en la perforación de pozos y las inversiones por 20.000 millones de dólares realizadas por la industria local e internacional en la última década.
“Creo que podemos ver un gran potencial de crecimiento en la producción. El interrogante es cómo alcanzamos ese potencial, cómo conectar el mercado local primero con los mercados regionales, pero también con los mercados internacionales”, evaluó Bulgheroni.
Según Bulgheroni el desarrollo de los mercados internacionales es prioritario, dadas las reservas existentes en la formación, que “representan seis veces el consumo del país en los próximos 20 años”. “El mercado doméstico y de los países vecinos no es suficiente para satisfacer este tipo de desarrollo. La conclusión rápida es que se necesita desarrollar o encontrar el mercado internacional y por supuesto ir por el mercado asiático”, dijo Bulgheroni.
Encarar ese desafío implica competir con Estados Unidos en el mercado mundial del GNL. Para ello el precio de exportación del gas argentino debe ubicarse “en un rango de 2,5 y 3 dólares”. “Competir con Estados Unidos es una buena medida del tipo de precios que necesitamos regionalmente para poder exportar”.
La necesidad de una Ley
Bulgheroni entiende que para eso hace falta un marco regulatorio para la promoción de las exportaciones de gas natural en general y de una planta de gas natural licuado en particular. «Para el GNL en particular y en relación con el desarrollo de los mercados internacionales se va necesitar una ley regulatoria que hoy no tenemos, específicamente para una planta de licuefacción de gas. Una planta de GNL es necesaria para desarrollar todo el potencial de Vaca Muerta”, dijo.
El CEO de la petrolera argentina destacó que no existen mayores obstáculos desde el punto de vista técnico para poder exportar. “Construir los gasoductos desde Vaca Muerta a Bahía Blanca o Rio Negro, que son lugares con buenos accesos, con puertos de aguas profundas, es bastante sencillo. Es un terreno plano y desértico”. Pero la principal cuestión es la regulatoria. “Es necesario cumplir con este proyecto dentro de un marco macroeconómico y un marco regulatorio”, enfatizó.
También fue optimista sobre las posibilidades de industrializar el gas natural. “Estas reservas no solo serían exportadas como GNL sino que también serían industrializadas en la petroquímica. Hay un gran potencial para la industrialización del gas como complemento a las exportaciones de GNL”, concluyó.
Por primera vez en su historia, la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) será presidida por un neuquino: el gobernador Omar Gutiérrez fue designado al frente de esta organización federal de las provincias que se dedican a la exploración y explotación de hidrocarburos.
Las nuevas autoridades fueron elegidas esta mañana durante un encuentro de trabajo virtual. Gutiérrez será secundado por su par de Tierra del Fuego, Gustavo Melella.
“Vamos a propiciar un mayor trabajo de intercambio técnico entre las provincias hidrocarburíferas para mejorar la gestión y administración de nuestros recursos naturales –señaló el mandatario- y vamos a impulsar un fortalecimiento técnico de la organización”.
“Trabajaremos en conjunto con sindicatos, trabajadoras y trabajadores, empresas operadoras y gobierno nacional para potenciar el desarrollo de todas las cuencas”, puntualizó el mandatario.
Además de Neuquén, la Ofephi está integrada por Santa Cruz, Chubut, Tierra del Fuego, Río Negro, Salta, Mendoza, Formosa, Jujuy y La Pampa.
Genneia, la empresa de energías renovables que representa más del 20% de la capacidad instalada del país, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO). Andrews asumirá esta función a partir del 1° de abril próximo, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de exitosa gestión.
Andrews, actual CFO de Genneia, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país. Su designación como nuevo CEO es una clara demostración de confianza, por parte de los accionistas de la compañía, a la excelente gestión del management de la empresa.
El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella. A lo largo de su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
Genneia agradece la comprometida gestión llevada a cabo por Walter Lanosa desde enero del 2012, período en el cual contribuyó ampliamente al desarrollo y crecimiento de las energías renovables en nuestro país, marcando la historia no solo de la compañía sino también de la transformación de la matriz energética nacional.
Pocas horas después de las definiciones de política tarifaria para los servicios públicos realizadas por el Presidente Alberto Fernández, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) anunció que expondrá en audiencias públicas las propuestas de cuadros tarifarios de transición en Transporte y Distribución de energía eléctrica “con el objetivo de preservar el derecho de las personas usuarias a la información, y registrar sus posturas”.
El Ente Regulador pondrá a consideración, en tales instancias, el cuadro tarifario de transición propuesto para los próximos dos años, se indicó.
Las Tarifas de Transición regirán en materia de transporte y distribución de energía eléctrica hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación (nueva RTI).
La Interventora del organismo de contralor, Soledad Manin, convocó a través de la Resolución 54/2021 a Audiencia Pública el 29 de marzo a las 8.00 horas para tratar el Régimen de Transición Tarifaria a la transportadora en alta tensión TRANSENER.
Asimismo, por medio de las Resoluciones 55/2021, 56/2021 y 57/2021, el ENRE convocó a Audiencia Pública para el mismo días pero a las 14.00 horas al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y las empresas de transporte de energía eléctrica TRANSBA , DISTROCUYO , TRANSPA, TRANSCO, TRANSNEA y TRANSNOA , con el mismo objeto de considerar el Régimen de Transición Tarifaria .
Por otra parte, mediante la Resolución 53/2021, el Ente Regulador llamó a Audiencia Pública el 30 de marzo a las 8:00 horas para exponer el Régimen de Transición Tarifaria correspondiente al sector de Distribución de Energía Eléctrica en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), servicio a cargo de Edenor y Edesur.
En tales audiencias se deberán considerar tarifas en relación con los costos de estos servicios, la preservación de niveles de calidad en las prestaciones, las obras de expansión a realizar, y las inversiones requeridas a tales efectos.
El objetivo es brindar una adecuada solución de coyuntura en beneficio de las personas usuarias, así como para las concesionarias, bajo la premisa de sostener “la necesaria prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad en condiciones de seguridad y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos esenciales”, según lo dispuesto por el Decreto 1020/2020.
El ENRE puntualizó que las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) de 2017 fueron suspendidas tras sendas auditorías y revisiones técnicas, jurídicas y económicas, “que determinaron que éstas carecían de validez jurídica y racionalidad económica, al no considerar la realidad social y económica del país”. Además señaló que “ las mismas no fueron razonables ni prudentes en su diseño y su aplicación vulneró el marco regulatorio del sector y los derechos de usuarios”.
