El acceso universal a energía sostenible y limpia es una de las metas más ambiciosas y principal pilar dentro de la Agenda de Transición Energética aprobada, afirmó el Secretario Nacional de Energía, Dr. Jorge Rivera Staff, quien inauguró el evento virtual.
Rivera Staff, a su vez destacó la participación de los “principales protagonistas de esta Estrategia…damos la bienvenida a todas las autoridades tradicionales de nuestros pueblos indígenas presentes, quienes trabajarán junto a nuestro equipo en el alcance y aumento de la electrificación rural”.
Nuevos sistemas nos ofrecen la oportunidad de promover la equidad social y el desarrollo sostenible a través de políticas socioeconómicas que contribuyan al empoderamiento de las personas, sobre todo de los jóvenes y las mujeres, al no solo llevarles la oportunidad de tener electricidad en sus hogares, sino capacitarles para el cuido y manteamiento de estos equipos, expresó el Dr. Arturo Alarcón, Especialista Senior de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, organismo colaborador de esta iniciativa.
Por su parte, Javier Cuervo, Especialista Líder en Energía del Banco Interamericano de Energía, indicó que “en Panamá existen muchas ventajas naturales en materia de energía y que el país ha dado importantes avances de desarrollo en los últimos años”. Agregó que desde el año 2017, Panamá forma parte de los países con un alto índice de electrificación y por ende de desarrollo humano; sin embargo, su gran reto estará en realizar ajustes en la regulación y financiamiento para ampliar la cobertura energética, enfatizó.
Por otra parte, la Dra. Guadalupe González, Directora de Electricidad de la Secretaria Nacional de Energía, detalló que este taller y los encuentros posteriores nos ayudarán a crear planes energéticos más integrales y equitativos. Añadió que en el área social nos facilitará generar políticas públicas que garanticen la protección social y promover la inserción laboral, especialmente de las mujeres, haciendo referencia al Programa, Nexo: Mujer -Energía.
El Director Ejecutivo de la Oficina de Electrificación Rural- OER, Leonardo Alessandria detalló que hasta hoy se han beneficiado 71 mil panameños con energía eléctrica, y que se ejecutarán otros 672 proyectos en los próximos 4 años, que llevarán “progreso y desarrollo a unos 97 mil panameños… concretamente ubicados en los 300 corregimientos priorizados en el Plan Colmena del Gobierno Nacional”.
Con relación a ello, el Secretario Rivera Staff agregó que el Ministerio de Desarrollo Social, a través del Gabinete Social, en alianza con otras instituciones y sectores de la sociedad ha asumido el reto de contribuir a la transformación del sector energético mediante el mapeo de las comunidades más vulnerables, “lo que facilita la elaboración de estrategias que fortalezcan la capacidad de aprovechamiento de nuestros recursos y sus beneficios”.
El Taller realizado con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) se estructura sobre la base de las triples transiciones: social, económica y energética, que, junto al enfoque de desarrollo humano –clave para la Secretaría Nacional de Energía–, conforman un eje estratégico a la hora de formular políticas públicas.
Durante el encuentro se desarrollaron 2 paneles de especialistas, que analizaron la situación actual, las barreras y oportunidades; en lo que coincidieron como un marco de referencia fundamental para desarrollar la electrificación de las comunidades.
Este encuentro virtual contó con la participación de especialistas del sector energético panameño, inversionistas, autoridades del sector gubernamental, y con una extensa representación de los líderes y autoridades comarcales de nuestro país, quienes aspiran a que continúe un plan sostenido que lleve luz a sus comunidades.
La Asamblea General de Accionistas de Pampa Energía aprobó (con el 99,97% de los votos) la venta de la totalidad de las acciones Clase A de Edenor, representativas del 51% del capital social y votos de dicha sociedad, a Empresa de Energía del Cono Sur S.A. , encontrándose pendiente la aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
EDELCOS tiene por integrantes a los empresarios Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti.
La operación tomó cuerpo a finales de diciembre último y trascendió que el precio de compra de la distribuidora de electricidad fue acordado en U$ 100 millones, de los cuales ya pagó U$ 10 millones. Otros U$ 50 millones deberán pagarse una vez que el Ente Regulador apruebe la operación, y U$ 40 millones serán pagados a un plazo de un año.
Pampa Energía es una empresa que cotiza en Bolsa y Mercados Argentinos y en la Bolsa de Comercio de Nueva York. Por tal motivo, puntualizó que “la operación se realizó cumpliendo las normas de la SEC de los Estados Unidos y de la Comisión Nacional de Valores de Argentina”.
Además, como Edenor es una empresa concesionaria de un servicio público, la operación deberá contar con la aprobación del ENRE como autoridad regulatoria y de control de Edenor.
Pampa Energía describió que tomó la decisión de desprenderse del paquete mayoritario de acciones de Edenor “de manera independiente y basado en su mejor criterio de negocios, sin la intervención de funcionario alguno”. Además, la operación contó con el asesoramiento de prestigiosos bancos internacionales de inversión, indicó.
El valor de la transacción, cuestionado en algunos ámbitos, fue un 25% más alto que el valor de mercado. Actualmente, Edenor tiene un valor aproximado de U$ 167 millones en la bolsa y Pampa vendió el 51% a U$ 100 millones.
Pampa Energía adquirió Edenor en 2005 y es su controlante desde hace 15 años. Durante su gestión se redujo la deuda de la compañía de U$ 500 a U$ 100 millones aproximadamente y se eliminó un juicio millonario que la compañía tenía en el CIADI contra el Estado argentino por más de más de U$ 900 millones.
Pampa refirió que “en estos 15 años, Edenor nunca repartió dividendos a sus accionistas, por lo que nunca retiró ganancias de la compañía, reinvirtiendo absolutamente todos los ingresos en mejoras a la red y recuperando de forma significativa los estándares de servicio”. En 2020, a pesar de las dificultades (por la pandemia del Covid 19), la satisfacción de sus más de 9 millones de usuarios se incrementó hasta un 82,1% de aprobación, destacó.
Esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la expansión de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica y la exploración y producción de gas, con especial énfasis en el desarrollo de sus reservas no convencionales.
En ese sentido, habiendo sido adjudicada en el marco del Plan Gas.Ar con un volumen base de 4,9 millones de metros cúbicos día y un incremento de 1 millón de m3/día en el período invernal durante los próximos 4 años.
Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa remarcó que invertirá U$ 250 millones. A su vez, la compañía destinará U$ 200 millones en el cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada de Barragán.
CAMMESA creo un nuevo informe mensual, una vez cerrada la transacción económica, se elabora un informe del desempeño de las centrales de generación renovable variable (eólicas y solares).
En este, se evalúan:
Evolución histórica, por central y tecnología, de:
– factores de carga [%].
– generación media mensual [MWmed].
– potencia instalada [MW].
– participación de energías renovables variables en el abastecimiento de la demanda [%] (por tecnología).
Proyección de ingresos a 4 meses:
– georeferenciación y detalle de las características principales de las centrales próximas a ingresar.
– generación media esperada, elaborada a partir de las crónicas de generación eólica y solar considerando los parques que ya se encuentran en servicio y aquellos próximos a ingresar de acuerdo con la última información disponible. [MWmed]
Comportamiento diario de la generación en el mes, evidenciando la variabilidad del recurso y performance del equipamiento (por tecnología).
Valores extremos del mes junto con récords históricos: generación instantánea [MW] y media diaria [MWmed] y cubrimiento de la demanda, conjunto y por tecnología. [%]
El secretario de Energía, Darío Martínez, ratificó que el Gobierno está trabajando en la elaboración de un cuadro tarifario “transición”, tanto en gas como en electricidad.
El mismo debe contemplar incrementos sin superar la suba de los salarios, tal como lo ordenó la vicepresidente Cristina Fernández de Kichner, según indicó el funcionario en una conferencia de prensa que brindó durante su visita a Corrientes.
“Hace pocos días la vicepresidenta manifestó que hay que alinear las tarifas a los salarios. No debe la tarifa cada vez consumirte más en términos porcentuales a lo que ganan un argentino y una argentina. No tenés que dejar de consumir otros bienes y servicios para tener que pagar la energía”, indicó Martínez.
Por lo tanto, el funcionario afirmó que están trabajando junto a los entes reguladores (Enargas y ENRE) para elaborar dicho esquema de “transición”. En dichos entes están Federico Bernal y Soledad Manin. Si bien formalmente están en la órbita del Mecon, responden al cristinismo.
Por ahora, no hay ningún porcentaje de aumento confirmado y las primeras versiones indican que, si hay ajuste, se ubicaría muy por debajo de la inflación. La fecha tampoco está confirmada y, de hecho, si se pospone más allá de mayo o abril, será complicado políticamente porque las nuevas facturas llegarían muy cerca de las elecciones.
“Argentina subsidia más del 50% del costo de la energía. No es algo bueno ni malo, lo que sí podemos usar esos subsidios de una manera más eficiente y por eso estamos cruzando bases de datos con todas las áreas del Gobierno. Usar el subsidio de una manera inteligente, por ejemplo, para las actividades productivas que los gobernadores nos digan que quieren promocionar”, señaló.
“Repensar la energía es un proceso que comienza ahora pero nos va a llevar años ir perfeccionándolo. No es estanco, y eso va a aportar no solamente una tarifa más justa, sino a otras áreas del Gobierno poder tener una base de datos importante”, agregó.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, habló también de una “transición” tarifaria para 2021 “para asegurar la rentabilidad de las empresas”, aunque afirmó que trabajarán para “evitar que las subas sean por encima de la inflación”, indicó el miércoles por la noche durante una entrevista en TN.
Guzmán sostuvo que “no se puede continuar aumentando el ratio de subsidios a niveles que impliquen emisión monetaria que presione el tipo de cambio y desestabilice la economía, porque no hay nada más desestabilizante y regresivo para la economía que una brusca devaluación”.
“Si no se reemplazase el cuadro tarifario del Gobierno anterior, tendría que haber un aumento muy grande de tarifas y eso no lo vamos a hacer. Superior al 100% y no sería razonable. Por eso va a ir un cuadro de transición”, afirmó el ministro.
Este 14 de Febrero, se celebra el Día Mundial de la Energía con el objetivo de promover el uso de fuentes alternativas, y disminuir el uso de las energías basadas en combustibles fósiles como el carbón o el petróleo.
El Día Mundial de la Energía debe servir para crear conciencia en la sociedad de la importancia del uso racional de energía y de la obtención de las mismas por fuentes de energías limpias que la naturaleza ofrece como el sol y el agua.
Según las Naciones Unidas, más de un tercio de la población mundial no tiene acceso a las formas avanzadas de energía, y los 30 países más desarrollados del planeta, que representan un 15% de la población total, consumen más del 60% de formas modernas de energía. Se calcula que, aproximadamente, el 80% de la energía se produce a partir de combustibles fósiles, y un 36% de ésta proviene del petróleo. Solo un 2% proviene de energías renovables.
Desde el año 1949 se dedica este día a este tema en todo el mundo, un bien imprescindible para el desarrollo de la sociedad y la buena calidad de vida. Actualmente, están apareciendo nuevas formas de obtener energía renovable y almacenarla.
La energía es imprescindible para el desarrollo y crecimiento de un país, toda la sociedad y calidad de vida depende de ella. En todas las épocas, la energía ha sido centro de la actividad humana; la fuerza misma del hombre fue su fuente principal en la época primitiva, sin embargo, a partir del siglo XXI, más que nunca se depende de la energía.
Según uno de los últimos informes anuales del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), más de un tercio de la población mundial no tiene acceso a las formas avanzadas de energía, y que los 30 países más desarrollados del planeta, que representan un 15% de la población total, consumen más del 60% de estas formas modernas de energía.
Se calcula que, aproximadamente, el 80% de la energía se produce a partir de combustibles fósiles, y un 36% de ésta proviene del petróleo. Solo un 2% proviene de energías renovables.
La generación de energía por fuentes no renovables (petróleo, carbón y gas) hasta el momento ha provocado grandes impactos negativos al medio ambiente y se considera que es la causa de los principales problemas ambientales que aquejan al planeta. La generación de energía no es la única gran fuente de contaminación, pero está directamente relacionada a la provocación de emisiones de gases o efecto invernadero (GEI) vinculados al Cambio Climático.
Pequeñas acciones
Durante este día en diversos países del mundo se realizan eventos donde se imparten charlas sobre ahorro de energía, en países latinoamericanos, como Argentina se cambian bombillos incandescentes por otros más eficientes y de menos consumo energético.
La Unión Europea ha marcado como objetivo que en el año 2020, un 20% de la energía usada sea renovable. En muchos países europeos como Dinamarca o Suecia, se lo han tomado muy en serio y prefieren no depender de las fluctuaciones de los combustibles fósiles para su abastecimiento energético.
En América Latina, los datos indican un cambio de perspectiva de la energía que se produce, casi un 65% proviene de energías renovables, según indica la WWF; además destaca que creció un 270%. El país que lidera esa producción de energía verde es Costa Rica.
Adoptar medidas y hábitos de uso eficiente de la energía en el plano personal y colectivo, y la producción de energías limpias, alternativas renovables no es sólo una cultura o un intento de mejorar el medio ambiente, sino una necesidad a la que el ser humano se debe abocar.
La petrolera YPF finalmente desistió de emitir un bono por 100 millones de dólares para robustecer su caja. EconoJournal informó el jueves pasado que la compañía conducida por Sergio Affronti estaba evaluando aprovechar el impulso del canje para aspirar fondos del mercado, pero en los últimos días tantearon esa posibilidad y el 12% de tasa anual que les pedían les pareció excesivo en este contexto.
Otra de las tres grandes petroleras del país también había estado avanzando en los últimos días para colocar un bono, según confirmaron a EconoJournal fuentes del mercado financiero. Su intención era recaudar entre 250 y 300 millones de dólares, pero la tasa de 12% también operó como un desincentivo. Esta compañía privada estaba dispuesta a convalidar como máximo una tasa de entre 8% y 9% anual.
En estas circunstancias, dos de las tres principales petroleras del mercado optarán por financiarse en pesos en el mercado local bajo la modalidad dollar linked. Los bonos dollar linked son títulos de deuda nominados en dólares, pero con la particularidad de que tanto el pago de intereses como de capital se cancela en pesos. De este modo, el financista se cubre del riesgo cambiario y quien recibe el dinero cancela en pesos indexados por la evolución del dólar.
Luego de la experiencia traumática que atravesó YPF cuando el Banco Central le anticipó que solo le daría el 40% de los dólares necesarios para cancelar su próximo vencimiento de 413 millones de dólares en marzo, situación que obligó a la compañía a avanzar con el canje de deuda, ahora decidió no convalidad una tasa en dólares del 12% (estaba dispuesta a pagar hasta 10%) y aspirará los pesos que haya disponibles en el mercado local.
Al menos por ahora, ni YPF ni la otra gran petrolera que estuvo a punto de emitir deuda colocarán bonos en dólares. Igual seguirán el mercado de cerca para ver si en los próximos meses, tal vez de la mano de una negociación exitosa del gobierno argentino con el FMI, el horizonte se despeja, el riesgo baja y la tasa se ajusta a sus pretensiones.
La recomposición de tarifas de gas avanzó en otra instancia significativa. La secretaría de Energía convocó a una audiencia pública para el 15 de marzo, en la que se debatirán los argumentos para ese posible aumento. El ente regulador (Enargas) ya convocó antes a las empresas para escuchar sus posiciones y sugerir cuál podría ser la postura oficial.
La secretaría de Energía, encabezada por Darío Martínez, llevará una propuesta de ajuste “transitorio”, que reflejará la posición del Gobierno. Federico Bernal, interventor del Enargas, mencionó en charlas con las distribuidoras de gas que quiere un incremento en un rango del 7% al 9%. Esa suba estaría desalineada con los objetivos del ministro de Economía; Martín Guzmán. Para que los subsidios energéticos se mantengan en la misma proporción actual del PBI, se necesita una recomposición en una franja de entre 30% y 40%.
En la audiencia, se determinará qué subsidio pagará el Estado a los productores en el marco del plan Gas. Eso impactaría en la tarifa residencial.
Martínez depende de Guzmán. La posición de Bernal, interventor del Enargas, suele expresar la postura del Instituto Patria, encabezado por la vicepresidente Cristina Fernández de Kirchner.
La recomposición de gas viene, en términos regulatorios, mejor que la de distribución eléctrica (luz). Allí no hubo anuncio de audiencia pública, un paso previo para poder concretar cualquier suba en los servicios.