La propuesta de Regímenes Transitorios formulada por el gobierno “se orienta a revertir las consecuencias que esas RTI tuvieron en el ingreso disponible de los hogares y en los costos de los comercios y las PyMEs, al mismo tiempo que se reconocían formalmente mayores ingresos a las concesionarias”. Tal propuesta, se indicó, “se rige por la necesidad de resolver la desarticulación entre el esquema tarifario heredado y la realidad macroeconómica del país”.
Con el objetivo de garantizar la participación de las personas usuarias, la Intervención del ENRE resolvió que las Audiencias Públicas se realizarán en soporte digital. Las mismas serán transmitidas en directo a través de una plataforma de streaming, cuyo enlace de acceso será oportunamente informado a través de la página web: www.argentina.gob.ar/enre.
La compañía de energías renovables Genneia, que hoy representa más del 20% de la capacidad instalada del país, designó a Bernardo Andrews como su nuevo Chief Executive Officer (CEO). Andrews asumirá esta función a partir del 1° de abril, fecha en la cual Walter Lanosa dejará la posición, luego de 9 años de exitosa gestión.
“Andrews, actual CFO de la compañía, tendrá el desafío de continuar el camino de crecimiento, innovación y liderazgo que la empresa ha sabido obtener en los últimos años, con el desarrollo de 14 proyectos renovables, eólicos y solares, a lo largo del país. Su designación como nuevo CEO es una clara demostración de confianza, por parte de los accionistas de la compañía, a la excelente gestión del management de la empresa”, señaló la compañía en un comunicado.
“El ingreso de Genneia al mercado internacional de capitales y la negociación de los créditos con bancos de desarrollo y agencias de exportación europeas convirtieron al equipo liderado por Andrews en un claro referente en el financiamiento del sector energético, en Project Finance y en el desarrollo de energías renovables en Argentina”, subrayó Genneia.
Andrews trabajará con el equipo de finanzas en organizar la transición de la función financiera, preparando la incorporación del nuevo CFO de Genneia en el corto plazo.
Bernardo Andrews se incorporó a Genneia en 2016, tiene 49 años, es licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee una Maestría en Economía de la Universidad Torcuato Di Tella. A lo largo de su trayectoria profesional, ha cubierto posiciones como CFO en Corporación América y previamente, durante 11 años, desarrolló su carrera en GDFSuez (actual Engie) como Portfolio Manager, Director Financiero, CFO Regional y Head of Corporate Finance Regional.
Hoy, 1ero de marzo de 2021, entra en vigencia un nuevo cambio en el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) para Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDIs) que se mantendrá hasta el 30 de abril de 2021.
Se trata de un aumento del 89% en el PEE para usuarios T3 mayores a 300 kW de potencia contratada. Lo que incide en un incremento del costo total de la factura entre un 50% y un 70%.
Estos valores definidos en el Anexo 1 de la Resolución 131/2021, ya empiezan a tener su impacto en Argentina.
Un análisis sobre la Resolución 131/2021 que lleva aquellos valores a dólares permite compararlos con otras ofertas disponibles entre privados tales como: el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER) y el Costo nivelado de la electricidad vía autogeneración con solar fotovoltaica.
El autor del análisis Santiago Tiphaine, consultor de STI Energy y exdirector de Sustentabilidad, Ambiente y Cambio Climático del Ministerio de Agroindustria en la provincia de Buenos Aires, consideró:
“El Precio Estabilizado de la Energía termina siendo muy similar al precio del mercado de compras conjuntas, pero no sabemos por cuánto tiempo. Éste se transfiere a los grandes usuarios y queda con un valor aproximado de US$70 el MWh”.
Y advirtió: “A raíz de esto, las compras en el MATER y la autogeneración quedan por encima del valor de mercado de compras conjuntas”.
Aquello podría hacer que algunos GUDIs opten por las Compras Conjuntas a CAMMESA. No obstante, las fluctuaciones del mercado no aseguran que esto sea competitivo a largo plazo.
Siguiendo el análisis del consultor, la falta de certeza de cómo se va a comportar esta tarifa en el futuro complica hacer proyecciones. También dependerá de los valores de las nuevas ofertas de privados en el MATER que podrían posicionar a la solar fotovoltaica u otras renovables como la mejor opción considerando la previsibilidad de sus contratos y las bajas en los precios de sistemas fotovoltaicos de 100 kWp para autogeneración.
Las empresas distribuidoras de gas presentaron este martes sus propuestas de aumentos en las tarifas, que deberían comenzar a aplicarse a partir de abril de este año. Los aumentos pedidos por las empresas serán analizados y debatidos en una audiencia pública a mediados de marzo, pero que no tienen un resultado vinculante.
Sin embargo, el lunes, en su discurso de apertura de sesiones del Congreso, el presidente Alberto Fernández anunció que la conformación de un nuevo cuadro tarifario, luego de casi dos años de precios congelados, puede llegar a demandar varios meses. Y que la idea de que las tarifas de los servicios públicos estén vinculadas al ingreso de la población —que es uno de los objetivos del Gobierno— recién podría aplicarse en 2022.
Las facturas de gas que reciben los usuarios se componen de cuatro variables: el precio del gas, el transporte, la distribución y los impuestos
Las facturas de gas que reciben los usuarios se componen de cuatro variables: el precio del gas, el transporte, la distribución y los impuestos (nacionales, provinciales y tasas municipales). En la audiencia del 16 de marzo, se debatirán los costos de transporte y distribución.
La propuesta de las empresas distribuidoras, que tienen los mismos cuadros tarifarios desde abril de 2019, incluyen aumentos en el costo fijo y en el costo por metro cúbico del gas (variable según el consumo). En el caso de Metrogas, la principal distribuidora de gas natural con aproximadamente 2,3 millones de usuarios, se presentaron dos propuestas. Una donde el aumento en el costo fijo y el costo variable es de 148%, que es lo que correspondería por la revisión tarifaria (RTI) vigente que contempla un mecanismo de ajuste semestral de acuerdo al Indice de Precios Internos al por Mayor (IPIM). Y otra alternativa, con una propuesta “de transición”, que contempla subas de 58 por ciento.