Las tarifas de gas no se tocan desde abril de 2019. De aplicarse la recomposición en abril, se habrán cumplido dos años de tarifas congeladas. En el medio, el costo de vida (inflación) superó el 100%.
El Gobierno sostiene la convocatoria en que ya tiene anunciado un plan Gas. A través de ese mecanismo, tiene cubierta la demanda de 70 millones de metros cúbicos mensuales. Esa cantidad no alcanza para el invierno, donde habrá que profundizar el abastecimiento de Bolivia y -quizás- la adquisición de gas líquido a través de barcos. No está claro si ese mecanismo, que es muy costoso, será trasladado a tarifas o se hará cargo el Estado nacional, con el consecuente rojo fiscal que genera.
En relación al mismo plan Gas, el Gobierno se comprometió a que los productores reciban US$ 3,50 por cada millón de BTU (la unidad de medida del sector) que le entreguen. Pero tampoco está claro como se conformará esa cifra. A fines de 2020, Martínez dijo que el Estado pagará la diferencia entre lo que pagan los hogares y comercios (a través de las facturas) y lo que esperan percibir las compañías.
A lo que pagan los consumidores por el gas que consumen se lo llama “demanda prioritaria”. En 2020, los productores venían recibiendo US$ 2,20 por millón de BTU en ese concepto. Pero el secretario Martínez adelantó que ese número caerá, es decir que las empresas que entregan gas cobrarán menos en ese concepto.
En la ley de presupuesto, el Gobierno avisó que destinaría $ 63.773 millones para IEASA (la ex Enarsa), para cubrir la diferencia entre el precio de importación del gas -ya sea a través de barcos con GNL o el acuerdo con Bolivia. y el importe con que se despacha ese gas en el mercado interno. También que habrá $ 71.000 millones en subsidios a la producción. Eso va para el plan Gas.
Y otros $ 34.545 millones para subsidiar la “demanda de gas natural”. Esto sería lo que no pueden pagar las distribuidoras con sus propios recursos, y que el Estado subvencionará.
Según tres especialistas consultados, si la recomposición es de un dígito, ninguna de esas erogaciones alcanzará y serán muy superiores.
Durante la administración anterior, se había normalizado el marco normativo que rige el sector, es decir los procesos de selección de interventores (por concurso) y aplicación de los términos de las concesiones.
A fines de 2019, con la asunción de Alberto Fernández como presidente, el Congreso aprobó la ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública” que, entre otras cosas, facultó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir los entes reguladores del gas y la electricidad por un año y a congelar tarifas; habilitándolo, además, a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral o a iniciar una revisión de carácter extraordinario.
Fuente: https://www.clarin.com/economia/gobierno-convoca-audiencias-publicas-definir-aumentos-tarifa-gas_0_XVlVgWyLT.htmlEl Gobierno convoca a audiencias públicas para definir los aumentos en la tarifa de gas (clarin.com)
La compañía Blue Sky, una firma canadiense perteneciente al Grosso Group del empresario minero Joseph Grosso, informó hoy que comenzó en febrero con las primeras perforaciones del plan de exploración en el proyecto de uranio Amarillo Grande, ubicado cerca de la localidad de Valcheta, en la provincia de Río Negro.
Imagen de Blue Sky Uranium Corp.
Se trata de un plan de perforación de circulación inversa de más de 4.500 metros en Amarillos Grandes, un proyecto principalmente de uranio, pero que cuenta también con vanadio, un metal que se utiliza para la producción de acero. La característica principal del proyecto es que el recurso de uranio está alojado cerca de la superficie.
Pandemia
El inicio de la exploración estaba previsto para 2020, pero la pandemia retrasó la actividad. En particular, los trabajos serán sobre las zonas conocidas como Ivana Central e Ivana Norte, donde -según estudios realizados por la compañía entre 2007 y 2012- se encuentra una alta calidad y cantidad de mineralización. Al mismo tiempo, Blue Sky está avanzando en obtener los permisos para comenzar a perforar en Ivana Este, otra zona del proyecto con gran potencialidad de recursos de uranio.
Nikolaos Cacos, presidente y director Ejecutivo de Blue Sky, señaló que «este programa es un paso importante en nuestra estrategia para identificar nuevos recursos de uranio en Ivana y en todo el proyecto«. «La perspectiva sólida y persistente para el uranio proporciona un entorno de apoyo para nuestro trabajo y esperamos un éxito continuo que generará valor adicional en Amarillo Grande«, agregó. La compañía también aumentará en los próximos meses los trabajos de ingeniería y pruebas de procesos para respaldar los estudios técnicos que se realizaron sobre el depósito.
Imagen de Blue Sky Uranium Corp.
Detalles del proyecto
Blue Sky tiene previsto perforar alrededor de 100 pozos en Amarrillo Grande, que en total tiene abarca una superficie de 270.000 hectáreas. Hasta el momento sólo perforó ocho pozos. En 2020 la compañía avanzó en los permisos y los estudios de estimación de recursos y la factibilidad económica. “La mineralización en el depósito Ivana, el más importante del proyecto, tiene características de uranio-vanadio de tipo arenisca y de tipo superficial”, señala el comunicado de la compañía.
Además, indicó que “el proyecto, que incluye otras áreas, es llana, semiárida y accesible durante todo el año, con acceso ferroviario, eléctrico y portuario cercano”. La compañía tiene previsto delinear recursos en múltiples áreas del proyecto y hacer avanzar lo antes posible al nivel de prefactibilidad.
El Grosso Group opera desde 1993 en la Argentina Chile y Paraguay. En el país, además de la filial Blue Sky, también cuenta con las firmas Golden Arrow Resources y Argentina Lithium Energy.
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El estado de Texas, en el suroeste de Estados Unidos, está experimentando las temperaturas más frías en más de 30 años. Algunas regiones en las que normalmente hay un calor desértico, el domingo el termómetro descendió hasta los -18°C, y las condiciones no mejorarán en los próximos días. Esto generó una emergencia para la población texana, a la que se le pidió que permanezca en lugares seguros. E inesperadamente, dejó a los estados del norte de México sin electricidad. El efecto negativo en México Casi cinco millones de clientes de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en los estados de Nuevo León, Coahuila, Tamaulipas y Chihuahua, fronterizos con […]
Panamá organizó una serie de encuentros virtuales para diseñar y promover nuevas políticas públicas en torno al sector energético. Uno de los temas que más preocupación despierta es cómo garantizar a todos los panameños el acceso a este servicio fundamental.
Por eso, la Secretaría Nacional de Energía convocó a todos los interesados en aportar ideas, compartir problemáticas y debatir al respecto a un encuentro virtual denominado: Primer Taller de Trabajo de la Estrategia de Acceso Universal a la Energía.
Aquella actividad forma parte de su Agenda de Transición Energética al año 2030, bajo la cual ya se llevó a cabo exitosamente el Primer Taller de Trabajo de Estrategia de Generación Distribuida y también se agendó para mañana, jueves 18 de febrero, la primera reunión del Consejo Nacional de Transición Energética.
Según el último registro del Gobierno, cerca de 90 mil familias carecen de energía eléctrica en Panamá. Esta cifra busca reducirse significativamente en los próximos años; por ello, esta administración estaría impulsando nuevas iniciativas para que la situación cambie.
Durante su gestión la Dra. Guadalupe González, directora de Electricidad en la Secretaría Nacional de Energía llevaría a cabo un plan fundamentado en 5 objetivos que cumplir para lograr garantizar una cobertura eléctrica total en el país.
Promover la innovación tecnológica dirigida a áreas de difícil acceso
Impulsar tecnologías de energías renovables en áreas rurales
Implementar minirredes para dar acceso a áreas no servidas y no concesionadas
Propiciar el empoderamiento de líderes comunitarios para el manejo de los sistemas de suministro de energía
Fortalecer el nexo mujer-energía
Según detalló esta funcionaria de Gobierno durante un evento organizado por «Capítulo de Panamá – 500 Científicas», las fuentes de generación renovable ayudarían no solo a reducir emisiones y cerrar la brecha energética en el país con la electrificación universal, sino también a empoderar a los usuarios y democratizar la energía.
Visto aquel potencial, la iniciativa privada también ha apostado por llevar energía eléctrica a comunidades indígenas mediante la donación de sistemas fotovoltaicos domiciliarios de tercera generación. Tal es el caso de empresas como Acciona que a través del Proyecto Piloto Luz en Casa Ngäbe-Buglé dió acceso a electricidad a 400 familias.
De allí, es que cobra aún más sentido contar con la participación del sector empresario en el Primer Taller de Trabajo de la Estrategia de Acceso Universal a la Energía, que se transmitirá en vivo por las redes sociales de la Secretaría Nacional de Energía a las 9:00a.m. (GMT-5).
EPM está haciendo los deberes para poder poner en marcha al proyecto hidroeléctrico Ituango (Hidroituango), represa que contará con 2.400 MW una vez finalizada toda la obra.
Ayer dio un paso importante. En un procedimiento que tardó al menos dos horas, desde la plazoleta de entrada hasta el punto fijo de funcionamiento, ingresó el primer transformador de energía a la casa de máquinas del megaproyecto.
“Los transformadores son elementos fundamentales en el sistema de una central como esta de Ituango. La función de estos equipos en la casa de máquinas es elevar el voltaje que entrega la unidad de generación, con este incremento se evita que haya pérdidas de energía en el transporte a grandes distancias desde la central hasta las zonas donde se interconecta al sistema nacional”, precisó Mónica Ruiz Arbeláez, Gerente General (e) de EPM.
La directiva señaló que, según el cronograma de la propia empresa, la represa pondrá en operaciones las dos primeras unidades (de 300 MW cada una) “en el primer semestre de 2022”.
El traslado de los transformadores para la represa Ituango
Potencia en el proyecto
En total son 25 transformadores de potencia los que se ingresarán a la casa de máquinas y que servirán al Proyecto para la operación en su capacidad plena de generación, tres transformadores por cada una de las ocho unidades de generación, y un transformador de reserva para algún mantenimiento correctivo.
Estos transformadores de potencia, con una capacidad nominal de 112 MVA y una tensión de elevación de 18 kV a 500 kV, tendrán la función de transformar la energía producida en las unidades de generación, que luego se conduce a la subestación exterior del proyecto de 500 kV para, desde allí, ser distribuida a todo el país.
Las celdas donde irán ubicados los transformadores de potencia están listas para recibir inicialmente 6 de estos grandes equipos extrapesados, que tienen cada uno una altura de cuatro (4) metros y su peso es de aproximadamente 110 toneladas, incluyendo aceite, cuba, y accesorios.
A través de estos equipos se transformará la energía producida en las unidades 1 y 2, que son las dos primeras unidades de generación de energía de la futura central hidroeléctrica Ituango.
De este modo avanza la recuperación del proyecto, una obra que suministrará el 17% de la energía que Colombia necesita para seguir creciendo.
La Secretaría de Energía de la Nación puso en marcha un plan de quince millones de dólares con el objetivo de resolver el problema de abastecimiento eléctrico en el sur del país. Esto ahorraría costos millonarios que pueden alcanzar los USD 300.000.000.
La obra trata de restaurar operativamente la línea de transmisión desde Futaleufú hasta Puerto Madryn, dado que a mitad del año pasado se destruyeron más de cincuenta torres de líneas de alta tensión (colapsaron casi el total de ellas) debido al “efecto galloping”, consecuencia de las grandes nevadas y vientos constantes que se registran en la Patagonia.
Esto evitó la inyección de Futaleufú de la generación hidroeléctrica sobre las líneas de 330 kV a su principal consumidor en Puerto Madryn y se debió reemplazar dicha generación renovable por energía proveniente de centrales térmicas, que utilizan mayoría de combustibles fósiles.
Según el comunicado que brindó la Secretaría de Energía, “la obra recuperará la capacidad de transporte, brindará estabilidad en la provisión del servicio a gran parte de la Patagonia, e incrementará la capacidad de generación disponible”.
Esta problemática se suma a la dificultad para despachar energía eólica del sur por problemas de congestión en las redes de transporte. Sin embargo, cabe destacar que se respeta la prioridad de despacho de energía proveniente de fuentes renovables salvo que ponga en riesgo la operatividad del sistema. En ese caso se restringe esa operación por algunas horas.
De todas maneras, este inconveniente de la congestión en el sur se da también por la falta de capacidad de transporte, debido a que existen transformadores saturados, además de que no se realizaron líneas de transmisión ni se instalaron algunos transformadores. Y Como consecuencia se generan provoca cuellos de botella de inyección de potencia por parte de las renovables.
Por ejemplo, días atrás CarlosPereyra, Director Ejecutivo de la Agencia de Inversiones de Neuquén, comentó en una entrevista a EnergíaEstratégica que desde el sur tienen el inconveniente del embudo que se produce en Bahía Blanca.
Otras de las alternativas a la resolución del problema surge a través de la puesta en escena de la demanda local y el desarrollo en la misma región, ya que a menudo la oferta de energía está en diferente sitio a la demanda de la misma.
Por otra parte, especialistas también proponen la iniciativa de construcción de más líneas de transmisión. Y de hecho hacen hincapié en que tiempo se cancelaron proyectos de construcción de aproximadamente 3000 kilómetros de líneas por la situación macroeconómica que atravesó el país.
Esto significó que, tras licitaciones de proyectos renovables, se excedieron los límites de lo que podía transportarse, y al no concretarse la obra pública, entonces muchos proyectos quedaron cancelados.
El propio Carlos Pereyra afirmó que “con una inversión en líneas, podría abrirse más la posibilidad de atraer nuevas inversiones en energía”.
Chile es uno de los países de Latinoamérica que más rápido avanza en la incorporación de energías renovables no convencionales (ERNC).
En grandes proyectos, el país espera que en los próximos dos años ingresen en operación unos 165 emprendimeintos por más de 6.000 MW, especialmente de energía eólica y solar fotovoltaica.
En emprendimientos menores, hace algunos días se reglamentó la Ley de Eficiencia Energética y el Gobierno evalúa impulsar un nuevo marco regulatorio para la autogeneración de energía a través de fuentes renovables, que haga más atractiva a la Generación Distribuida.
En ese marco es que Acröp se está volcando hacia las renovables. El Ingeniero Civil Industrial, Daniel Villagra Salas, Gerente General de la firma, cuenta a Energía Estratégica las aspiraciones de la compañía.
¿Qué tipo de trabajos realiza Acröp en Chile para proyectos de energías renovables?
Somos una pequeña empresa con grandes aspiraciones, por lo cual a la fecha hemos apoyado en la realización de pequeñas instalaciones de generaciones fotovoltaicas domiciliarias, de hasta 6 kWp.
Además hemos incursionado en la fabricación de elementos de señalización vial entre otra sobre bases de energía fotovoltaica, todo esto dado que en los últimos años nos hemos dedicado a la ejecución de obras civiles y diversos trabajos en el sector público y privado con el fin de capitalizar lo suficiente para contar con recursos frescos y el tiempo para desarrollar proyectos propios con algún grado de innovación o un concepto más accesible a pequeños usuarios residenciales de tal forma sean más rentables tanto para el cliente como para la empresa.
Es decir, en resumen, actualmente estamos en una etapa muy fuerte de estudio y reformulación de nuestro modelo de negocios.
¿En cuántos emprendimientos ha participado, ya sea en ingeniería o en construcción de obras?
Nuestra empresa es nueva en lo que se refiere a comienzo de ejecución de obras de manera formal, ya que partimos a comienzos de año 2019 con demoliciones de gran envergadura como fue la demolición de un tramo del peaje Angostura en Santiago de Chile para el proyecto FREE FLOW de la ruta 5. Nuestro cliente fue FERROVIAL AGROMAN S.A.; el reacondicionamiento de un puente colgante a 3000 msnm, para el Ministerio de Obras Públicas, construcciones varias de cierres en albañilería reforzada, construcción de infraestructura vial, entre otros relacionado que nos da alrededor de 30 proyectos de ingeniería y construcción de distinta envergadura.
¿Qué expectativas tienen para los próximos dos años?
Nuestra expectativa dentro de los próximos dos años es tener un área de negocios de dedicación exclusiva en materia de techos solares (on grid u off grid), ya sean estos residenciales o comerciales de baja potencia y de «bajo costo» para los usuarios, escalables en el tiempo si el cliente así lo requiere.
Un nicho aún no explotado con una escala macro y masiva por lo menos en Santiago de Chile el cual tiene un gran potencial solar durante gran parte del año.