El impacto en las facturas, podría ser de entre 7% y 9%. Según Metrogas, este ajuste de transición, no contempla la “rentabilidad razonable a la que tiene derecho”, ni tampoco cubre las necesidades financieras y no llega a reestablecer su equilibrio económico-financiero. “Un contexto inflacionario provoca un desequilibrio financiero que no puede ser soportado por largo tiempo y conduce inexorablemente a un replanteo de las inversiones y costos para la prestación del servicio que atenta contra la calidad pretendida al momento de establecerse la tarifa base que regiría entre revisiones tarifarias”, dijeron.
En tanto, Naturgy BAN, otra de las principales empresas distribuidoras, solicitó al Enargas la recuperación de todo lo pendiente desde abril de 2019 que es —aproximadamente— un 128% más. Sin embargo, como tarifa transitoria “a cuenta”, la compañía propuso un incremento del 51%, lo que impactaría en la factura final de los clientes en alrededor de un 15% de incremento, en promedio, según detallaron.
En su discurso en el Congreso, el Presidente criticó los aumentos de los servicios durante el gobierno de Mauricio Macri. “Entre 2016 y 2019, el aumento de las tarifas de luz y gas se convirtió en un verdadero martirio para los argentinos. Las empresas productoras, transportadores y distribuidoras se llenaron los bolsillos de los accionistas sin que el Estado les exigiera un plan de inversiones para mejorar la calidad de los servicios”, señaló Fernández. Y detalló que si se sigue en marcha con el sistema de revisión integral vigente –del gobierno anterior– el gas debería haber aumentado 80% en octubre y debería aumentar 130% en abril.
El Gobierno convocó recientemente a las dos primeras audiencias para la discusión de las tarifas de gas. El 15 de marzo se discutirá el precio del gas (que reciben las empresas productoras). Y el 16 de marzo la “adecuación transitoria” de las tarifas de los servicios de transporte y distribución.
Las audiencias –que son abiertas y participativas– son un paso previo y obligatorio que se debe concretar antes de cualquier suba de tarifas de servicios públicos, aunque sus resultados no son vinculantes y solo funcionan como un ámbito informativo y de consulta. En este caso, serán las dos primeras audiencias que se realizarán durante el gobierno de Alberto Fernández, ya que las tarifas permanecen congeladas desde marzo y abril de 2019.
El borrador sobre el que trabaja el gobierno prevé la pesificación de PPA’s firmados por Cammesa para ampliar el parque de generación eléctrica. La decisión, que aún está en estudio, contraería un fuerte cimbronazo en el sector. El proyecto de Ley define los criterios para avanzar sobre la segmentación de las tarifas residenciales de gas y electricidad.
El presidente Alberto Fernández aseguró en la Asamblea Legislativa que enviará al Congreso un proyecto de ley para “desdolarizar” las tarifas, aunque sin dar mayores precisiones. EconoJournal consultó a diversas fuentes oficiales y confirmó que puertas adentro del gobierno circula un borrador que contempla la pesificación de contratos eléctricos firmados especialmente durante la presidencia de Mauricio Macri con la intención de abaratar el costo de la generación de energía y así reducir subsidios.
El corazón del texto, sin embargo, apunta a establecer los criterios metodológicos y regulatorios que se emplearán para segmentar las tarifas residenciales de gas y electricidad en función de la capacidad adquisitiva de cada usuario.
Los contratos en la mira
En diciembre de 2015, en la misma semana en la que asumió su cargo, el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren declaró la emergencia energética y avanzó con un programa de acciones destinado a garantizar el suministro eléctrico. Como parte de ese plan, en marzo de 2016 dictó la resolución Nº 21/16 destinada a ampliar el parque de generación térmica. Allí se les permitió a las empresas interesadas ofertar un precio en dólares de la energía para repagar los proyectos de inversión.
Lo mismo ocurrió en mayo de 2017 cuando se sancionó la resolución 287/17 mediante la cual se abrió la licitación para proyectos de co-generación y cierre de ciclo combinado sobre equipamiento ya existente.
A esas dos resoluciones que fijaron precios de la energía en dólares, se le sumaron todos los contratos del programa RenovAr, que también están dolarizados. Y también contratos anteriores firmados durante los gobiernos kirchneristas bajo el paraguas de la resolución 220/2007 de la Secretaría de Energía y de los programas Foninvemem y Energía Plus.
El gobierno tiene en la mira esos contratos en dólares porque han encarecido el costo monómico de generación, según precisaron las fuentes consultadas. Por ejemplo, a fines del año pasado el costo monómico estaba en torno a los 60 dólares por MWh, pero el precio promedio de la energía provista por los contratos firmados en el marco de la resolución 21/16 era de 215 dólares por MWh.
«Se apunta a ordenar la remuneración del segmento de generación eléctrica. Hay que lograr una consistencia porque la mayor parte del parque de generación recibe una remuneración en pesos», explicó un colaborador del secretario de Energía, Darío Martínez.
Los riesgos de la “desdolarización”
La pesificación de esos contratos expresados en dólares podría ayudar a reducir el costo de generación, pero antes de avanzar hay dos cuestiones a tener en cuenta:
1) Las empresas que operan esas centrales emitieron deuda en dólares para financiar esas obras y si el gobierno les pesifica su ingreso automáticamente deberían darse vuelta y decirles a sus acreedores que no pueden cumplir con su deuda. Muchos de esos acreedores son los mismos fondos de inversión que pugnaron recientemente con YPF cuando la petrolera propuso un canje de su deuda. De hecho, la petrolera controlada por el Estado sería una de las perjudicadas si se avanzara con la desdolarización porque YPF Luz, su subsidiaria en el negocio de generación eléctrica, fue una de las empresas que más contratos térmicos y renovables se adjudicó durante la gestión anterior.
El problema, además, es que en varios de esos documentos el Estado Nacional salió como garante y a su vez, algunos cuentan con garantía del Banco Mundial. Por lo tanto, un incumplimiento de las empresas podría terminar teniendo un costo para el erario público y disparar una serie de reclamos en el Ciadi, tribunal arbitral de Nueva York, por el cambio de las condiciones originales establecidas en los contratos.
2) El diseño de la política macroeconómica puede operar como un desincentivo para la desdolarización. Cualquier pesificación iría de la mano de algún tipo de indexación a partir de una fórmula polinómica que contemple, por ejemplo, la evolución de la inflación. Si el gobierno confía en mantener un dólar relativamente planchado en 2021 para encarar la agenda electoral, la pesificación de los contratos no sería tan determinante para reducir los subsidios y generaría un ruido innecesario en el mercado energético.
Estos dos puntos son los que están analizando puertas adentro del gobierno antes de elevar un proyecto al Congreso Nacional.
Segmentación tarifaria
El trazo grueso del borrador en el que trabaja el gobierno —que cuenta también con contribuciones redactadas por colaboradores del titular de la Cámara de Diputados, Sergio Massa— apunta a edificar regulatoriamente un esquema de segmentación tarifaria según el poder adquisitivo de la población.
La intención oficial, según pudo averiguar este medio, es separar a los usuarios en tres grandes grupos: un 20% de alto poder adquisitivo que pagaría la energía prácticamente sin subsidio, un 40% de ingreso medio que pagaría hasta el 80% del costo de la energía y otro 40% que pagaría hasta un 60% del cuadro tarifario aplicado al primer grupo.
“Por el momento, se están avanzando sobre algunos borradores. No hay nada definitivo. Lo central es la gegmentacion, es decir, establecer tarifas que vayan evolucionando en función de cómo fluctúen los ingresos de cada sector poblacional”, explicó una fuente de la Secretaría de Energía.
La implementación de esa idea es compleja porque es necesario saber cuánto gana cada hogar para ver cuánto se le cobra y las distribuidoras repiten que ellas no son la AFIP como para ir pidiéndoles un detalle de ingresos a sus clientes. Para el gobierno tampoco es fácil acceder a esa información debido al secreto fiscal. Por eso están evaluando que el proyecto de ley que se enviará al Congreso contemple alguna manera para que puedan acceder a esa información blindada por salvaguardas que protegen a los datos tributarios y bancarios de los contribuyentes.
En Economía sostienen que no les interesa tener acceso al detalle de ingresos de cada usuario sino al menos que la AFIP les diga quién pertenece al 20% de ingreso alto, al 40% de ingreso medio y al otro 40% de ingreso bajo para de ese modo poder avanzar.
Pese a todo, la instrumentación de un esquema segmentado o estratificado de tarifas demandará varios meses. “En el mejor de los casos, podríamos implementarlo dentro de un año, es decir, en 2022”, concluyó una fuente cercana a la Secretaría de Energía.
En poco más de 10 días el Gobierno y las prestadoras de servicios públicos comenzarán a discutir el nuevo cuadro tarifario. Con un escenario electoral a la vista, inflación creciente y una crisis de ingresos, el Ejecutivo se encamina a aprobar incrementos muy por debajo de las expectativas de las empresas y ya comienza a avisar cómo será el sendero que transitarán.
El presidente Alberto Fernández anunció en su discurso en la Asamblea Legislativa que llegó el fin de los congelamientos, algo que ya todos suponían teniendo en cuenta los niveles de subsidios establecidos en el Presupuesto 2021. Pero al mismo tiempo señaló que los aumentos que estaban previstos para este año no sucederán y que irán a una tarifa de transición.
En las empresas de servicios no saben muy bien qué significan las palabras del Presidente pero intuyen por las conversaciones que han tenido hasta ahora cómo será el esquema.
“Sabemos que los aumentos para este año serán los justos y necesarios para mantener la operación. Ni un peso más. La tarifa de transición tendría que haber empezado en 2020 y para este año ya tener un nuevo esquema tarifario, ahora todo se atrasó un año como mínimo”, explicaron a Infobae desde una prestadora de servicios públicos.
Lo que en realidad entienden las empresas que hizo el Gobierno fue plantar la semilla de los aumentos del modelo de la gestión Mauricio Macri con incrementos superiores al 130% “para poder aprobar muy poco y que la sociedad entienda que es un beneficio el aumento”.
En ese sentido, estiman que las discusiones “van a estar en torno al 10% y 20% pero más cercanas al piso que al techo”, explicaron desde otra compañía. “El problema va a ser la discusión a largo plazo, una nueva tarifa lleva como mínimo un año, eso no va a suceder hasta el 2022 y en 2023 volvemos a tener elecciones, lo que vuelve a complejizar todo el escenario”, agregaron.
Otro dato que dejó ver el Presidente fue la forma en la que se pagarán las tarifas. “Las tarifas deben ser justas, razonables y asequibles, permitir la sustentabilidad productiva y la justicia distributiva”, remarcó Fernández en la Apertura de las Sesiones Ordinarias, en la que prometió ponerle fin “al martirio” de tener que elegir “entre comer o pagar la luz y el gas”.
Un miembro del Gabinete nacional que estuvo en los balcones escuchando el discurso presidencial aseguró a Infobae que la idea es “avanzar en una segmentación. Es lo que en 2011 la vicepresidenta en ese momento presidente había anunciado como la sintonía fina”.
La segmentación que está pensando el Gobierno, y que las empresas aseguran que será difícil de llevar adelante, tiene en cuanta varios factores. “El que vive en Puerto Madero tiene que pagar la tarifa en su totalidad. Tiene los ingresos para hacerlo y no se lo puede seguir subsidiando”, explicaba el funcionario en los pasillos del Congreso.
Pero, frente a la pregunta respecto a qué puede suceder en otras zonas en donde los estratos sociales medidos por ingresos estén más mezclados, el ministro señaló que “se van a tomar varios indicadores que tienen que ver con los ingresos, por ejemplo, los gastos de tarjeta, los servicios que utiliza, los colegios a los que concurren los chicos y las cuotas que pagan, etc. Es obvio que en una misma cuadra puede vivir una persona que sus ingresos sean una jubilación y un ejecutivo de una multinacional, en ese caso, se verá el caso particular del jubilado y se solucionará”.
El punto a resolver es que sólo el 20% del mercado energético doméstico responde a viviendas de altos ingresos por lo que el resto de los consumidores tienen que sufrir aumentos que estén por debajo de la inflación proyectada que es de 29 por ciento. Sin embargo, en el gabinete económico ya se hizo carne que el único camino para reducir subsidios es subir tarifas y que en el medio de eso hay que proteger a la población y los votos. “Es difícil segmentar, pero por eso vamos a trabajar todo el año para hacerlo, es el camino a seguir”, confían fuentes oficiales.
Por ahora, la suerte está echada, las empresas de servicios públicos verán que las tarifas saldrán del freezer para pasar a la heladera y en ese camino no esperan un incremento que les permita mucho más que mantener a flote el negocio.
Plan Gas
En medio de esta discusión tarifaria, la Secretaría de Energía recibió hoy ofertas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios adicionales, en el proceso de licitación de la denominada Ronda II del Plan Gas. Este volumen duplica la propuesta inicial formulada en diciembre pasado.