¿Se trata de una tendencia que continuará durante los próximos años?
Sí, claro que sí. Es una inercia que no se detendrá; todo lo contrario, será un aluvión de energías renovables, ya sean desde la fotovoltaica, grandes térmicas o geotérmicas, grandes eólicas y el presente hidrógeno verde que está tomando mayor fuerza este año en Latinoamérica.
¿De qué dependerá?
Pienso que dependerá por una buena parte que se concreten o mantengan buenos avances los 165 grandes proyectos renovables en construcción, considerando los actuales escenarios de pandemia, lo que implica si esta variable y la productividad de los grandes consorcios que están trabajando actualmente en todas las ERNC se vea en términos positivos y que las importaciones logren una estabilidad para que podamos tener productos nuevos «frescos» con nuevas tecnologías y a un costo competitivo podremos las pequeñas empresa y los grandes proyectos tener una oportunidad de entregar energías renovables con altos niveles de «rentabilidad» en todo el sentido de la palabra.
Por último todas aquellas nuevas políticas de estado que incentiven el desarrollo y financiamiento de proyecto en distintas áreas de las renovables.
Llega una nueva edición del Programa Ejecutivo en Proyectos Sustentables y Energías Renovables. Un curso online del Centro de Sustentabilidad – CeSus- que inicia en el mes de abril.
Con esta oferta, el CeSus busca capacitar en temas relativos a las energías renovables no sólo a actores del sector privado como empresarios, colaboradores y emprendedores, sino también a funcionarios públicos, por su vocación de centro de formación y asesoría en sustentabilidad para Gobiernos locales.
Por eso, está abierto a profesionales de toda Latinoamérica; de hecho, este Programa Ejecutivo, tanto en la primera edición como en la segunda, ha contado con la presencia de profesionales de Argentina, México, Perú y Colombia, dispuestos a aprender sobre las particularidades de proyectos sustentables en los distintos mercados de la región.
“En la actualidad, resulta esencial que técnicos y profesionales sumen a sus capacidades académicas y experiencias profesionales, las fortalezas necesarias para desplegar estos nuevos procesos”.
“En este caso, como las clases son participativas, las diferentes experiencias y desarrollo de docentes y alumnos en los distintos países, enriquecen mucho”, introdujo a este medio el Lic. Gustavo Roldán, uno de los docentes a cargo de impartir el contenido de la cursada.
Visto el interés despertado en distintas latitudes, esta edición además de incluir particularidades del mercado argentino, abordará con especial atención las alternativas viables en Chile y Brasil.
Ahora bien, en líneas generales, los interesados en inscribirse en este Programa Ejecutivo conocerán 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.
“Siendo el financiamiento un vector clave para el desarrollo de los proyectos, sobre todo en Argentina, estamos muy atentos a las distintas fuentes de financiación internacional disponibles”.
“Queremos que los participantes tengan la posibilidad de vincular el proyecto que desarrollen con algún programa internacional de financiación. Para nosotros sería el mayor premio y lo mejor es que depende de la calidad del proyecto que los participantes logren desarrollar”, concluyó el docente.
Visite este link para conocer en profundidad el programa, costos y posibilidades de becas.
Una severa crisis energética se está desarrollando desde el lunes en los estados del centro y sur de Estados Unidos. Las temperaturas bajo cero afectan el funcionamiento de los parques de generación eléctrica e imposibilitan la producción de hidrocarburos. Texas es el estado más golpeado: enfrenta una crisis de abastecimiento eléctrico sin precedentes. La producción de hidrocarburos se desplomó hasta los mínimos registrados a inicios de la declaración de la pandemia de la Covid-19.
La crisis también repercute en México. Los envíos de gas desde Texas disminuyeron por problemas con los gasoductos y las usinas térmicas se quedaron sin fluido. La situación derivó en cortes de luz que el lunes afectaron a casi cinco millones de personas en el norte del país.
Frío polar y alta demanda de energía
Estados Unidos registra temperaturas inusuales y récord desde el último fin de semana. Un sistema de alta presión proveniente del círculo polar ártico generó las condiciones de formación de una tormenta invernal que está abarcando la mayor parte del país, con las temperaturas más bajas registradas en la región central y sur. El Servicio Meteorológico Nacional informó el lunes que al menos 150 millones de ciudadanos se encontraban bajo nieve o avisos de precaución.
Ciudades en Texas, Oklahoma, Arkansas, Louisiana y Kansas registraron temperaturas históricas, la mayoría muy por debajo de 0°C. Producto del frío creció la demanda de energía y los precios internos reaccionaron con grandes alzas. El domingo en Texas se estableció un nuevo récord histórico de 69.150 MW de demanda eléctrica. ERCOT, la operadora independiente de la red de transmisión en el estado, había previsto un pico de demanda estacional de 57.699 MW, con un escenario “de demanda extrema” de 67.208. La realidad superó todas las estimaciones.
“Pozos congelados”
Las temperaturas extremadamente bajas impactaron de lleno en los niveles de extracción de petróleo y de gas. Entre el lunes y el martes la producción de crudo en todo el país se redujo en 3.5 millones de barriles diarios, casi un tercio de la producción normal. El Departamento de Energía informó que el golpe a la producción de gas en la región central sur implica una reducción del 7% de la producción nacional.
Lo mismo ocurre con las refinadoras de crudo, impactando en el 19% de la capacidad nacional. No se registraban semejantes caídas desde los inicios de la pandemia y las restricciones impuestas a la actividad económica por motivos sanitarios.
La operación en los pozos de gas y de petróleo se tornó imposible. “Nuestros proveedores de gas natural están experimentando congelamiento en pozos de gas debido a la duración del frío extremo”, explicaba Texas Gas Service en una nota a sus clientes. Las temperaturas son tan bajas que congelan el petróleo y el gas líquidos en la cabeza de los pozos y en los gasoductos sobre el terreno. La nieve también dificulta el acceso y la escasez de energía eléctrica impide bombear el gas a tierra. Los equipos tampoco están preparados para operar en condiciones tan excepcionales.
La producción nacional se vio particularmente afectada por la situación en Texas, que concentra el 20% de la producción de gas y el 40% de petróleo. S&P Global Platts estimó que la producción de gas cayó el lunes a un nivel de entre 12 y 17 mil millones de pies cúbicos diarios, cuando la producción era de 24 mil millones diarios a principios de mes. Por el lado del petróleo, la producción de shale oil en la formación Permian (el principal reservorio productor de EE.UU.) se desplomó hasta un 65%, según informó la agencia Bloomberg.
Con la caída de la producción y temiendo que las usinas termoeléctricas agoten sus stocks de gas desde el gobierno de Texas pidieron a las terminales de gas natural licuado reducir sus operaciones hasta que se normalice la situación. Esa solicitud (la primera en la historia del estado) es sintomática de los problemas de abastecimiento que existen: los flujos de gas hacia las terminales exportadoras ya habían sido recortados por la mitad en los siete días previos, debido a dificultades técnicas provocadas por el frío.
Colapso en la generación de electricidad
No hay dudas de que el foco de mayor atención de las autoridades federales esta puesto en las dificultades para restituir y garantizar el servicio eléctrico a millones de estadounidenses. La particularidad del problema es que Estados Unidos esta dividida en varias áreas de transmisión, poco interconectadas entre sí. Southwest Power Pool (SPP), que opera completamente en Kansas y Oklahoma y en partes de otros 12 estados en el centro del país (la región más golpeada por la tormenta en estos días), tuvo que ordenar cortes rotativos del servicio el lunes y el martes por falta de generación eléctrica.
Sin embargo, la situación sigue siendo absolutamente crítica en Texas, con más de 2.800.000 clientes sin servicio en la madrugada de este miércoles. ERCOT, que monopoliza el 90% de la transmisión eléctrica en el estado, lleva pidiendo a las distribuidoras interrupciones rotativas del servicio desde el lunes a la madrugada. El problema central también esta en el parque generador, aunque es mucho más severo que en SPP. En el peor momento del lunes, ERCOT registró 34 GW de capacidad de generación fuera de servicio, sobre un parque total de algo más de 80 GW instalados. Ayer informó que el déficit de generación se redujo a 31 GW.
El parque térmico de gas, que representa la mitad de todo el parque de generación, presenta los mayores problemas, con dificultades técnicas para habilitar la llegada del fluido a través de los gasoductos. Por otro lado, el parque eólico tampoco respondió al nivel de generación previsto: casi la mitad de los aerogeneradores no pudieron funcionar debido al congelamiento de las aspas. Como el frío hace difícil el restablecimiento rápido del parque generador y la capacidad para importar electricidad desde otras áreas es cercana a nula, el operador de la red no tuvo otra opción que seguir desprendiendo carga a lo largo de estos días, incrementando el número y la duración de los cortes de luz.
Otro elemento que conspiró en contra de ERCOT es el diseño mismo del mercado eléctrico local, en el que se paga a los generadores solo cuando producen y no por estar disponibles para hacerlo. Esto lleva a que la red disponga de márgenes de reserva estructuralmente bajos, una característica que se transformó en un problema en este episodio climático.
BVS Technology Solutions es una empresa 100% argentina, creada en 2003 y destinada a brindar soluciones tecnológicas, desde el diseño hasta el soporte, dentro del marco que genera la convergencia digital. A lo largo de su historia, BVS fue consolidando alianzas con socios estratégicos que son líderes mundiales en el diseño y la fabricación de servicios de tecnología. Es así como en la actualidad cuenta con el nivel de partner gold habilitado por la marca Cisco, líder a nivel mundial en la fabricación de equipamiento de telecomunicaciones y diversas tecnologías. Adicionalmente, BVS es partner certificado ante Dell EMC, uno de los mayores desarrolladores de equipamiento informático del planeta.
JUAN LORENZO, DIRECTOR COMERCIAL DE BVS
En sus inicios, la empresa se volcó a brindar sus servicios en el negocio del broadcasting y los medios de comunicación. Pero en los últimos años inició un proceso de diversificación de su cartera de clientes y comenzó a generar soluciones para otros mercados, entre los que figuran el de Oil & Gas y la minería. A su vez, llevó adelante un proceso de expansión regional y actualmente tiene presencia en Chile, Uruguay y Paraguay. «Nos dimos de cuenta que nos estaba faltando una visión 360º del negocio y por eso sumamos al equipo personas con mucho conocimiento del mercado energético. Eso nos permitió tener la visión del otro lado del mostrador y de esa manera generar una oferta mucho más amplia», señala a TRAMA Juan Lorenzo, director comercial de BVS.
Las restricciones que impuso la pandemia de coronavirus profundizaron la sinergia entre BVS y sus clientes, y en el caso específico del sector energético, las empresas se vieron necesitadas de recurrir a soluciones que garantizaran el trabajo a distancia y la operación de yacimientos, facilities y plantas de forma remota. «Ayudamos al trabajador remoto que está en un campo o en una refinería para que pueda maximizar su control dentro de su lugar de trabajo. Hay un montón de herramientas de soporte tecnológico que hoy están a la mano de cada uno para poder realizar la operación de manera más productiva y más segura. Eso es lo importante que tiene este mercado: cómo proteger el activo humano ante cualquier accidente y ahora le sumamos las restricciones que impone el COVID-19», indica el directivo.
¿Cuáles son los mayores desafíos que hoy les plantea el sector de Oil & Gas a la hora de ofrecer soluciones a los clientes?
Las condiciones que impone la nueva normalidad llevan a que el trabajador esté alejado de lo que era su habitual lugar de trabajo. Por lo tanto, hay que ayudarlo dándole el mayor soporte. Ahí hay una complejidad que hay que empezar a trabajar con distintas herramientas. Nuestro gran desafío es poder reducir la complejidad con dispositivos de asistencia remota. Por ejemplo, generar dispositivos de seguridad que permitan localizar a una persona que se está moviendo por lugares peligrosos, que estén cercanos a un horno del que deben estar a una distancia mínima de cinco metros. Hoy la persona tiene un manual que le dice que no puede estar a menos de esa distancia. Pero yo lo puedo hacer a nivel tecnología. Entonces me olvido del manual y me olvido del factor humano, y con eso puedo evitar un montón de accidentes. A su vez, si llegara a producirse uno, con nuestras soluciones puedo saber si hay personas dentro de una mina o dentro de un pozo y actuar en consecuencia.
Teniendo en cuenta que la tecnología avanzó muchísimo en los últimos años, ¿a la industria energética y minera le falta incorporar tecnología disponible o el desafío pasa por utilizar la tecnología con la que ya cuenta y encontrar nuevas soluciones?
La industria energética y la minera no son de los sectores que más tecnología han incorporado, pero tampoco están entre los que menos lo han hecho. Se encuentran en un lugar intermedio. Yo diría que la tienen presente, pero no adoptada en un 100%. Y por otro lado, surgen restricciones para la adopción de esa tecnología relacionadas con reglamentaciones que se dan en nuestro país. Hablo, por ejemplo, del rol que tienen los sindicatos y donde empieza a jugarse un tema que roza lo legal-sindical. Es una cuestión compleja que hay que ir trabajando fuertemente para demostrarles que las tecnologías no son para controlar a las personas sino para que no tengan accidentes. Cuando logamos demostrar los beneficios, ahí comienzan a adoptar la tecnología de manera más consciente. Creo que esa parte es la que hay que empezar a trabajar y que hace que se demoren más las decisiones. Pero cuando podemos hacer las demostraciones y ven el valor agregado que aportan estas tecnologías, enseguida se abren los caminos. Todavía está costando un poco. El tema del COVID-19 ayudó muchísimo a vencer esas resistencias. La adopción de tecnología hizo que se aceleraran los procesos y que quizás lo que estaba previsto hacer en tres años se haya hecho en uno.
¿En qué aspectos ven que se aceleró ese proceso?
Lo vemos fundamentalmente en los indicadores de venta. Ahí observamos que veníamos vendiendo a un ritmo y que de golpe ese ritmo se triplicó. Lo vemos también en la demanda de notebooks para manejarse de forma remota. Tengamos en cuenta que al prncipio de la pandemia atravesamos un período de dos o tres meses en los que nadie sabía qué iba a pasar. Pero desde hace un tiempo comenzó a activarse y aparece una demanda adicional por las condiciones que impone la nueva normalidad. A nivel mundial, se produjo una aceleración de cinco años en uno en los procesos de incorporación de tecnología. Es posible que acá el ritmo sea más lento, pero claramente estamos notando que es un dos en uno o un tres en uno.
De toda la gama de soluciones que ofrece BVS, ¿cuáles son las que generan una sinergia perfecta con la industria petrolera o minera?
Creo que lo principal pasa por el tema de la seguridad. A partir de las condiciones que impuso la pandemia, una planta de recursos pasó a estar mucho más distribuida y ahí el tema de la seguridad se volvió mucho más crítico. Antes de la pandemia estaba todo más concentrado. Esto es como si en una casa antes había una sola puerta de entrada y de pronto pasa a tener distintas puertas. Esta nueva normalidad hizo que la seguridad pase a tener un rol mucho más protagónico en todo el mundo del Oil & Gas. Y además, con la conexión IT, ahora se logra tener monitoreadas cuestiones que antes no lo estaban, como válvulas, medidores y hasta personas. Cuando se comienza a conectar todo a la red, el tema de la seguridad pasa a ser preponderante y lleva a una situación en la que todos tienen que hacer. La solución tiene que ser una protección de punta a punta. Para eso estamos muy apoyados en la marca Cisco. Ellos tienen un programa que se llama Talos, con el cual todos los elementos que se conectan en la red del cliente permiten detectar el error que se produzca en cualquier lugar del planeta en tiempo real. Otro servicio que estamos empezando a trabajar con la industria del Oil & Gas y la minería tiene que ver con el almacenamiento. Eso nos obligó a acelerar los procesos de oferta de modelos. Por la pandemia había una necesidad muy grande de las empresas y comenzamos a armar ofertas financieras, donde les vendíamos los servicios por gigabites. Si el cliente necesitaba 6 gigas, nosotros le armábamos el equipo que necesitaba para cumplir con esa demanda. Y después, a medida que iba necesitando mayor capacidad, íbamos aumentando la cantidad de gigas. Fuimos adaptándonos y actuando rápido para poder ofertar un servicio desde el día uno de la pandemia y a partir de ahí generar un círculo virtuoso.
SOLUCIONES A MEDIDA
Al ser Partner Gold de Cisco, BVS ofrece la solución Cisco Power Iaas, que implica la provisión como servicio tanto de la infraestructura de base como de los sistemas de almacenamiento, routers, firewalls y servidores, sobre los cuales los clientes pueden montar sus aplicaciones y servicios. Dentro del mercado de soluciones tecnológicas, BVS tiene la particularidad de ofrecer una capacidad computacional con escalabilidad bajo demanda, en un esquema de pago por uso mensual y en pesos. De este modo, el cliente puede alquilar capacidad e infraestructura en el momento en que lo necesite, sin invertir en la compra de equipos y sistemas de almacenamiento, y despreocupándose, al mismo tiempo, de la conectividad y seguridad física de los equipos.
Para desarrollar todas estas soluciones, BVS cuenta con un staff de más de 100 profesionales. «Encaramos el negocio a partir de tres pilares: estar cerca del cliente, ser flexibles y tener una ingeniería de alto nivel», indica Lorenzo. «Contamos con un equipo muy robusto, tanto en lo comercial como en ingeniería. Las dos áreas tienen que ser muy sólidas para que se retroalimenten. Esas fueron las claves para que en cuatro años ganáramos los premios al mejor partner, algo que nunca había sucedido en la historia de los partner de Cisco. Desde ese lugar fuimos incorporando otros mercados y empezamos a expandirnos hacia otros países. Abrimos BVS en Chile, Paraguay y Uruguay. En Chile estamos triplicando la inversión para tener una presencia regional cada vez más fuerte», completa.
En un año tan marcado por los condicionantes que provocó la pandemia, ¿qué respuestas pudieron dar a sus clientes?
La conclusión que sacamos en 2020 es que logramos actuar rápidamente ante los nuevos desafíos que planteó la pandemia. Pudimos estar cerca de los clientes, ayudándolos en las urgencias y en las estrategias a largo plazo. En eso fue importante sentarnos con ellos, porque quizás no contaban con el respaldo financiero para llevar adelante las inversiones tecnológicas necesarias, pero fuimos diseñando soluciones a medida para salir de la urgencia y al mismo tiempo seguir trabajando junto con ellos en una estrategia a largo plazo. Eso es algo que me deja muy conforme con respecto a este año a la hora de trazar un balance. Veo que fuimos muy exitosos en esta adaptación que hicimos con los clientes.
Schneider Electric es una empresa líder a nivel global en la gestión de la energía y la automatización. En los últimos años se ha especializado también en la digitalización de las operaciones en pozo en la industria del Oil & Gas. La transición energética hacia la reducción de las emisiones de carbono y los efectos colaterales que generó la pandemia obligaron a las operadoras a acelerar los procesos de digitalización y Schneider se ubica a la vanguardia a la hora de ofrecer este tipo de soluciones. A través de una videoconferencia desde Porto Alegre, TRAMA dialogó con Luis Felipe Kessler, vicepresidente de la compañía en el Upstream para Latinoamérica y el Caribe. El directivo considera que por el potencial gasífero que ofrece Vaca Muerta, Argentina cuenta con el combustible que liderará la transición y puede convertirse en el principal productor de la región. Pero justamente entiende que para eso es necesario adoptar cuanto antes la tecnología adecuada que haga sustentables y competitivos los proyectos.
LUIS FELIPE KESSLER, VP DE SCHNEIDER ELECTRIC
¿Cómo observan desde Schneider el proceso que se está dando con la transición energética?
En los próximos años, la transición energética va a ser muy evidente. Tiene que ver con la reducción del uso de fuel oil y la transición hacia las energías renovables, fundamentalmente eólicas y fotovoltaicas. Pero también vemos que en el pasaje hacia las renovables en forma plena, el gas va a ser el combustible de la transición. Hay muchos actores importantes que empiezan a presionar por ese cambio. Primero están los inversionistas. Cada vez se hace más difícil conseguir financiamiento para proyectos que no son limpios. En lo que tiene que ver con los mercados, observamos que va a haber mucho más incentivo a buscar el gas que el petróleo y de intentar mover la economía con el gas. Este es un dato importante para Argentina con Vaca Muerta. También vemos que en el caso de los empleados es cada vez más difícil convencer a un talento nuevo para convocarlo a un proyecto de Oil & Gas.
Y en ese camino de transición, ¿qué soluciones está ofreciéndoles Schneider a sus clientes?
Nosotros presentamos soluciones a nuestros clientes considerando tres objetivos: ahorrar energía, electrificar y descarbonizar. A partir de esos pilares, nos encargamos con nuestros expertos de ofrecer un porfolio completo de transparencia desde el punto de medición hasta la nube. Damos soluciones para medir y reducir el uso de energía, producir más con menos y empezar el cambio hacia la digitalización y la operación remota, reduciendo la cantidad de gente en el campo, lo que mejora tanto la parte de sustentabilidad como la de seguridad. Para todo esto tenemos un área de servicios de sustentabilidad que ayuda al cliente a medir a cuánto estamos en términos de sustentabilidad. Por ejemplo, si un cliente opera con una planta en Vaca Muerta, se puede medir la emisión de carbono y a partir de ahí trazar un plan de reducción. También nos encargamos de cuestiones más disruptivas, como cambiar procesos que históricamente son hechos con fuel oil o con gas. Las bombas de profundidad que se usan mucho a gas pasan a estar electrificadas. Claro que ahí hay que tomar un cuidado muy importante. Cuando se electrifica el proceso, hay que pensar a qué energía se está acudiendo para esa electricidad. Tiene que ser energía limpia. Vamos a ver cada vez más plantas electrovoltaicas en los campos onshore. Cada vez más la energía tiene que ser eólica o foltovoltaica o hidroeléctrica. Tenemos que proveer energía limpia y así se puede electrificar el campo a lo máximo que se quiera, porque estará contribuyendo fuertemente a la reducción de dióxido de carbono.
¿Qué cambios de estrategias ven que están llevando adelante las petroleras a partir de las nuevas condiciones que impuso la pandemia?
Vemos que en el mundo del petróleo hay cuatro tendencias. La primera tiene que ver con las condiciones actuales del precio del petróleo y todas las crisis que pasamos desde principios de 2020. Vemos que las compañías están protegiendo al máximo el cash para retomar las inversiones cuando las condiciones mejoren. La segunda es la transformación digital, que es inevitable y que se aceleró con el coronavirus. Se empiezan a implementar estrategias para tener menos gente en el campo, por una cuestión de dificultad de acceso y también de seguridad y del costo de operación que va a tener que ser mucho menor. Para esto la digitalización es clave y a su vez está muy vinculada con la transición energética, que es la tercera tendencia y que se aceleró a partir de la pandemia. El cuatro desafío es la fuerza laboral, que cambió notablemente. La gente que hoy está entrando al mercado del Oil & Gas no conoce otra forma de trabajo que no sea el monitoreo remoto. Cuando uno le dice que tiene que hacer un Excel o una planilla para una fiscalización, se siente un poco aburrido. El tipo de trabajo que prefiere es que se pueda conectar directamente con su iPad o su iPhone, y tiene la información del equipamiento y hace lo que tiene que hacer.
Al inicio destacaba que en este período de transición energética va a haber más incentivos para buscar el gas que el petróleo. Teniendo en cuenta las enormes reservas que contiene Vaca Muerta en gas, ¿cree que a la Argentina se le abre una ventana de oportunidad superior al resto de la región?
Hay dos cosas a considerar. En el corto plazo tenemos un problema de rentabilidad. Hoy un proyecto en Vaca Muerta, comparado con Permian (Estados Unidos), está mucho más complicado de monetizar rápidamente. Pero a mediano plazo, veo a Argentina como un gran actor, porque va a ser el mayor proveedor de gas de la región. Brasil tiene gas en las aguas profundas, pero el costo de sacarlo es muy alto. Por lo tanto, Argentina puede ser un actor proveedor de gas tanto para Chile como para Brasil. Si adopta rápidamente la tecnología, como lo ha hecho la gente de Permian, Argentina puede ser competitiva globalmente. Una cuestión que sufrimos en América Latina es que nuestros costos son más elevados, tenemos dificultad de que la tecnología avance con rapidez. Pero en la industria del gas, sin dudas, Argentina va a ser un actor muy importante en los próximos años. Tiene las reservas y no hay limitaciones porque la tecnología está disponible. Solamente tiene que acelerar los procesos para acceder lo antes posible a operaciones remotas y proyectos de sustentabilidad que le permitan ganar en competitividad y consecuentemente en desarrollo.
TIEMPO DE INTEGRACIÓN Y EXPANSIÓN
A partir de la alianza y compra de otras empresas, Schneider amplió la oferta a sus clientes con soluciones cada vez más integrales. Por ejemplo, junto con la empresa McDermott está desarrollando diseños de plantas en el upstreampara reducir las emisiones de gases en más del 70% y con un aumento mínimo de costos durante la vida útil del campo. A su vez, a partir de la compra de Aveva, una empresa de software líder a nivel mundial, Shcneider ofrece soluciones de hardware y software convergentes. «Esta integración le permite al cliente tomar decisiones de manera mucho más rápida porque posee toda la información en tiempo real. Cuando se construye esa inteligencia de datos, debajo de eso permite tener una capacidad de gerenciamiento y optimización de todo el proyecto. A la vez, permite comparar con lo que se había proyectado, con lo que era esperado de cada equipamiento. Muchas veces sucede que en un mismo campo hay pozos que rinden mucho mejor que otros. Entonces esto brinda información para hacer los ajustes que sean necesarios. Esto hoy va a cambiar mucho la forma de integración del proyecto», asegura Kessler.
¿Les aumentó la demanda de estos procesos de digitalización a partir de la pandemia?
Sí, claramente. El sector del Oil & Gas fue el primero que se automatizó. No hay una planta que no esté bien automatizada. Desde 2018 hubo una tendencia natural a empezar a incursionar en proyectos de digitalización y control remoto, pero la pandemia aceleró enormemente esta tendencia, ante la imposibilidad de enviar gente al campo. Eso obligó a hacer cosas de manera remota. Nosotros hicimos servicios remotos, validación de proyectos de equipos en nuestra fábrica con el cliente remoto. Dos años atrás esto era inaceptable por el cliente, que quería ver todo en persona. Hoy comprende que es igual. Con dos cámaras y un software tiene acceso a lo mismo que si estuviera en el lugar. Creo que en el futuro vamos a hacer mucho de este tipo de inspecciones visuales. Otra cosa que se hace son inspecciones con drones, con inteligencia artificial, para detectar vaciamientos, corrosiones. Con los equipos de Schneider ya está disponible el acceso virtual. Con un software, desde el iPad o el iPhone se pueden monitorear las tendencias térmicas de los equipos. Esto lo estamos haciendo con muchos clientes.
¿Esta situación de la industria del Oil & Gas que demandan estos servicios de digitalización le permitió a Schneider atravesar mejor la pandemia que el promedio de lo que fue el sector?
Si vemos cómo está la situación de Schneider hoy, tuvimos una performance globalmente muy buena. Lo que vemos es que en el futuro próximo, como contamos con esta herramienta disponible, tenemos la capacidad de estar al frente con respecto a muchas empresas de la competencia en lo que tiene que ver con los procesos de digitalización. Se ha avanzado muy rápido. Hemos pasado muy bien la pandemia y vemos un futuro muy bueno para la compañía. Estamos muy presentes en todos los países en lo que tiene que ver con la provisión de sistemas eléctricos, automación y los servicios. Tenemos proximidad con la planta del cliente para responder lo más rápido posible. Pero, además de eso, tenemos un avance muy importante en lo que es la digitalización y sustentabilidad. Esos dos aspectos nos permiten ser hoy una empresa que tiene una muy buena posición para ayudar al cliente en esta transición, que va a ser muy rápida. Creo que la pandemia aceleró los procesos. Por ejemplo, en Vaca Muerta vamos a ver en muy corto plazo plantas solares alimentando plantas onshore de gas y petróleo. El mix hay que hacerlo lo antes posible, porque el resultado de sustentabilidad, junto con el resultado económico, van a estar muy asociados.
Un trotamundos que la pandemia confinó a su hogar
Luis Felipe Kessler lleva más de 20 años en Schneider Electric. Durante ese tiempo desempeñó funciones en los diferentes lugares del mundo en los que la compañía tiene presencia. Pero a partir de la integración con Areva pasó a desempeñarse como máximo responsable del negocio del upstreamen América Latina y el Caribe. Como a muchos ciudadanos de todo el mundo, la aparición del coronavirus le modificó radicalmente su modo de trabajo. «Hasta antes de la pandemia viajaba dos semanas completas por mes, pero ahora llevo nueve meses sin salir de mi casa», asegura. «La nueva realidad generó situaciones que eran inéditas hasta ahora en mi vida, como por ejemplo almorzar todos los días en mi casa con mi esposa y mi hijo de 15 años», añade.
Kessler es un gaúcho de pura cepa. Nació en Porto Alegre, se graduó de ingeniero en la Universidad Federal de dicho estado y es hincha fanático de Gremio, «el único equipo grande de la ciudad», afirma, para minimizar a Internacional, su eterno rival. Con todo, mantiene lazos muy fuertes con Argentina. «Mi luna de miel la pasé en Mendoza y los 25 años de casado los celebré en Buenos Aires. Argentina me parece un país excepcional y deseo fervientemente que recupere la senda del crecimiento. Tiene todas las condiciones a nivel de recursos humanos y potencialidades económicas para lograrlo», remata convencido.
Durante 2020, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales-ANLA expidió 428 certificaciones ambientales para acceder a incentivos tributarios como la exclusión de IVA por la adquisición de elementos, maquinaria y equipos requeridos para la operación de sistemas de control y monitoreo ambiental, importación de maquinaria o equipos que no se produzcan en el país necesarios para el tratamiento de residuos, aguas residuales, emisiones, entre otros.
Adicionalmente, se otorgaron certificaciones a personas jurídicas que realizaron directamente inversiones en control, conservación y mejoramiento del medio ambiente, lo que les permitió acceder al descuento en el impuesto de renta.
Adicionalmente, la ANLA emitió certificaciones ambientales asociadas a nuevas inversiones en proyectos de eficiencia energética y/o reducción en el consumo de energía para acceder a los incentivos tributarios.
Gracias a estas certificaciones ambientales aprobadas, fue posible evitar la emisión de 469.723 toneladas de gases de efecto invernadero, lo que equivale a las emisiones de 101.481 vehículos conducidos por un año; mejorar la calidad en el recurso hídrico a través de proyectos que reducen las cargas contaminantes; mejorar la gestión de residuos sólidos, mediante el aprovechamiento de residuos de actividades de construcción, demolición y gestión de material residual procedente de diferentes industrias y optimizar la gestión del recurso suelo, por medio de proyectos que permiten la disminución de la demanda de este recurso, generando beneficios ambientales y previniendo la generación de lixiviados hacia los suelos y fuentes hídricas.
La importancia de acceder a estos incentivos tributarios radica en la implementación de proyectos, nuevas inversiones y/o adquisición de equipos y/o materiales que generen beneficios ambientales tales como la prevención de emisiones de Gases Efecto Invernadero – GEI y otros contaminantes a la atmósfera, la reducción de cargas contaminantes a fuentes hídricas y el suelo, la reducción en el consumo de energía, el fomento de la construcción sostenible, entre otros.
Cabe resaltar que los usuarios que han solicitado certificaciones ambientales y los tamaños de proyectos que se han acreditado para la obtención de los incentivos tributarios, son muy diversos y pueden corresponder, a pequeños proyectos, como la instalación de sistemas individuales de tratamiento de aguas residuales domésticas; a proyectos medianos, asociados por ejemplo, al cambio de alumbrado público por luminarias LED de mayor eficiencia; y proyectos más grandes que implican por ejemplo, el uso de combustibles más limpios en los sistemas masivos de transporte en varias ciudades del país.
La implementación de proyectos que solicitan la certificación para obtener incentivos tributarios contribuye en alguna medida con el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible – ODS asociados a acción por el clima, como lo son proyectos destinados a la prevención de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y proyectos de vida submarina inherentes a la prevención, control y reducción de contaminantes de los vertimientos a recursos hídricos.
Pampa Energía informó que la asamblea de accionistas de Edenor aprobó la venta de la distribuidora de electricidad a la Empresa de Energía del Cono Sur S.A., la compañía que integran José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. “La Asamblea General de Accionistas de Pampa Energía aprobó la venta de la totalidad de las acciones Clase A de Edenor, representativas del 51% del capital social y votos de dicha sociedad, a Empresa de Energía del Cono Sur S.A., encontrándose pendiente de la aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)”, señaló en un comunicado el grupo económico que lidera Marcelo Mindiin.