Así lo informó la Secretaría de Energía a través de un comunicado en donde señaló que el precio ponderado para este invierno es de USD 4,731 MMbtu, por cuestiones estacionales por encima de los USD 3,5 promedio convalidados para la licitación del bloque base de 70 MMm3 por los próximos cuatro años que se concretó en diciembre. Además, entre ambas empresas ofertaron USD 3.36 MMm3/día para los inviernos de los años 22, 23 y 24, a un precio promedio ponderado de USD 4.728 MMbtu.
Darío Martínez, secretario de Energía, dijo que “el Plan Gas sigue dando resultados reemplazando el gas importado por gas nacional. Estamos satisfechos con este nuevo aporte que hacen las empresas productoras dentro del Plan Gas que nos permite más que duplicar la oferta para la demanda de invierno que recibimos en la primera ronda”.
La agencia Standard & Poor emitió un informe en el que mejora la calificación de las obligaciones negociables internacionales de YPF a “CCC+”, tras concluir exitosamente el canje de su deuda internacional. Esta calificación presenta una mejora de 2 escalas respecto de la nota que tenía YPF antes de lanzar esta operación (“CCC-“).
El reporte destaca la capacidad que tuvo YPF en completar el canje de una parte importante de su deuda, reduciendo significativamente el pago de capital e intereses de los próximos dos años y extendiendo la madurez de su deuda, lo que le va a permitir incrementar sus niveles de inversión y revertir el declino de la producción de crudo y gas.
También destaca la sólida posición de YPF en el mercado de deuda y su excelente relación con los bancos que logró gracias a que cumplió históricamente con todas sus obligaciones financieras.
Por último, el reporte pronostica un escenario estable a mediano plazo para YPF basado en la recuperación de los precios internacionales de petróleo, la reducción de intereses de los próximos 2 años y la flexibilidad de la compañía para administrar su plan de inversiones.
Uruguay recibirá 10 millones de dólares del Fondo Conjunto de las Naciones Unidas para los Objetivos de Desarrollo Sostenibles (ODS), luego de que la propuesta presentada por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), a través de su Dirección Nacional de Energía (DNE), fuera una de las cuatro seleccionadas entre 155 iniciativas, provenientes de más de 100 países. Junto a Uruguay, fueron seleccionados Fiji, Indonesia y Malawi. Se espera que este fondo se complemente con el financiamiento de otras entidades—entre ellas, organismos multilaterales que ya comprometieron su colaboración—, para alcanzar un monto total de 70 millones de dólares. De hecho, la ONU sostiene que los cuatro programas seleccionados, incluyendo el uruguayo, apalancarán unos U$S 4.700 millones en financiación adicional.
La propuesta uruguaya consiste en tomar acciones que inicien la segunda fase de transición energética nacional, lo que el MINEM ha llamado “Hacia una segunda transformación de la matriz energética”. Con el 98% de la matriz eléctrica proveniente de fuentes renovables, el siguiente paso será la transición de los sectores de transporte e industria a la energía verde, incluyendo la electrificación indirecta del transporte y el uso del hidrógeno.
Uruguay ya cuenta con una matriz eléctrica 98% renovable gracias a la eólica, solar y biomasa, complementando la tradicional hidráulica (la capacidad de solar más eólica supone aproximadamente el 57%).
Proyecto Verne, primer piloto
En este sentido, el pasado verano la empresa pública uruguaya Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap) presentó el Proyecto Verne- un proyecto piloto para la electrificación del transporte, Producción de Hidrógeno Verde y su uso en Vehículos Pesados. Ancap ya tiene experiencia en la producción de hidrógeno para su refinería y posee un emplazamiento cerca del puerto de Montevideo que podría arrendar o aportar a una empresa conjunta. Entre los objetivos definidos por el proyecto Verne, se cuentan: probar un ecosistema de hidrógeno en las condiciones específicas de Uruguay; la aproximación a la cuantificación de beneficios que esta tecnología puede aportar al sistema eléctrico y contribuir a la formulación de procesos sistemáticos para generar y fortalecer conocimiento y capacidades locales.
El equipo del proyecto que incluye representantes del MIEM, Ancap y la UTE, fue conformado ya en marzo de 2019.
El mínimo concepto viable del proyecto prevé la producción de hidrógeno verde mediante electrolizador PEM (500 kg/día) y una estación de carga en Montevideo.
Apoyos para la implementación
Ya han recibido apoyo del BID (200.000 dólares) y cuenta con apoyo de la Sociedad alemana de cooperación internacional (GIZ), que se encuentra evaluando la documentación dos consultorías técnicas; la primera denominada “Análisis de aspectos técnicos y económicos para el desarrollo de una economía de hidrógeno en Uruguay y Paraguay” y la segunda para el “Análisis de aspectos de seguridad requeridos para: instalación de una planta de producción de hidrógeno, almacenamiento, uso en unidades vehiculares y también para puntos de abastecimiento para vehículos”.
El presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, dijo en una entrevista con la televisión nacional de Uruguay, InfoTNU, que el MIEM presentará pautas para inversores privados con interés en la puesta en marcha de dos proyectos: uno, para la implementación de un plan piloto para el uso de hidrógeno verde en el transporte de carga de larga distancia, y otro para producción con fines de exportación.
El presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, añadió que pronto presentarán los proyectos a los inversionistas, y “es probable que, al menos un inversionista, sea seleccionado a través de un proceso competitivo este año”.
Baker Hughes y Akastor ASA han anunciado un acuerdo para crear una empresa conjunta que unirá el negocio de sistemas de perforación submarina de Baker Hughes con la subsidiaria de propiedad absoluta de Akastor, MHWirth AS. La empresa conjunta ofrecerá una oferta global de equipos de perforación off shore de servicio completo que brindará a los clientes una amplia cartera de productos y servicios.
La transacción dará como resultado un proveedor líder de equipos con capacidades de entrega integradas, solidez financiera y flexibilidad para abordar una amplia gama de prioridades de los clientes. La Compañía será propiedad al 50% de Baker Hughes y Akastor, y luego del cierre de la transacción, las operaciones de la Compañía serán administradas desde las oficinas actuales en Houston, Texas y Kristiansand, Noruega. Merrill A. “Pete” Miller se desempeñará como presidente y director ejecutivo. Miller ha estado en la industria del petróleo y el gas durante más de 40 años ocupando varios puestos de liderazgo, incluidos presidente, presidente y director ejecutivo de National Oilwell Varco.