“Los principales términos y condiciones de la transacción son de conocimiento público dado que Pampa Energía es una empresa pública que cotiza en Bolsa y Mercados Argentinos y en la Bolsa de Comercio de Nueva York. Por tal motivo, la operación se realizó cumpliendo las normas de la SEC de los Estados Unidos y de la Comisión Nacional de Valores de Argentina. Además, como Edenor es una empresa concesionaria de un servicio público, la operación deberá contar con la aprobación del ENRE como autoridad regulatoria y de control de Edenor”, agregó la compañía.
En otro párrafo del comunicado, Pampa Energía buscó despejar cualquier intervención del Gobierno en la decisión de desprenderse de los activos de Edenor. “Pampa Energía, tomó la decisión de desprenderse del paquete mayoritario de acciones de Edenor de manera independiente y basado en su mejor criterio de negocios, sin la intervención de funcionario alguno. Además, la operación contó con el asesoramiento de prestigiosos bancos internacionales de inversión”, expresó.
También se encargó de fijar posición acerca del monto de la operación. “El valor de la transacción, cuestionado en algunos ámbitos, fue un 25% más alto que el valor de mercado. Actualmente, Edenor tiene un valor aproximado de US$167 millones en la bolsa y Pampa vendió el 51% a US$100 millones”.
Por último, el comunicado destacó el perfil que adoptará el holding que encabeza Marcelo Mindlin luego de esta operación. “Esta venta forma parte del ambicioso plan de Pampa Energía de enfocar sus inversiones en la expansión de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica y la exploración y producción de gas, con especial énfasis en el desarrollo de sus reservas no convencionales. En ese sentido, habiendo sido adjudicada en el marco del Plan Gas.Ar con un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un incremento de 1 millón de m3/día en el período invernal durante los próximos 4 años. Para alcanzar esta mayor producción, que permitirá al país ahorrar reservas y abastecer al mercado durante los picos de consumo, Pampa invertirá US$250 millones. A su vez, la compañía destinará US$200 millones en el cierre de Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán”, afirmó la compañía.
La Secretaría de Energía de la Nación decidió convocar a una audiencia pública para el 15 de marzo en la cual se considerará el costo del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y las proporciones que de tal costo serán a cargo del Estado nacional a través de subsidios, y de los usuarios.
La convocatoria será oficializada a través de la publicación de la Resolución 117/2021 SE que lleva la firma del Secretario del área, Darío Martinez, y la Audiencia se desarrollará a partir de las 10:00 horas a través de la plataforma “Webex”.
Podrá participar toda persona humana o jurídica, pública o privada, y deberán inscribirse hasta 2 (DOS) días hábiles previos a su realización, a través de un formulario disponible en el sitio web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.e
El informe técnico que se expondrá en la Audiencia Pública, elaborado por la Secretaría, estará a disposición de quienes estén interesados, en la página web de la Secretaría: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.
El Secretario Darío Martínez destacó que la Audiencia Pública será ámbito para analizar en un proceso participativo el costo del gas, y la proporción del cual se hará cargo el Estado.
Esto, en el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino –Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, denominado Plan Gas.Ar, que busca abastecer con gas natural de producción nacional a las usuarias y usuarios, reemplazando paulatinamente fuentes importadas y más caras de ese fluido, se indicó.
Energía llevará adelante la Audiencia Pública como punto de partida insoslayable para discutir y debatir las tarifas.
El Secretario de Energía declaró que “creemos que es sumamente importante asegurar la transparencia en la toma de decisiones que afectan el interés común de la ciudadanía, como lo es el costo del componente gas natural que pasa a la tarifa, que debe adecuarse al salario de las argentinas y los argentinos, y no al revés”.
Otros costos del servicio, referidos al transporte y a la distribución del gas natural por redes domiciliarias están siendo analizados por el ente regulador ENARGAS y serán resueltos en las próximas semanas.
En tal sentido, las empresas transportadoras y distribuidoras (TGN, TGS, Metrogás, Naturgy, Camuzzi,) suministraron al Organismo regulador una serie de datos referidos a los costos de tales servicios (inversión y operación) para su evaluación y la actualización del componente VAD en las facturas.
Parte de dicho costo podrá no ser trasladado a la factura pero deberá ser cubierto con subsidio estatal, en el marco de la política tarifaria que el gobierno defina para los servicios públicos (gas, electricidad, transporte).
Algunos trascendidos de los últimos días refirieron que el ajuste de tales componentes no superaría el 9 por ciento, en el contexto de las “tarifas de transición” a partir de abril, anunciadas por el gobierno, hasta tanto se avance en el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral (RTI) a concretar en un plazo de hasta dos años.
Cabe consignar al respecto declaraciones recientes del ministro de Economía, Martín Guzman, señalando que “el cuadro tarifario que había dispuesto la administración de Juntos por el Cambio va a ser reemplazado porque no lo consideramos razonable”.
Y puntualizó que “las tarifas se van a enmarcar en lo que establece la Ley de Presupuesto”, lo cual implica límites en materia de subsidios, en función del cumplimiento de metas fiscales para el año en curso.
En lo que respecta al gas natural, el gobierno nacional dictó el Decreto 892/2020 que aprobó el Plan Gas Ar mencionado, que tiene como uno de sus objetivos “establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural” y deja a cargo de la Secretaría de Energía la reglamentación de la discusión y los mecanismos de participación ciudadana poniendo en debate la proporción del costo del Gas Natural que tomará su cargo el Estado.
El secretario Darío Martínez recalcó que “es necesario que la ciudadanía se sume a este tipo de instancias, por lo que se habilitarán centros de participación con herramientas tecnológicas para que todos los interesados e interesadas puedan acceder a la audiencia”.
El Informe Final de la Audiencia Pública será publicado mediante aviso en el Boletín Oficial y en la página web de la Secretaría.
El secretario de Energía, Darío Martínez, confirmó que el 15 de marzo se realizará de forma virtual la audiencia pública para analizar “en un proceso participativo el costo del gas natural, y la proporción del cual se hará cargo el Estado”, indicó la cartera energética.
Darío Martínez construyó una relación directa con el presidente Alberto Fernández.
En el marco del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, denominado Plan Gas.Ar, que busca abastecer crecientemente con gas natural de producción nacional a las usuarias y usuarios, reemplazando fuentes importadas y más caras de ese fluido, la Secretaría de Energía llevará adelante una audiencia pública como punto de partida insoslayable para discutir y debatir las tarifas, difundió Energía en un comunicado.
Darío Martínez señaló: “creemos que es sumamente importante asegurar la transparencia en la toma de decisiones que afectan el interés común de la ciudadanía, como lo es el costo del componente gas natural que pasa a la tarifa, que debe adecuarse al salario de las argentinas y los argentinos, y no al revés”.
El Gobierno Nacional, a través del Decreto 892/2020 que aprueba el plan mencionado, tiene como uno de sus objetivos “establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural” y deja a cargo de la Secretaría de Energía la reglamentación de la discusión y los mecanismos de participación ciudadana poniendo en debate la proporción del costo del gas natural que tomará su cargo el Estado.
El secretario recalcó que “es necesario que la ciudadanía se sume a este tipo de instancias, por lo que se habilitarán centros de participación con herramientas tecnológicas para que todos los interesados e interesadas puedan acceder a la audiencia”.
La resolución 117/2021 de la Secretaría de Energía firmada hoy por Martínezconvoca a la audiencia pública para el día 15 de marzo de 2021 a partir de las 10:00 horas a través de la plataforma “Webex”. Podrá participar toda persona humana o jurídica, pública o privada, y deberán inscribirse hasta dos días hábiles previos, a través del formulario disponible en el sitio web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia.
El informe técnico que se expondrá en la audiencia pública, elaborado por la Secretaría de Energía, estará a disposición de quienes estén interesados en la página web: https://www.argentina.gob.ar/economia/energia
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La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA), que agrupa a las empresas fraccionadoras, emitió un comunicado en el que reclama la “urgente actualización” de los precios de referencia del gas butano envasado, tal como lo establece la Ley 26.020. “La situación que viven las compañías es delicada y requiere de la inmediata intervención de la Secretaría de Energía de la Nación”. A su vez, el presidente de le entidad, Pedro Cascales, aseguró que “vamos a solicitar la emergencia del sector y la suspensión de inversiones por un año”.
En el comunicado, CEGLA señala que “el año pasado fue complicado por la pandemia del Covid-19 y por el atraso en la actualización de los precios de referencia que llevó a que la actividad de fraccionado de gas envasado esté en un contexto de déficit insostenible. Luego de los reclamos iniciados por CEGLA se consiguió que los valores se incrementen, pero no al nivel requerido para recuperar los rendimientos históricos”.
Desde CEGLA se evalúa pedir la suspensión de inversiones por el plazo de un año en renovación de camiones y en la recalificación de envases garrafas y tanques a granel. “Las empresas no pueden continuar con esta situación de quebranto operativo que pone en riesgo a una industria que requiere brindar un servicio en condiciones de calidad y seguridad”, destacó Cascales. “Nuestras empresas constituyen un importante y gran dinamizador de la industria nacional, invirtiendo mensualmente más de $ 750 millones en bienes de capital”, agregó el directivo.
“El producto que entregamos es muy importante para el entramado familiar e industrial de la Argentina en todos los contextos, incluido el actual de pandemia. Reafirmamos nuestro compromiso de ofrecer energía segura y ecológica, pero necesitamos que sea en un marco de previsibilidad de estructura de costos”, indica el comunicado.
El sector fraccionador de gas licuado da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas y abastece con altos estándares de eficiencia a más de 5 millones de hogares con un combustible ecológico, 100% nacional y que es fundamental para el entramado familiar del país.
La problemática de los contratos en stand by que fueron adjudicados en el Programa RenovAr y el Mercado a Término fue uno de los puntos que se trató en varias oportunidades durante el webinar de la Cámara Argentina de Energías Renovables denominado Desafíos de las Energías Renovables 2021.
En primer término fue Antonio Mónaco, Gerente de Proyectos de ABO Wind y miembro del Comité Eólico de CADER, quien mencionó que “hay falta de definición acerca de los proyectos detenidos”.
Posteriormente, Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo de CADER, afirmó que desde la Cámara ya se reunieron con el Subsecretario de Energía de la Nación para tomar una determinación, ya sea bajando mediante alguna condición a aquellos proyectos que no iniciaron y no lo van hacer, o que lo se encuentrana mitad de camino puedan retomar su actividad o tengan la puerta de salida.
“El diagnóstico y el relevamiento ya están hecho, está en las manos de CAMMESA y la Secretaría de la Nación. Los que tienen la responsabilidad y los medios para realizarlos son las autoridades nacionales”, agregó Alfonsín.
Energía Estratégica contactó al señor Mónaco para que detalle avances al respecto y brinde opinión sobre la resolución: “No hubo ningún feedback ni definición por parte de la Secretaría. La decisión que tome dependerá de la seriedad que presente cada proyecto”.
“Se le puede pedir al Instituto Nacional de Tecnología Industrial que audite el estado de avance o a otras cámaras. Y en función de un determinado grado de cumplimiento, dar una prórroga o no”, comentó.
Además, el Gerente de Proyectos de ABO Wind propuso darle mayor relevancia al MATER en paralelo a la resolución de emprendimientos en stand by, poniendo en foco en el rediseño del objetivo para atraer nuevos inversores, es decir “repensarlo y ponerlo acorde al contexto”.
¿Por qué el MATER? “Veo difícil que el RenovAr tenga continuidad. Quizás más adelante se pueda hablar de una nueva ronda, pero hoy no están dadas las condiciones. Por lo que habría que apostar más a que el privado tome coraje, apoyado por ciertas medidas que fomenten la inversión, y se anime a invertir en Argentina”.
“Tendría que ser un Mercado a Término con más flexibilidad en las garantías que permita la entrada de nuevos jugadores e inversores locales más pequeños que no hemos conocido en el mercado”, alegó.
Una de la razones que marcó Antonio Mónaco es que “hay cierto ánimo de invertir”, pero destacó que el perfil del inversor local no buscaría proyectos de gran escala, sino más bien de 10 MW. Mientras que “el inversor privado se puede animar a más”.
“De hecho, si nos concentramos en los principales inversores de las rondas pasadas que construyeron proyectos grandes, después de un determinado momento cortaron esas inversiones. Por lo que un RenovAr de esas características no funcionaría”.
México atraviesa días de debate en el sector energético ya que, mediante parlamento abierto, se discute la iniciativa preferente que Andrés Manuel López Obrador envió al Congreso y que busca reformar la Ley de Industria Eléctrica.
En el debate virtual, organizado por la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, estuvieron presentes organizaciones civiles, actores académicos y expertos en el tema, que plantearon argumentos a favor y en contra de la reforma.
Cabe recordar que la Cámara de Diputados tiene como fecha límite al 2 de marzo para tratar la iniciativa, mientras que el Senado hasta el 1 de abril o treinta días naturales tras recibir la propuesta desde Diputados.
Energía Estratégica se contactó con Víctor Ramírez, Vocero en Plataforma México Clima y Energía y consultor independiente, para que brinde su postura al respecto.
¿Cuál es su opinión sobre la iniciativa?
La iniciativa lamentablemente busca centrar el poder, es decir dar un poder monopólico a la Comisión Federal de Electricidad, afectando los intereses de las demás empresas y que generará costos altos para los usuarios de energía eléctrica de todos los sectores. Hecho que tendrá que ser cubierto por subsidios o incrementar las tarifas.
¿Existe alguna disposición o situación que influya en la votación del Congreso?
El presidente tiene control de una mayoría absoluta simple, es lo que necesita para aprobar la iniciativa, por lo que creo que no tendría problema en hacerlo.
¿Hay algún punto de la reforma o hecho que le haya llamado la atención?
Es algo interesante como en el Parlamento abierto se intentó hacer una discusión donde acudió gente que no tenía idea de lo que estaba hablando. Tomaron modelos de otros países, criticaron el actual marco regulatorio con esos modelos y leyes inadecuadas. Entonces creo que el gobierno adoleció de fundamentos fuertes, reales y de gente con conocimiento para defender la iniciativa.
En caso que la reforma sea aceptada en ambas cámaras, ¿cómo impactará en el sector de las renovables?
El daño a las renovables es por todos lados. A las energías renovables privadas las manda a tercer lugar de prioridad de despacho. Además permite que no haya subastas y que CFE pueda disponer de la energía libremente de las fuentes que provengan.
Por otra parte se debe sumar al Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2035, que menciona que no quieren agregar capacidad nueva de renovables en el período estipulado. Eso impactará en que no habrá crecimiento ni inversiones en el país.
¿Qué cree que podría pasar con la reforma?
Esto va a terminar en Tribunales porque hay varias violaciones al marco jurídico y la constitución. Además, como contraviene al Tratado de Libre Comercio, las empresas u otros Estados podrían levantar protestas.
JinkoSolar, miembro de la «Superliga de módulos solares» (SMSL), amplió su cooperación en la cadena de suministro con el fabricante y negociador líder de células solares de polisilicio del Grupo Tongwei.
JinkoSolar invertirá en una expansión planificada de polisilicio de 45.000 toneladas por Tongwei, mientras que Tongwei invertirá en una planta de wafers monocristalinos de 15 GW diseñada por JinkoSolar.
JinkoSolar tendrá una participación del 35% en la expansión de la planta de polisilicio, asegurando suministros adicionales de polisilicio para la expansión de la fabricación de wafers, mientras que Tongwei tendrá una participación del 30% en la planta de wafers de JinkoSolar, garantizando un total de aproximadamente 6,5 GW de productos mono-wafers durante el período de tres años (2021-2023) para su negocio de células solares.
Se espera que las dos plantas estén operativas en el cuarto trimestre de 2021.
En México durante los últimos 30 años hemos experimentado varias privatizaciones (no liberalizaciones) que se hicieron entre cuates y para los cuates. La Reforma Energética del 2014, es la primera vez que en México se liberaliza un Mercado dando la oportunidad a todos los mexicanos de poder formar parte del negocio de la electricidad, dejando que la libre competencia, la innovación y el esfuerzo hagan su labor en generar empresas con todos los beneficios que esta conlleva, además de opciones de ahorro para los usuarios finales.
Durante la semana pasada, en México se vivió el parlamento abierto de la Cámara de Diputados para la discusión sobre la reforma preferente del Presidente de la República para modificar la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) en favor de la Comisión Reguladora de Energía (CFE) en el mercado por la generación de energía eléctrica.
Uno de los argumentos más constantes a favor de la iniciativa fue el de que con la Reforma Energética del 2014 los precios iban a bajar para los consumidores finales.
El pasado 9 de febrero 2021 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Acuerdo que autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas que utilizará CFE Suministrador de Servicios Básicos (SSB) para el cobro a sus usuarios finales, publicado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE).
En la tabla 1 hay tres datos muy interesantes, el primero las compras de energía esperadas que realizará la CFE en el 2021 y en segundo el costo total de generación, con estos dos datos podemos obtener el costo esperado por Megawatt hora (MWh).
Tabla 1. Costo de la energía de la Comisión Federal de Electricidad por Megawatt-hora 2021
CONCEPTO
CLSB
SLP
MEM
Total
Compras de energía eléctrica esperada en (MWh)
226,756,243
17,334,290
17,873,560
261,964,093
Costo Total de Generación (millones de pesos)
309,827
11,908
14,988
336,723
Costo esperado x MWh (MXN)
$ 1,366.34
$ 686.96
$ 838.56
$ 1,285.38
Elaboración propia con información obtenida del ACUERDO Núm. A/046/2020 por el que la Comisión Reguladora de Energía autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicarán de manera individual a la empresa productiva subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2021.
Esta información viene dividida en tres partes fundamentales, las compras a los Contratos Legados de Suministro Básico (CLSB) donde se incluyen todas las Centrales Eléctricas Legadas (CFE) y las Centrales Externas Legadas (Productores Independientes de Energía PIE), representa el 86.5% de la cantidad esperada y el 92% del costo estimado total.
La segunda partida es la de Subastas de Largo Plazo (SLP) donde se contemplan las compras de energía que realizará la CFE a generadores que resultaron ganadores en la primera, segunda y tercera subasta de energía eléctrica y productos asociados, estás representarían el 6.61% de las compras esperadas de energía y el 3.53% del total esperado como costo total de generación.
En tercer concepto son las compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que realiza CFE para cumplir con sus obligaciones de demanda. Como se puede observar en la tabla 1 la cantidad esperada a comprar en el 2021 sería el 6.82% que constituye el 4.45% del total de los costos de generación.
Es decir que gracias al 13.42% de las compras de CFE en las SLP y en el MEM se han obtenido ahorros con respecto a su costo por las compras a los CLSB por un total de 603.58 pesos por Megawatt-hora (MWh) o lo equivalente al 44.17% de lo que actualmente le cuesta a la CFE la energía por sus Centrales Eléctricas.
La prueba de que los costos de CFE si disminuyen gracias a la Reforma Energética del 2014 es cierto, ahora bien, si los precios a los usuarios finales no han disminuido es debido a la falta de competencia en del Suministro Básico a CFE, ya que no tiene incentivos a ser más eficientes al ser el único a quien se le puede comprar la energía eléctrica para las PYMES y hogares.
Si aumenta el porcentaje de SLP, disminuye el coste promedio de CFE, es por eso que los precios de energía que pagan los hogares en México no deberían de aumentar menos que la inflación como se está prometiendo, sino que, en el mediano plazo, y a través de las compras en SLP y en el MEM las tarifas a los usuarios finales deben de disminuir al tener CFE SSB menores costos de generación e incentivados por la competencia a otorgar un mejores tarifas y servicio.
Ahora con la iniciativa preferente enviada a la Cámara de Diputados se pretende eliminar la obligación de CFE SSB a comprar la energía más barata del mercado.
Como propuesta, la CFE debería de estar enfocada es en encontrar alianzas público–privadas que le permitan contender por el desarrollo y construcción de Centrales Eléctricas limpias y renovables a través de las SLP beneficiando la inclusión de contenido nacional y de jóvenes mexicanos que puedan encontrar en el sector eléctrico una oportunidad de desarrollo integral a través de un trabajo digno, para lograr competir a nivel mundial no solo en México si no en los mercados internacionales.
De acuerdo al PRODESEN 2020-2034, se puede observar el valor promedio de las demandas máximas horarias que se encuentra entre los 33,540 MW y 38,594 MW para el 2020. La CFE cuenta con Centrales Eléctricas con capacidad de generación de 5,463 MW en base a carbón (carboeléctrica), otros 3,217 MW que utilizan diésel como combustible (turbogas y combustión interna), además de 10,448 MW en térmicas convencionales que utilizan el polémico combustóleo mexicano.
Esto equivale a 19,128 MW de tecnologías altamente contaminantes que se han visto desplazadas por los 13,141 MW de energías provenientes del sol (6,065 MW) y el viento (7,076 MW) que en el MEM ofertan a costo cero privilegiando siempre las energías limpias (en beneficio ambiental) y cumpliendo con el concepto de sustentabilidad en las actividades que regula el Estado de acuerdo al artículo 25° constitucional, lo que implica la promoción de energías limpias como un objetivo primordial de México.
Si se modifica el despacho económico como pretende la iniciativa preferente, resultaría que estos 19,128 MW siempre estarían generando independientemente de sus costos fijos y variables, lo que dentro del rango del valor promedio de las demandas máximas horarias del 2020 hubiera representado entre el 49.56% y 57.03% de las puntas de lo que se consume diario de electricidad en México.
Esto significa que cuando menos, diariamente el 49.56% de lo que se consuma de electricidad en México será altamente contaminante, si esto es en su nivel máximo promedio, quiere decir que del 49.56% hacia arriba, por ejemplo, en las noches será mayor la proporción de generación con emisiones tóxicas para el ser humano.
Y alguien tiene que pagar por esa energía contaminante en base a combustibles fósiles y dichas ineficiencias de mercado y ambientales serán trasladados a la tarifa de los usuarios finales y a sus pulmones, lo que ocasionará mayores costos en los subsidios gubernamentales destinados a CFE, menor productividad para las PYMES mexicanas, presiones inflacionarias en los productos de la canasta básica, en una mayor desigualdad social en México, afectaciones ambientales y respiratorias.
Las tarifas que pagan los consumidores mexicanos no deberían de ser contribuciones fijas y obligatorias para poder tener energía eléctrica en hogares y empresas, más bien debería de existir libre competencia en el sector.
La CFE tiene la oportunidad de garantizar una gran parte del mercado de suministro básico en el largo plazo al ser el mayor comprador de las Subastas y tener prelación en las ofertas para ser adquiriente de energía eléctrica y productos asociados.
Sería muy interesante ver reactivadas las SLP con la participación de CFE en asociación con empresas mexicanas que permitan que México alcance en el corto, mediano y largo plazo, que impulsen el Mercado Eléctrico a su punto de equilibrio, aprovechando las ventajas competitivas geográficas para desarrollar la creciente demanda de energía eléctrica.
Solo de la mano gobierno e iniciativa privada se podrá alcanzar la oferta electricidad que requiere México anualmente, la cual, de acuerdo con datos de la SENER, en el PRODESEN estima que el consumo de energía eléctrica para el periodo 2020 – 2034 en un escenario medio, aumentará 2.7% anualmente.
Tanto México como la CFE tienen un déficit de energía “barata” y en el contexto de la crisis económica y sanitaria por la que atraviesa el país, las energías limpias representan una gran oportunidad para que lo público y lo privado demuestren que no son agua y aceite, sino la palanca de desarrollo para reactivación que tanto necesita el país.
El México que todos soñamos si es posible a través de energías limpias para lograr la sustentabilidad social, ambiental y económica que se merecen las actuales y futuras generaciones de mexicanos.
Ante los cambios e innovaciones que está experimentando el sector de Energía, Hidrocarburos, Transporte, Agua e Infraestructura; aunado a la creciente necesidad por contar con asesoría altamente especializada que genere valor agregado a los distintos actores del mercado: Reguladores, Empresas Prestatarias, Cámaras Empresariales, Rectores de Política Pública y Usuarios expertos en regulación económica crean CORE REGULATORIO.
CORE REGULATORIO es una Firma consultora que agrupa años de experiencia de profesionales condestacada trayectoria en distintos sectores regulados cuya formación académica, trayectoria profesional y vinculación con Universidades y Centros de Investigación de primer orden a nivel internacional, permite brindar a los clientes un valor agregado diferenciador gracias a una asesoría proactiva, personalizada y altamente especializada.
Justamente, para atender las necesidades de los sectores regulados la compañía ha definido un portafolio de servicios a partir de 2 segmentos en específico: i) Servicios de Consultoría (soluciones regulatorias, cumplimiento regulatorio y monitoreo legislativo), ii) Capacitación e Innovación Regulatoria.
La compañía será liderada por uno de los socios del grupo, William Villalobos Herreradestacado abogado con amplia experiencia en sectores Regulados; cuya trayectoria profesional ha sido reconocida por prestigiosos rankings internacionales y el sector académico, lo cual denota el compromiso que posee la empresa por la excelencia.
“Desde que concebimos la idea de fundar Core, tuvimos como norte brindar servicios de valor agregado altamente especializados, porque tenemos muy claro que muchas de las necesidades que tienen las empresas sujetas a regulación –sean públicas o privadas– son atendidas sin tener el acompañamiento experto e idóneo; y acá, es donde Core ofrece un equipo multidisciplinariode profesionales con amplísima formación y experiencia en sectores regulados”, destacó William Villalobos, CEO de la empresa.
Integración de Mercados y Regionalización
Sin duda la dinámica que está viviendo los sectores regulados, marcada por procesos disruptivos, rediseños regulatorios y regionalización de operaciones, hacen que justamente una de las metas de corto-mediano plazo es la apertura de operaciones de Core en algunos países de la región.
“Ciertamente, como parte de nuestro plan estratégico corporativo, hemos visualizadoabrir operaciones o establecer Alianzas Estratégicas en otros mercados que presentan condiciones de potencialidad como México, Panamá, República Dominicana, Colombia y Perú”, apuntóVillalobos.
La petrolera YPF aumentó este lunes el precio de sus combustibles en el Área Metropolitana de Buenos Aires y las principales capitales provinciales. En la Ciudad de Buenos Aires la suba fue de entre 1,1% y 1,4%. El ajuste fue para reducir la brecha de precios con la competencia que durante las últimas remarcaciones había aprovechado para subir un poco más que YPF, lo que incrementó la demanda sobre la petrolera nacional, que concentra más del 55% del mercado.
La devaluación del peso y la suba del barril de crudo, que ya cotiza a más de 63 dólares, le han venido metiendo una presión adicional a los precios del surtidor, que están un 15% por debajo de la paridad de importación. A raíz de ello, las últimas veces que YPF movió precios, Axion, Shell y Puma siguieron sus pasos, pero fueron un poco más allá, algo que hasta el año pasado no venía ocurriendo.
La ampliación de esa brecha de precios entre YPF y su competencia incrementó la presión de una demanda que en algunos casos la petrolera controlada por el Estado Nacional no tiene cómo abastecer y en otros casos no le interesa ya que supone incrementar ventas cuando los márgenes no lo justifican.
La explicación de YPF
En lugar de explicar más en detalle esta situación que motivó el nuevo ajuste, desde la compañía primero evitaron comunicar el aumento y cuando se hizo público a través de los estacioneros dejaron trascender que en realidad no se trató de un aumento general de precios.
“Las modificaciones, tanto a la suba como a la baja que se reflejaron en el día de hoy responden a un reordenamiento del último aumento, que busca achicar la brecha de precios con la competencia y reducir la diferencia entre capitales e interiores de algunas provincias”, aseguraron fuentes de la compañía.
“No se movieron precios en los corredores Norte y General Paz de CABA. Al mismo tiempo, se bajaron precios en los productos en dónde la brecha entre las ciudades del interior y la capital de provincia era mayor al 2 por ciento”, agregaron desde YPF.
Sobre los aumentos no dieron ningún detalle, mientras que sobre las bajas se limitaron a informar que en Mendoza los precios retrocedieron entre 0,3% y 04%, en Córdoba, Santa Fe y Santa Cruz un 1,2%, en Neuquén entre 1% y 1,2%, en Rio Negro 1,2% y en Entre Ríos entre 0,1% y 0,7%, pero sin aclarar puntualmente en qué lugar de esas provincias ya que este lunes allí también hubo subas de precios.
La intención de querer disimular ese ajuste diciendo que en realidad fue un “reordenamiento del último aumento” que también incluyó algunas bajas de precios muchas veces termina generando el efecto contraproducente ya que la mayoría de los consumidores no solo tiene que enfrentar un nuevo aumento, sin tener del todo claro las causas, sino que encima puede llegar a interpretar que la estrategia comunicacional apunta a engañarlos.
Con una producción diaria de 15.278 barriles de shale oil, registrada en diciembre del año pasado, y en solo tres años de operación, la compañía Vista, que lidera Miguel Galuccio, se convirtió en el segundo productor de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Con tres años de producción, Vista ya produce el 12% de Vaca Muerta, ubicándose sólo por debajo de YPF y por encima del resto de las compañías que operan en la cuenca Neuquina.
Desde 2018, momento en el que comenzó a operar en la Argentina, Vista aumentó más de 24% su producción de hidrocarburos y redujo sus costos en un 43%, consolidando un modelo eficiente, rentable y con métricas operativas equivalentes a las compañías independientes de Permian y de Eagle Ford, en los Estados Unidos.
Desempeño
A fines de 2020, la compañía logró un aumento del 20% de la producción con respecto al trimestre anterior, impulsado en parte por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos en el mes de diciembre. Esto marcó una recuperación en un año golpeado por la caída de la demanda de combustibles y por la pandemia del Covid-19.
Además, retomó su plan de crecimiento en Bajada del Palo Oeste, el bloque que opera en Vaca Muerta, donde ya cuenta con 20 pozos en producción. En el área, Vista exploró con éxito un tercer nivel productivo, que amplió el potencial del bloque, permitiéndole ampliar su inventario existente de 400 a 550 pozos.
Play de clase mundial
La existencia de distintos niveles de navegación en Vaca Muerta es uno de los atributos que la siguen posicionando como un play no convencional de clase mundial, que puede otorgar amplias posibilidades de crecimiento para las empresas que ya operan, y para potenciales socios estratégicos que esperan sumarse.
En términos de eficiencia, Vista ha sido consistente e implementó mejoras en sus procesos. Desde la puesta en producción de su primer pozo, la compañía aumentó la velocidad de perforación en un 81%. También logró una reducción del 21% en los costos de perforación por pie lateral y una disminución del 40% de los costos por etapa de completación.
El costo de desarrollo de pozos también se redujo en un 34%, llegando a 11 millones de dólares por pozo. En estos tres años de recorrido, la empresa redujo su costo de desarrollo en un 29%. Con el foco puesto en el desarrollo de Vaca Muerta para este 2021, Vista proyecta la puesta en producción de cuatro pozos por trimestre con el objetivo de sostener el crecimiento de la producción, indicó la compañía.
YPF, compañía que por lejos tiene la mayor participación en el dowstream local, precisó que “no implementó un aumento general de precios” de sus combustibles, al tiempo que explicó que “las modificaciones, tanto a la suba como a la baja” (en torno al 1,2%), que se reflejaron en las primeras horas del lunes 15/2, “responden a un reordenamiento del último aumento, que busca achicar la brecha de precios con la competencia”, y además reducir la diferencia entre capitales e interiores de algunas provincias”.
“Como consecuencia de haber aumentado menos los precios que la competencia durante el año, se generó una presión de demanda que se busca corregir”, describió la petrolera. Cabe referir que a mitad de enero YPF subió sus precios en torno al 3,5% mientras que Shell y Axion los aumentó en hasta el 6 por ciento.
Los datos más recientes ubican a YPF con una participación de casi 60% en las ventas de naftas, y del 57 % en las del gasoil. Las otras marcas no mastican vidrio y reconocen sus límites para no ceder más mercado.
Esto arrojó como resultado que los precios de las naftas y gasoils de YPF subieran en lunes carnaval el 1,2 % en estaciones de servicio ubicadas en el AMBA y en capitales de provincia, en tanto que bajaron en proporciones similares en lugares “donde la brecha entre las ciudades del interior y la capital de provincia era mayor al 2 por ciento”.
Al respecto, la petrolera puntualizó que “no se movieron precios en los corredores Norte y General Paz de la CABA, al tiempo que se bajaron precios” en diversas ciudades de las provincias de Mendoza, Córdoba, Santa Fe, Santa Cruz, Neuquén, Río Negro y Entre Ríos.