El alcance más amplio de servicios de la Compañía también proporcionará una base más sólida para el crecimiento futuro, incluida la capacidad de participar en la transición de la industria del petróleo y el gas hacia soluciones más eficientes desde el punto de vista energético, así como el despliegue de tecnologías y soluciones de servicio para hacer que el sector sea más competitivo. a través de una mayor eficiencia de perforación.
«Me gustaría expresar mi sincero agradecimiento por el buen trabajo y la dedicación mostrados por los respectivos equipos de Baker Hughes y Akastor por hacer que esto suceda a pesar de los desafíos actuales causados por la pandemia mundial de COVID-19», dijo Karl Erik Kjelstad, director ejecutivo de Akastor. . «Creo firmemente que esta Compañía brindará una base sólida para que ambas organizaciones enfrenten los desafíos actuales en el mercado actual y continúen como líderes en el desarrollo de soluciones de perforación avanzadas y eficientes que respalden la transición de la industria hacia operaciones más sostenibles».
«Esta transacción es un paso importante para MHWirth y la estrategia de transformación anunciada en febrero de 2019», dijo Kristian M. Røkke, presidente de Akastor. “La Compañía ofrecerá a los clientes una oferta de productos reforzada y a los inversores una atractiva creación de valor. Esta transacción también permitirá a Akastor maximizar y, en última instancia, realizar el valor para sus accionistas «.
“La industria del petróleo y el gas está evolucionando rápidamente y constantemente buscamos formas nuevas e innovadoras de ofrecer valor a nuestros clientes”, dijo Neil Saunders, vicepresidente ejecutivo de Oilfield Equipment en Baker Hughes. «Esta empresa es la combinación perfecta entre nuestras respectivas carteras y transforma aún más nuestras operaciones principales para el éxito a largo plazo, trayendo soluciones complementarias al mercado y ofreciendo a nuestros clientes un paquete completo de equipos de perforación en alta mar».
MHWirth es un proveedor global de soluciones y servicios de perforación avanzados diseñados para ofrecer a los clientes una alternativa más segura, eficiente y confiable. MHWirth tiene un alcance global que cubre los cinco continentes con oficinas en 13 países.
El negocio de SDS de Baker Hughes es una división del segmento de Equipos para campos petrolíferos de Baker Hughes y tiene su sede en Houston. SDS ofrece productos y servicios de perforación integrados en todo el mundo, con instalaciones de fabricación y servicio en 11 países y una cartera competitiva, que incluye sistemas de prevención de reventones (BOP) de clase mundial, controles y equipos de elevación.
Presentaron propuestas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Fue en el marco de la licitación denominada Ronda II del Plan Gas.Ar. La Secretaría de Energía recibió ofertas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3) adicionales por parte de las empresas productoras Tecpetrol y Pampa Energía, en el proceso de licitación de la denominada Ronda II del Plan Gas.Ar, un volumen que más que duplica lo propuesta inicial formulada en diciembre pasado. Así se desprende de la apertura de ofertas de la Ronda II que se concretó esta tarde para abastecer el pico invernal y para la que sólo presentaron propuestas […]
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Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, analizó la situación y las consecuencias que podría acarrear en el sector: “Creo que es una jugada muy fuerte, porque no es un cambio o hecho que esté previsto en los contratos. Ni siquiera prevé que las partes puedan sentarse a cambiar la moneda del contrato, en este caso de los dólares”.
“No está permitido. Implicaría un cambio sustancial en los contratos y hay que ver cómo resulta. No sólo en los PPA se fijan el pago del precio en dólares, sino que en todas las demás variantes de pago, de garantías, multas o de lo que fuere de cualquiera de las partes, está previsto en dicha moneda”, agregó.
Y más allá del análisis de si es una jugada política o técnica para reducir el precio, el especialista señaló que hay otro elemento a tener en consideración: “El impacto de los contratos de los PPA en dólares en todo el mercado eléctrico es mínimo. El beneficio directo o indirecto a los usuarios finales es lo que le puede interesar al gobierno”.
Esta situación la comparó con “un caballo de batalla” durante las convocatorias del Programa RenovAr o del Programa GENREN, que “preveían precios en dólares para hacer más atractivos la inversión en el sector”.
“La discusión que se plantea en los contratos que no avanzaron es ver si se aplica la ley y la regulación contractual a rajatabla, o si hay cierta flexibilidad para que aquellos que tengan una chance de terminarlos, lo puedan hacer”.
“Si van a tocar el precio del pago del contrato, en dólares a pagar en pesos, debería ser con acuerdo de la contraparte en el caso por caso”, opinó Cueva.
Ante la pregunta de si existe el riesgo de que se presenten amparos en caso que se confirme la ley, el abogado mencionó que “sí, pero deben darse darse ciertas circunstancias, un cambio muy sustancial del derecho de alguna norma o contrato que no revise mayor debate y prueba y que un juez tome una solución rápido”.
Aunque no sabe si los jueces se adentrarán en dichos temas ya que los PPA tienen previsto al arbitraje como método o mecanismo de resolución de conflictos y controversias entre las partes, aunque son procesos de mayor tiempo y complejos.
En cuanto a las consecuencias conceptuales, Carlos Cueva destacó que se puede dar una “pérdida de seriedad institucional”. Ya que, al tratarse de contratos que se promovieron en dólares para atraer inversiones, y ahora “se deje de lado de manera unilateral, es una señal muy negativa para el mercado”.
“Y en los casos particulares de cada uno de los proyectos que se realizan, las partes verán los reclamos que pueden hacer, ya sea rescindir el contrato u optar por la cláusula de venta del mismo al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables, dos consecuencias alternativas”.
“Eso dependerá en función de cómo esté escrito el proyecto. Dispara muchas consecuencias. Si la pretensión del gobierno es tocar una de las variables, razonablemente tendrán que tocar todas”, argumentó.
Hay muchas expectativas en Puerto Rico por dos medidas que reactivaron al sector de las energías renovables: la renegociación de 16 contratos pendientes y la primera convocatoria a solicitud de propuestas para nuevos proyectos.
Sobre la primera de estas, el pasado viernes la Junta de Supervisión y Gestión Financiera para Puerto Rico confirmó la aprobación de los primeros dos contratos.