Así las cosas, y a modo de referencia, los precios de los combustibles en bocas de expendio YPF ubicadas en la CABA son de $ 74,60 para la nafta Súper; 85,70 pesos el litro de Infinia Nafta; de $ 70,20 para el Diesel500; y de $ 82,40 para el litro de Infinia Diesel.
Estos movimientos a modo de ”reordenamiento” del último aumento referido aparece enmarcado por una serie de ajustes a la suba que los combustibles líquidos han registrado en los últimos seis meses por las actualizaciones de la carga impositiva que grava a este rubro, por la incidencia de la suba parcial de los precios de los biocombustibles que se utilizan para el corte proporcional de estos derivados, y por la variación de los precios del crudo y su relación con el dólar-peso.
Ello, un contexto internacional de suba en la cotización del petróleo que ubica al barril del WTI en los U$ 60 dólares, y en casi U$ 63 al crudo Brent.
Para YPF y para petroleras de otras marcas con importante presencia en el mercado local, la persistencia de dicha evolución alcista del crudo internacional incidirá en una posible y próxima actualización de precios a nivel local, para no acentuar retrasos que algunos calculan no menos del 10 por ciento.
A ello se suman proyectadas nuevas actualizaciones de los precios de los biocombustibles durante el próximo trimestre, y en marzo para los impuestos (ICL y CO2).
El mercado local de combustibles viene de atravesar un 2020 con muy fuerte caída de la demanda en los primeros meses de la pandemia, y una paulatina recuperación desde el tercer trimestre, aunque el año cerró con una merma de ventas cercana al 20 por ciento contra 2019.
La lenta recuperación de la actividad económica y del tránsito de personas ilusiona a la industria petrolera y a los expendedores de combustibles para el 2021, pensado como postpandemia.
La incidencia relativa de este rubro en la evolución de la inflación, y la deriva hacia las elecciones legislativas de medio término, detonarán las próximas decisiones del gobierno. Igual que con las tarifas de servicios públicos.
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Es el caso de “Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado” (JEMSE), empresa energética de la provincia de Jujuy, y el INVAP, tecnológica nacional con unidades de negocio centradas en la salud, la ciencia, el espacio y la energía.
Respecto a la asociación que ambas lograron, el secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, introdujo a Energía Estratégica:
“La idea ha sido vincular la empresa JEMSE con el INVAP y constituir una empresa para el desarrollo de proyectos que tengan que ver con energías renovables”.
Y precisó: “Particularmente, se empezó a trabajar en un proyecto de 10 MW termosolar”.
“En este proyecto, tanto los técnicos de INVAP y JEMSE han trabajado para dar con el precio final, para que con ello salgamos a buscar financiamiento”.
El año 2020, marcado fuertemente por el inicio del Covid-19 como pandemia tuvo a las empresas argentinas alejadas de nuevas inversiones. Aunque hubo una mayor apertura a reuniones de negocios virtuales, en líneas generales la situación no habilitó firmas de contratos y cierres financieros.
Por eso, en el inicio de este año del Buey, hay muchas expectativas para “discutir aspectos técnicos, económicos, financieros y de EPC” para proyectos energéticos renovables en la región.
“En Jujuy tenemos tres tipos de mercados: concentrado, aislado y disperso; donde este tipo de proyectos tienen garantizada una demanda en distintos segmentos. Esto cautivó a distintos inversores que han visitado la provincia”, aseguró el secretario de Energía de Jujuy a este medio.
No obstante, los horizontes de negocios de la nueva empresa que se conformaría no sólo serían locales. En palabras del gobernador Gerardo Morales, “producirá energía solar para Jujuy y Rio Negro y llevará esta tecnología al mercado nacional e incluso para competir en el mundo”.
Días atrás, JEMSE e INVAP dieron un paso importante durante una reunión, previa a una conferencia de prensa en Río Negro y delinearon su estrategia técnica y financiera no sólo para el proyecto en Jujuy, sino para un emprendimiento similar en Río Negro.
“En marzo, seguiremos trabajando en conjunto para poder llevar a cabo proyectos para las dos provincias, que seguramente demostrará a las claras que tanto Jujuy como Río Negro apuestan al cambio de la matríz energética, llevando a cabo la mayor parte de proyectos de energías renovables”, adelantó en exclusiva Mario Pizarro.
De acuerdo al Reporte Energético Mensual, publicado el viernes pasado por el Coordinador Eléctrico Nacional, el 2020 fue un año brillante para las renovables en Chile, particularmente para las fuentes eólica y solar fotovoltaica.
La entidad fiscalizadora del sistema eléctrico reportó que durante el año pasado se generaron 7.620 GWh de energía fotovoltaica, un 19,1 por ciento respecto al 2019.
Del mismo modo, el 2020 registró una generación de 5.510 GWh eólicos, un 14,1 por ciento más en comparación con el 2019.
En términos comparativos, se puede apreciar que durante enero del 2021 energía generada en el SEN fue 6.768,8 GWh.
Las ventas acumuladas de energía total fueron de 6.261 GWh, de los cuales 1.808 GWh se produjeron con renovables.
De esos 6.261 GWh, 2.405 GWh fueron explicados por demandas de clientes regulados (-4,6 por ciento respecto del 2020) y los 3.856 GWh por clientes libres (+2,4% en comparación con el 2020).
Buenas proyecciones
Según el Reporte Energético Mensual, durante el mes pasado se inauguraron un total de siete nuevas plantas de energías renovables. Se trata de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) solares fotovoltaicos, por 45,9 MW.
Fuente: Coordinador
Otro dato interesante recabado por el Coordinador es que existen 33 proyectos en proceso de entrada a la operación o en su periodo de puesta en servicio, los cuales poseen una capacidad total de 704,2 MW.
De ese total, sólo el 15,1 por ciento corresponde a proyectos de energía termoeléctrica, el 84,9 por ciento restantes son renovables.
Fuente: Coordinador
Evolución de la matriz
Hasta el momento, el reporte del Coordinador señala que existen en el Sistema Eléctrico Nacional 26.367,1 MW de capacidad instalada dispuestos para la generación de energía eléctrica. Más del 25 por ciento de esa proporción corresponde a fuentes de energías renovables no convencionales.
En el desarrollo de la matriz de los últimos 10 años puede verse una fuerte penetración de esta tecnología limpia.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se expidió con dos medidas circulares para promover la incorporación masiva de medidores inteligentes (AMI, por sus siglas en inglés) en comercios, industrias y hogares de los y las colombianas. El objetivo es que para el 2030, el 75% de los usuarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuente con sistemas de medición inteligente.
El Resumen Ejecutivo, contenido en el Anexo 2, brinda precisiones sobre la Gestión Independiente de Datos e Información (GIDI), en base a estudios propios del mercado colombiano, y a experiencias recogidas de Reino Unido, Noruega y Australia.
“El GIDI debe tener como característica principal la de ser un agregador de valor del mercado y debe constituirse como un agente independiente y confiable. Para llegar a este punto, es fundamental que mantenga como eje de su actividad la innovación para el desarrollo de nuevas tecnologías en el manejo de sistemas de información, así como en las herramientas que garanticen la integridad, seguridad y disponibilidad de la información”, señala el documento.
Y propone cinco objetivos:
Dinamizar la competencia en el mercado, poniendo a disposición de todos los usuarios y demás agentes, la información del sistema, de manera neutral y comprensible, junto con los mecanismos para el cambio y elección de las mejores alternativas disponibles;
Optimización operativa, optimizando la gestión de los agentes al ofrecer de forma eficiente los servicios de procesamiento, análisis y entrega de datos;
Gestión y gobierno de datos, garantizando la seguridad de los datos implementando las herramientas necesarias para asegurar su integridad, confidencialidad y disponibilidad, bajo los preceptos de seguridad, transparencia y protección de datos personales;
Dinamización del mercado y desarrollo de nuevos servicios de información, generando un entorno en el que, a partir de la información creada mediante el procesamiento centralizado de los datos, se identifiquen y desarrollen nuevas oportunidades de servicio y modelos de negocio;
Y protección de los derechos de los usuarios, estableciendo los canales de comunicación adecuados para el correcto ejercicio de los derechos de los usuarios del servicio bajo los parámetros de la ley y la regulación al respecto.
Selección y elección del GIDI por parte de los comercializadores
Asimismo, el estudio propone que “el gestor sea seleccionado y elegido conjuntamente por los comercializadores, teniendo en cuenta entre otros, los principios orientadores de eficiencia, no discriminación, promoción de la libre competencia y protección de los derechos de los usuarios”.
De este modo, se busca “garantizar la neutralidad y las condiciones de sana competencia”. “Por lo que la responsabilidad en el proceso de selección y elección del GIDI recaería sobre los comercializadores, siendo la misma asumida de acuerdo con la ley y la regulación que expida la CREG para tal efecto”, se señala.
En los últimos cuatro años, la industria de la energía solar en México ha crecido de 0 hasta 3.2 Gigawatts; en el mundo, esta cifra ha alcanzado los 300 Gigawatts instalados.
Dicha inversión en el sector ha generado que año con año, las empresas creen más productos innovadores para aprovechar este recurso natural, los principales y más conocidos son los paneles solares, tanto de uso industrial como doméstico.
En este sentido, la calidad se ha convertido en el mejor diferenciador que se puede ofrecer al consumidor, pero ¿cómo podemos identificar cuáles son los mejores paneles?
Dentro de la industria solar existen diferentes términos y características que deben ser considerados como clave para los fabricantes de paneles solares. Uno de ellos y el más solicitado es el término Tier 1 de BloombergNEF.
QUÉ ES EL TIER 1
«El término Tier 1 o nivel 1 se utiliza, a manera de ranking, para categorizar a las empresas de la industria fotovoltaica que cuentan con todos los elementos financieros y de infraestructura para asegurar que la garantía que ofrecen en sus productos se cumpla. Esto nos permite entender por qué los mejores fabricantes y quiénes ocupan los primeros lugares de este ranking ofrecen garantías que van más allá de los 20 años», explicó Simon Zhao, Presidente de Solarever.
Cabe destacar que sólo un muy pequeño grupo de los productores de paneles solares en el mundo alcanza esta categoría, debido a que es obligatorio cumplir con una serie de requisitos muy estrictos entre los que se encuentran: demostrar soporte de parte de diversas fuentes financieras, inversión en proyectos de innovación y desarrollo, justificar la capacidad de producción, contar con diferentes plantas de fabricación en el país de residencia, entre otros requerimientos.
En México, algunos fabricantes han encontrado como alternativa asociarse a empresas Tier 1 o con aquellas que son ya proveedoras de las Tier 1. En este sentido, cabe destacar el ejemplo de Solarever Tecnología de América, empresa mexicana que, además de contar con sedes en Tepeji, Hgo., Irapuato, Guanajuato y Tecomán, Colima, es una de las primeras compañías de nuestro país que produce paneles solares de clasificación Tier 1 para marcas que se encuentran en el top de la clasificación como ZNShine Solar, comercializada en EUA. Este hecho implica un gran logro, tanto para la industria nacional como para la empresa que cuenta con los sellos Hecho en México y FIDE, así como certificaciones de calidad UL, CSA e ISO 9001 para toda su producción.
«Nuestro objetivo principal es seguir manteniendo altos estándares de calidad para México, a través de proyectos de investigación en energía solar y en innovación de materias primas más sustentables y duraderas. Esto de la mano de expertos en el sector, como el Instituto Nacional de Energía Renovable de la UNAM y laboratorios en China y Estados Unidos.”, aseguró Simón Zhao.
«Es importante resaltar que la clasificación Tier 1, no es la única garantía directa de la calidad del producto, pero sí es un buen indicador de ella, ya que brinda al comprador la seguridad de que su inversión estará más protegida.», finalizó el también Ingeniero.
Los mejores paneles solares
A la hora de elegir los mejores paneles solares, algunos compradores se dejan llevar por el lugar de fabricación; sin embargo, lo recomendable es enfocarse principalmente en elegir aquellos productos cuyos fabricantes y distribuidores cuenten con más años de experiencia en el mercado, utilicen la tecnología robótica para producción más reciente y que continúen innovando constantemente en su equipo e invirtiendo en el desarrollo del sector fotovoltaico; en conjunto, todos estos factores brindarán una garantía completa de calidad a largo plazo para los consumidores.
El martes 9 de febrero, directivos de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunieron con Javier Papa, Subsecretario de Planeamiento Energético; Guillermo A. Koutoudjian, Coordinador de Cooperación Internacional y Rocío Rodríguez, Coordinadora de Energía y Cambio Climático, a los fines de analizar desafíos y oportunidades de las energías renovables en el país.
Por parte de CADER participaron Martín Dapelo, Vocal y coordinador del comité de financiamiento; Marcelo Álvarez, Vocal y coordinador del comité de energía solar fotovoltaica, y JuanManuel Alfonsín, Director Ejecutivo.
Tras concluir el encuentro, Juan Manuel Alfonsín, destacó la predisposición de las autoridades: “Queremos resaltar la vocación de la Subsecretaría de Planeamiento Energético para trabajar en conjunto con CADER los temas más importantes que hoy requiere nuestra industria”.
Por su parte, CADER se comprometió a compartir un reporte de mercado que se encuentra en pleno proceso de realización y estará publicado en los próximos meses con el propósito de analizar la competitividad alcanzada por el sector, así como su potencial de desarrollo para el corto, mediano y largo plazo.
“Vamos a presentar un relevamiento de proyectos en las distintas provincias que incluirá los que se encuentran actualmente en proceso de elaboración y aquellos que están listos para construir pero encuentran dificultades en el financiamiento, diseñados por parte de nuestros asociados”, mencionó.
Respecto a los objetivos, Alfonsín explicó los alcances: “La intención de este detalle de proyectos apunta a realizar, en principio, un diagnóstico certero del estado de situación que facilite la toma de decisiones, y el diseño de estrategias que permitan concretar importantes inversiones para sumar generación renovable a la matriz”.
Siguiendo la idea, planteó: “Nos enfocamos en buscar alternativas para el financiamiento que apunten a viabilizar las iniciativas de inversión”, puntualizó Alfonsín.
En este sentido CADER saludó que los representantes de la Subsecretaría de Planeamiento Energético mostraron gran interés por dar continuidad al tema con foco en las finanzas sostenibles.
Y es en esta línea que se analizó el rol que las energías limpias pueden brindar en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) considerando que el sector energía representa más del 50% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Argentina.
Asimismo, conforme al gran interés que mostró en 2020, CADER invitó personalmente al Subsecretario Javier Papa y su equipo, a participar y acompañar el “Diálogo Federal por una Argentina Renovable”, espacio conformado a los fines de debatir entre los representantes provinciales, el Gobierno Nacional, y los comités de trabajo de CADER, planes para la incorporación de energías renovables a lo largo y ancho del país, tanto de grandes centrales como de la generación distribuida.
En la reunión también se acordó acompañar iniciativas vinculadas al hidrógeno verde, la generación distribuida, proyectos de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión, y para el desarrollo de la industria nacional.
“Acordamos desarrollar hojas de ruta para cada una de las tecnologías renovables – eólica, solar, bioenergías y mini-hidroeléctrica – para tener objetivos de mediano y largo plazo consistentes con las contribuciones nacionales ambientales y al mismo tiempo garantizar el consenso sobre los pasos a seguir en lo inmediato por parte de todos los actores”, concluyó Alfonsín.
En los últimos cuatro años, clientes abonados de las empresas distribuidoras de electricidad de nuestro país han invertido en promedio $1.3 millones al mes en sistemas de energía solar. Utilizaron su capital o pidieron prestado para invertir más de $60 millones en equipo que les previera electricidad más barata que la del poste. Nadie los obligó. Lo hicieron porque confían en el futuro del país y buscan la forma de ser más eficientes y competitivos.
No fue un abonado o una gran empresa, sino que fueron más de 2,000 clientes de todas las industrias y servicios, y de todas las zonas del país. La inversión promedio fue de $30,000 por abonado, por lo que no fue una decisión antojadiza ni con visión de corto plazo. Más aún, si esas inversiones fueron financiadas es porque el flujo de caja proyectado las justificaba.
Hace cuatro años, creer que “yo consumidor” podía generar mi propia energía a un menor costo que comprarla de la distribuidora era un mito impulsado por un avance tecnológico importado. Hoy tendríamos que asumir que esos dos mil y pico de abonados han estado equivocados de no ser porque el crecimiento ha sido exponencial inclinando la curva hacia el último de esos 4 años.