De acuerdo a un comunicado oficial, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) anunció que Xzerta Tec Solar LLC y CIRO One Salinas LLC fueron los seleccionados para desarrollar los próximos 150 megavatios renovables para la isla.
Según la evaluación de la AEE, “Xzerta Tec y CIRO One brindarán los mayores beneficios para los hogares y negocios de Puerto Rico por tratarse de las ofertas con los precios más bajos”.
“La Junta de Supervisión apoya plenamente la conversión de Puerto Rico a energía renovable y ve las aprobaciones hoy como el primer paso de un proceso exitoso para alejar el sistema energético de Puerto Rico del combustible diesel caro y sucio ”, dijo el presidente de la Junta de Supervisión, David Skeel.
Ahora bien, hay mucha incertidumbre si los contratos restantes se efectuarán, ya que hay actores del sector público que exhortaron a la JSF a “reconsiderar la decisión de detener la mayor parte de los acuerdos”, así opinó el demócrata Raúl Grijalva.
Por su parte, el presidente de la JSF agregó: «estamos a la expectativa de que la AEE logre las metas establecidas por la ley de Puerto Rico con procesos competitivos para producir electricidad para producir electricidad más limpia y asequible «.
Es preciso indicar que la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico lanzó la primera de un total de seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para los interesados en invertir en la isla.
Se trata de la RFP 112648. Cuyo objetivo es adquirir unos 1000 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y al menos 500 MW (2,000 MWh) de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía con una duración efectiva de 4 horas, incluyendo al menos 150 MW de VPP de Almacenamiento de Energía Distribuida.
Hitachi ABB es un habilitador clave para la transición energética. En Sudamérica, han venido acompañando un proceso de descarbonización de las economías a partir de un portafolio amplio que incluye soluciones de vanguardia.
Puntualmente en Chile, destacamos su trabajo en más de 20 proyectos eólicos y solares a partir de sus sistemas de gestión energética. Con ello, alcanzan casi 6 GW de participación en el segmento de Energías Renovables No Convencionales a gran escala.
Sin lugar a dudas, la empresa supo alinearse a los objetivos de ese país en la descarbonización de su matriz eléctrica. Según precisaron fuentes de la compañía aquello representa unos 1000000 Ton CO2 evitados que pueden registrar como Contribución anual en la huella de carbono en Hitachi Chile.
¿Cuál será el escenario en los próximos años?
En un horizonte de casi veinte años, se pronostica que el 50% de las fuentes de energía sean eólica y solar a nivel global.
Ahora bien, en la región, Mauricio Mazuela, gerente de mercadeo y ventas en Hitachi ABB Chile, señaló que -siguiendo las proyecciones de la CNE, CAMMESA, OSINERGMIN y EPE- la energía eólica en Sudamérica podría expandirse un 155% y superar los 33.5 GW al 2029.
“Si crecemos esos 33.5 GW tendremos un equivalente a 4 millones de Ton CO2 anuales que no van a contaminar. Es un número impresionante”, consideró Mazuela.
Aquello sería sólo en la energía generada a partir de la cinetica del viento. En el caso solar, el horizonte es más prometedor, ya que los pronósticos indican que se crecería en la misma proporción pero al 2025.
“En cuatro años, estaríamos ahorrandonos 4 millones de Ton CO2 anuales con solar”, repasó.
Siguiendo las declaraciones del empresario, Hitachi ABB ya tiene preparada su oferta de soluciones tecnológicas para el aumento inminente de las energías renovables en la región. Tres plazas serían claves para impulsar su estrategia de negocios: Colombia, Chile y Perú.
En el primero de estos mercados, las subastas que ya otorgaron PPAs renovables respaldan las perspectivas de nueva generación entre 2022 y 2024. Entre ellos, se puede destacar 1,6 GW de energía eólica en 9 proyectos en La Guajira.
En el caso de Chile, ya mencionamos sus ambiciones de descarbonización, pero es preciso indicar que este país podría superar este año las metas fijadas para el 2030 de conseguir un 70% de renovables, ya que prevé la incorporación de 6 GW de nueva energía eólica y fotovoltaica en lo que queda de este 2021.
Por su parte, Perú proyecta 1,9 GW de nueva capacidad eólica que se pondrá en servicio en hacia el 2029.
Si bien aún no hay novedades de subastas para este país, sumado a los 300 MW instalados, habría una proyección de que el país acumule 2,2 GW al 2029.
Sumados a Colombia, Chile y Perú, Hitachi ABB avanza sobre otros mercados clave como Argentina, Brasil y México con una oferta que resalta por la integración y transmisión en HVDC, la interconectividad y redes offshore, la digitalización y la mejora en la calidad de la energía, además de otras tecnologías emergentes como sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS), hidrógeno (H2) y vehículos eléctricos.
Ayer, la Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados aprobó la creación de una comisión investigadora de licitación promovida por la Corporación de Fomento para la Producción (Corfo) para la creación de un Instituto de Tecnologías Limpias (ITL), que fue adjudicado por un consorcio liderado por universidades de Estados Unidos.
La iniciativa, que había sido solicitada por 73 legisladores, fue aprobada por 80 votos a favor, 37 en contra y 12 abstenciones.
De este modo, la comisión se abocará, entre otras cosas, a investigar las actuaciones referidas a las bases de licitación, su regulación, plazos y su cumplimiento, evaluación de ofertas, toma de decisiones, adjudicación y transparencia de los procesos.
“Para el cumplimiento del propósito, la referida comisión deberá rendir su informe en un plazo no superior a 90 días y para el desempeño del mandato podrá constituirse en cualquier lugar del territorio nacional”, informaron desde el Congreso.
Al respecto, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, manifestó: “Esperamos que el análisis que se haga sobre este proceso sea jurídico, técnico y no se politice, porque desde Corfo tenemos el pleno convencimiento que el Instituto Chileno de Tecnologías Limpias, tal cual fue adjudicado, será un gran aporte para el desarrollo de la industria minera y de energía del norte, y ofrecerá las mejores tecnologías del mundo para poder aportar al desarrollo sostenible del país”.
“Uno de los ejes principales de mi gestión ha sido la mayor transparencia de la Corporación frente al país y la ciudadanía. Es por eso que ya hemos remitido toda la información a la Contraloría General de la República, quien ya está conociendo este asunto, y no tenemos ningún inconveniente en hacerla llegar tanto a la Cámara de Diputados y sus comisiones, como a cualquier otro organismo que lo solicite”, resaltó el dirigente, ante la consulta de Energía Estratégica.
El centro más importante de Latinoamérica, en medio de una polémica
Cabe recordar que el pasado lunes 4 de enero, el Consejo Corfo adjudicó el desarrollo del Instituto Chileno de Tecnologías Limpias (ITL) al consorcio liderado por Associated Universities Inc. (AUI), integrado por las más importantes universidades de Estados Unidos, universidades públicas y privadas, y empresas chilenas e internacionales.
El ITL promete ser el centro más importante de Latinoamérica en I+D (investigación y desarrollo) de energía solar, hidrógeno verde, minería sustentable y materiales avanzados de litio y otros minerales.
Pero la adjudicación de la subasta al AUI desató polémica, sobre todo en el Congreso y en los sectores académicos que criticaron que se haya dejado afuera a las universidades públicas del armado del ITL. Estas casas de altos estudios participaron, en conjunto, dentro del consorcio Corporación Alta Ley.
Legisladores denunciando irregularidades y favoritismo por las universidades extranjeras en el proceso de selección.
Para responder a las críticas, oportunamente Corfo publicó los justificativos de la asignación.
Explicó que la Comisión Evaluadora del proceso seleccionó la propuesta según los siguientes criterios y subcriterios de evaluación: diagnóstico, plan de desarrollo estratégico, infraestructura y equipamiento, plan de trabajo, presupuesto, participantes, gobernanza, sustentabilidad a largo plazo, y cofinanciamiento.
“Cada ítem se calificó con una nota de 1 a 5, y cada criterio contó con una ponderación definida”, señaló la entidad.
Y precisó: “el resultado de esta evaluación dio como notas finales ponderadas, un 4,5 para AUI; 4,2 para Corporación Alta Ley; y 3,3 para Fundación Chile”.
En octubre del año pasado Dinamarca celebró un Memorando de entendimiento con la Alcaldía de Barranquilla donde se creó un marco de cooperación para el desarrollo de la ciudad con un enfoque especial en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).
Cabe destacar que Dinamarca es un país muy desarrollado en temas de sostenibilidad, biodiverciudades y energías limpias. Entre las empresas de mayor renombre dentro del rubro renovables se encuentra Vestas, una de las mayores productoras de turbinas eólicas del mundo.
Al calor de este acuerdo, el país nórdico dio un paso más en su integración con Colombia. Ayer, el ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Carlos Correa Escaf, firmó un acuerdo similar al de Barranquilla con el Embajador de Dinamarca, Erik Høeg.
El Memorando consiste en cooperaciones para el desarrollo tecnológico y la implementación de proyectos de energía eléctrica con fuentes renovables no convencionales.
“Queremos dejar una hoja de ruta hacia un país carbono neutral al 2050 y cero desforestación al año 2030, la meta establecida en el Plan Nacional de Desarrollo es reducirla en un 30% al 2022”, destacó Correa, luego de la rúbrica.
Por su parte, el embajador europeo resaltó: “La idea es poder hacer transferencia de nuestro ejemplo danés, ayudar a desarrollar los campos donde tenemos conocimiento y políticas que funcionan bien, principalmente en temas de energías renovables, de movilidad y eficiencia energética».
Colombia celebró un acuerdo con Dinamarca para promover las energías renovables y la movilidad eléctrica
La licitación de Barranquilla
Cabe recordar que en estos momentos, la alcaldía de Barranquilla está en proceso de escoger el operador del programa de Energía Renovable de Barranquilla, en el cual se recibieron 14 propuestas dentro de las que hay 28 empresas de siete países.
La convocatoria abierta por Alumbrado Público de Barranquilla (APBAQ) tenía por objeto solicitar la presentación de oferta no vinculante para seleccionar un aliado o tercero estratégico quien se encargará de la formulación, desarrollo, operación, financiación, construcción o instalación de infraestructura de generación de energía fotovoltaica para el desarrollo del programa de eficiencia energética con la implementación de fuentes no convencionales de energía renovables en Barranquilla.
La finalidad era que los oferentes propusieran alternativas y esquemas para el desarrollo del programa, las cuales serán estudiadas por APBAQ en aras de estructurar el proyecto con la participación de los oferentes como aliados o terceros estratégicos según el esquema que para el efecto se determine como el más conveniente.
A los participantes que manifestaron interés se les otorgó la oportunidad de presentar comentarios y observaciones que serán objeto de estudio para estructurar el programa de forma definitiva e iniciar la implementación a partir de este año.
El programa de Energías Renovables que será implementado en la ciudad se divide en dos proyectos. El primero, la generación de energía fotovoltaica a gran escala y el segundo la autogeneración distribuida a pequeña escala.
La implementación de fuentes no convencionales de energías renovables en el Distrito busca cubrir el suministro de energía del alumbrado y proveer soluciones de generación fotovoltaica para las cubiertas de las edificaciones a cargo del Distrito (más de 300 edificios públicos), con el fin de generar la energía para su autoconsumo, entre las que están: hospitales, colegios, parques, organismos de seguridad, mercados y escenarios deportivos, entre otros.
Entre los oferentes estuvieron:
Celsia Colombia S.A. E.S.P. (Colombia)
Omega Alpha Ingeniería de Proyectos S.A. Grupo Istmo Solar S.A (Colombia y Panamá).
Entoria Energy Colombia S.A.S Empresa de Energía de Pereira S.A.S.E.S.P. (Colombia).
Flux Solar Energías Renovables SPA (Chile)
Greenwood Energy S.A.S. E.S.P (Colombia)
Greenyellow (Francia)
Hecate Energy Llc + Recap Solar Colombia SAS (EE.UU. y Suecia)
Central Hidroeléctrica El Edén S.A.S E.S.P, Promotora de Energía Eléctrica de Cartagena S.A.S E.S.P. y Termomorichal S.A.S (Colombia)
Venezolana de Proyectos Integrados Vepica CA Sucursal Colombia, Sol Purpose Development Company LLC, CH4 Services, Ace Consulting & Engineering, LLC Vepica (EE.UU, Curacao)
«A lo mejor son planes que tienen, pero del dicho al hecho hay un gran trecho. Un proyecto de gran escala lleva muchos años de permisos, que de antemano en el último tiempo han estado prácticamente estancados. Por lo que no sé cómo le harían para sobrevenir eso, si ya hay una cola de permisos estancados y luego entrarían los de FONATUR, si se respetara un orden», agregó.