En promedio, cada uno de esos inversionistas de nuestro país recuperará su inversión en cinco años. Eso no solo quiere decir que está obteniendo un rédito sobre su dinero de al menos el 20% por año, sino que además a partir de ese quinto año su propia energía no tendrá costo alguno. Tendrán energía gratis por 20 años dado que los paneles solares tienen una vida útil garantizada de 25 años.
Todas esas inversiones se lograron sobre la base legal de un reglamente temporal publicado en marzo 2016 y cuyo objetivo era recabar experiencia nacional para luego actualizar la regulación. Cada uno de esos inversionistas tuvo que luchar contra la voluntad de las distribuidoras quienes desde un principio vieron como su cliente cautivo encontraba una alternativa. Quizás de ahí que les llamen abonados y no clientes.
Esa inversión hecha por todos esos arriesgados emprendedores hoy solo representa el 1% de la energía eléctrica del país. Sin embargo, fueron $60 millones que no tuvo que endeudarse el ICE o ninguna de las distribuidoras y de los cuales sólo los inversionistas correrán el riesgo, en lugar de todos los costarricenses. Sin incentivos, y más bien con regulaciones y limitaciones, toca hoy aplaudir a quienes se atrevieron a invertir para ser mejores.
Una nueva ley, que tan siquiera elimine los obstáculos al inversionista y preserve la seguridad energética de la red eléctrica, sería el catalizador para acelerar aún más estas inversiones en tecnología ya probada. Fueron solo el 0.1% de los abonados los que optaron por invertir y arriesgar con tal de ahorrar en esos cuatro años. Con la apropiada regulación sería fácil lograr que el 1% de los abonados se atrevan a usar el Sol e inviertan entonces $600 millones en los próximos años. Reactivemos nuestra economía eliminando restricciones al abonado. Hoy ya es posible dado que el Sol no nos cobra.
¿Qué principales problemáticas actuales las motivaron a fundar Mujer y Energía?
LM: Mujer y Energía, el primer grupo colaborativo de mujeres profesionales del sector energético en Panamá, nace para ser un espacio que fomenta y reconoce el desempeño de la mujer en el sector, a la vez que participa activamente al servicio de la comunidad nacional con relación a los temas académicos y de gestión social.
A través de sus actividades, impulsará el uso de las energías renovables no convencionales y creará conciencia sobre el ambiente y el cambio climático, promoviendo además una nueva cultura energética sostenible y una transición energética inclusiva con la mujer.
VV: Vimos que existía un área de crecimiento ya que Panamá no contaba con un grupo dedicado a promover la participación de la mujer en el sector energético, el cuál ha sido mayormente masculinizado por la sociedad a lo largo de la historia. Entendemos la importancia de la interconexión profesional en la actualidad, y por tal, decidimos crear Mujer y Energía.
Este grupo es un punto de convergencia para las mujeres profesionales del sector energético de Panamá, permitiéndonos ampliar nuestro conocimiento a través del constante intercambio de ideas.
¿Qué principales actividades impulsarán este año como asociación?
Estaremos impulsando una serie actividades académicas y de gestión social enfocados en los temas de género, energía y ambiente. Trabajaremos como grupo y también en colaboración con otros actores destacados del sector en temas afines.
¿Tienen algunas recomendaciones para actualizar regulaciones en el sector?
LM: Por el momento, mis recomendaciones van dirigidas a que el sector en general, tanto del área de electricidad como hidrocarburos, debe fomentar e incrementar la participación de género, además de invertir en su capacitación, especialmente cuando Panamá ya está en la senda hacia la transición energética.
Sin duda habrá una alta demanda de profesionales y las mujeres debemos aspirar a tener también un rol más preponderante y oportunidades dentro de un sector mayoritariamente masculinizado.
Cabe destacar que, países hermanos como Chile, México y Argentina promueven la iniciativa de integración de la mujer en el sector energético, siendo altamente reconocida por la unión público-privada, en donde se han creado programas especiales para promover ferias laborales, salarios equitativos y capacitación para las mujeres.
VV: Es importante la integración de todos los actores del sector para conseguir avances considerables, y esto incluye la participación de la mujer. No debemos perder de vista el desarrollo constante de nuevas tecnologías, por lo que un trabajo en conjunto permitirá que la regulación de nuestro país las equipare.
¿Cuándo será el lanzamiento? ¿En qué consiste el evento?
El lanzamiento de Mujer y Energía, se estará llevando a cabo el sábado 20 de febrero de 5:00pm a 6:30pm (hora de Panamá), siendo un evento virtual a través de Zoom y transmitido en nuestras redes sociales, además de contar con reconocidas empresas como aliados, como Celsia y American Intelligence Group.
¿Dónde se pueden inscribir las/los interesados en presenciarlo virtualmente?
Será un evento gratuito y abierto para la participación de todo el público interesado.
Contaremos con reconocidas panelistas nacionales e internacionales como: Luisa Alvarado (Celsia), Jessica Young (PNUD), Regina Ranieri (Diplomatura CEMA) y Rebeca González (Invest in Latam), hablando sobre temas de género y energía.
Teniendo, además, la participación del destacado pintor panameño Rolo de Sedas, quien nos contará sobre sus famosas pinturas “Mamis”, como artista invitado. Siendo encargadas de moderar este evento, Nanda Singh, Periodista de Revista Energía Estratégica y Yandira Nuñez, Editora Sabatina de La Estrella de Panamá.
Minsait, una compañía de Indra, firmó un acuerdo de colaboración con Implico, proveedor de soluciones de TI para la industria del Downstream (distribución y comercialización de combustible), para ofrecer soluciones de vanguardia que contribuyan a la digitalización del sector.
Las compañías en el sector de combustibles vienen enfrentando un contexto en continua transformación por la transición energética, las regulaciones cada vez más exigentes, la inestabilidad en los precios del crudo, y la transformación en las pautas de consumo. Durante el 2020, el COVID-19 sumó nuevos factores de complejidad, generando un shock de demanda por la interrupción temporal del transporte, que provocó exceso de stocks y el derrumbe de precios, lo que a su vez contribuyó a acelerar los cambios que ya se estaban produciendo en los patrones de movilidad, como la extensión masiva del teletrabajo o la reducción de los viajes de empresa, entre otros.
Ante esta situación, las compañías del sector que operan en el Downstream y específicamente en la Distribución de combustibles y Gestión de Estaciones de Servicio (EESS), enfrentan el desafío de adaptarse rápidamente al nuevo escenario, obteniendo mejoras en el corto plazo para reinventarse en un fututo, revisando su portfolio e incorporando nuevas fuentes de ingresos a su cuenta de resultados que garanticen su supervivencia.
Minsait e Implico se unieron con el objetivo de plantear a los clientes una propuesta diferencial, que les permita abordar esta transformación, basada en los siguientes pilares:
● La experiencia y conocimiento de ambas compañías en la industria, contando con importantes referencias en procesos de transformación
● Liderazgo y especialización en las soluciones de referencia para la Gestión de Estaciones (SAP RFNO) y Logística Secundaria (SAP SDM) integrado en el catálogo de soluciones SAP, lo que facilita la automatización, la optimización de la cadena de suministro y la incorporación de una nueva oferta al portfolio comercial
● Modelos de entrega ágiles, que permiten a las compañías seguir prestando servicio mientras se transforman, al mismo tiempo que incorporan nuevas soluciones y mejoras en su operativa
La alianza, además, se extiende a las filiales que ambas compañías tienen en Latinoamérica y Europa, lo que les permitirá dar cobertura a las compañías de petróleo y gas que operan en estas regiones y acompañarlas en su digitalización para adaptarse con eficiencia a las condiciones que impone el mercado.
Minsait, una compañía de Indra, es una empresa líder en consultoría de transformación digital y Tecnologías de la Información en España y Latinoamérica. Minsait presenta un alto grado de especialización y conocimiento sectorial, que complementa con su alta capacidad para integrar el mundo core con el mundo digital, su liderazgo en innovación y en transformación digital y su flexibilidad.
Por Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable *
Marie Curie fue una científica y feminista pionera en el estudio de la radioactividad. Sus dos premios Nobel reflejan la magnitud de sus logros, cuyo legado se extiende hasta el día de hoy. Ni los más recalcitrantes prejuicios de la época la hicieron desistir de su compromiso con la ciencia y la técnica, lo que quedó de manifiesto cuando afirmó que “Nada en la vida es para ser temido, es sólo para ser comprendido. Ahora es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos”.
Es importante recordar estos pensamientos, sobre todo en momentos como éste, en el que referentes del campo científico argentino parecen más proclives a temer y a infundir temor que a esforzarse por comprender.
Días atrás tomó estado público un documento con el sello de la Mesa de Coordinación Técnica sobre Zonificación Minera CCT CONICET-CENPAT, en el que, muy lejos del espíritu de Madame Curie, se efectúan una serie de afirmaciones más tendientes a inducir miedo que a estimular la generación y transmisión de conocimientos.
Son incontables las falacias que dicho documento manifiesta, como el suponer que un puñado de accidentes mineros implica una amenaza de contaminación, tan falaz como lo sería afirmar que el transporte aéreo constituye una amenaza de muerte violenta, sobre la base de considerar accidentes aéreos ocurridos en el pasado.
El nivel de desconocimiento reflejado en dicho documento es tal, que confunde los aspectos que son objeto de una ley con aquellos que son aplicables a cada proyecto en particular, y que tanto en la Argentina como en cualquier país del mundo se tratan durante el proceso de evaluación de impacto ambiental de cada proyecto, como es el caso del uso del agua o de las áreas de afectación directa e indirecta.
También es falaz la afirmación de que no hayan existido instancias de participación en el proyecto de zonificación, falacia que queda de manifiesto en el hecho de que el CENPAT rechazó públicamente la invitación al diálogo generada por el gobierno de Chubut. Entendemos que si eligieron no participar es porque no están dispuestos a discutir la forma en que puede desarrollarse la minería.
Por el contrario, todo indicaría que consideran que la minería sencillamente no debe desarrollarse. Y es llamativo que el CENPAT se oponga a la minería y, al mismo tiempo, desarrolle una labor científica que no sería posible sin minerales. Sin los materiales procedentes de la minería no existirían los espectrómetros, ni los digestores por microondas, ni las estufas, ni las muflas, ni las balanzas, ni los cromatógrafos, ni las centrífugas, ni los microscopios, ni los autoclaves, ni las campanas de extracción, ni los termocicladores, ni los espectrofotómetros, ni las cámaras de cultivo, ni los muestreadores, ni los agitadores, ni las microcentrífugas, ni los fluorómetros, ni las cortadoras de rocas, ni las computadoras, ni las impresoras, ni los teléfonos, ni los GPS, ni los vehículos, ni las agujas utilizadas en la vacunación contra el COVID-19, ni ningún otro de los equipos que, de acuerdo con su sitio web, el CENPAT utiliza cada día para realizar su labor.
Es a la vista de ello que la oposición del CENPAT se torna aún más preocupante, porque el mensaje que indirectamente transmite a la sociedad es que la minería es imprescindible para el desarrollo de la ciencia, y de la humanidad en general, pero los presuntos impactos asociados a la misma los debe sufrir el prójimo, ya sea en otras provincias o en otros países en los que, por cierto, los efectos del cambio climático global se sienten y seguirán sintiéndose tanto como en Chubut.
Esta postura resulta sumamente peligrosa, pues conlleva la externalización de riesgos ambientales, algo que se creía propio de algunas actividades productivas pero que, en este caso, es realizado por una institución científica. Es una postura que alienta un egoísmo y un individualismo muy contrarios a los valores que el CENPAT afirma defender.
Ahora bien, ¿es la postura del CENPAT representativa de la comunidad científica?La respuesta es un rotundo no, que queda en evidencia al recordar las recientes jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero Argentino, de las que participaron personalmente la presidenta del CONICET, Ana Franchi, y el Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Roberto Salvarezza. En dicha oportunidad, el Dr. Salvarezza manifestó: “Quiero destacar la iniciativa de mirar a la minería a largo plazo y su articulación contemplando la ciencia, la tecnología y el medio ambiente. Una mirada trasversal que está atravesada por la discusión de la licencia social. Es importante la ciencia en el debate, un compromiso que desde el ministerio asumiremos para que se lleve adelante con la mayor transparencia dejando de lado posiciones extremas”.
Y es lógico que un Ministro de Ciencia esté a favor del desarrollo de la minería, no sólo porque entiende que es una actividad con un alto potencial para contribuir al desarrollo de nuestro país, tal como lo hizo con países de mayor tradición minera como Australia o Canadá, sino también porque entiende que los salarios de los investigadores del sistema científico nacional se pagan con el presupuesto nacional, el cual también se nutre de las retenciones a las exportaciones y del impuesto a las ganancias que pagan las empresas mineras que operan en provincias en las que la actividad no se encuentra prohibida. Por cierto, de dicha contribución impositiva también se beneficia la provincia de Chubut, no sólo a través de los salarios de trabajadores nacionales como los del CENPAT, sino a través de la coparticipación federal.
El potencial de la minería fue reconocido por la Asamblea de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, cuando en su cuarto período de sesiones aprobó la Resolución UNEA/EA.4/Res.19 sobre gobernanza de los recursos minerales. Dicha resolución reconoce la importante contribución de la minería al logro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y la dependencia que las tecnologías limpias con bajas emisiones de carbono tienen respecto de la extracción de metales y minerales.
Dejando al descubierto lo inconducente y falto de ética en la consigna de NO es NO, es necesario reconocer el valioso aporte que el sistema científico puede hacer en la discusión acerca de CÓMO puede desarrollarse la actividad. Un valioso aporte en ese sentido fue dado por la presidenta del CONICET, la Dra. Ana Franchi, durante las jornadas participativas para el desarrollo del Plan Estratégico de Desarrollo Minero, cuando manifestó que “esta pandemia ha puesto de manifiesto la necesidad de trabajar y de enfocar la investigación a los temas y necesidades del país. Esto se pudo hacer con la pandemia y ha tenido respuestas muy positivas. Creo que hay muchos temas en los que nos podemos enfocar porque tenemos una sólida comunidad científica preparada que, si hay un desafío, lo puede afrontar”.
Respecto del abordaje necesario para el desarrollo minero, la Dra. Franchi agregó que éste requiere “pensar en lo ambiental con seriedad, en las investigaciones y en lo social” y aseguró que los treinta profesionales del CONICET especializados en minería (que participarán de los debates del PEDMA) aportarán investigaciones certeras frente a “mucha información que está circulando que no está fundamentada”.
Es cierto que la actividad minera supone ciertos riesgos, de la misma forma en que lo suponen otras actividades como la petrolera, la agropecuaria o la industrial, pero, lejos del trágico relato que tan fácil se suele viralizar, la minería moderna se efectúa con altos estándares de calidad ambiental, que reducen considerablemente esos riesgos.
Desde la Red de Académicos por el Desarrollo de una Minería Sustentable (RAD-MS) defendemos la necesidad de un saludable desarrollo de la actividad minera y de toda su cadena de valor, en el marco del cuidado del ambiente y a través del conocimiento científico-tecnológico. Estamos convencidos de que la actividad minera puede constituirse en uno de los pilares de la reconstrucción del entramado productivo y social de Argentina.
Finalmente creemos que la minería tiene mucho por mejorar en nuestro país y que nuestros científicos tienen mucho para aportar en ese sentido. Pero esa mejora requiere actuar con responsabilidad, porque tal como nos enseñó Madame Curie, es el momento de entender más, de modo que podamos temer menos.
* ADARVEZ, Silvina bióloga; AHUMADA, Marita, geóloga-ambientalista; ALONSO, Ricardo, geólogo; ARIAS, Darío, abogado; BELLINI, Marcelo Rubén, ingeniero de minas; BENEGAS, Oscar Armando, ingeniero de minas; BONALUMI, Aldo Antonio, geólogo; CASADIDIO, Natalia, socióloga; CASTRO, Liliana, geóloga; DA CUNHA, Javier, licenciado en Higiene y Seguridad; DECONO, Francisco, especialista en Higiene y Seguridad en el Trabajo Agrario- Ingeniero Químico; DE OLIVERA, Denise, periodista; FERNÁNDEZ, Mariano, abogado; FRIDMAN, Diego Hernán, médico, docente-Investigador, geología médica; GARCÍA, Susana, médica toxicóloga; GONZÁLEZ, Adriana, politóloga; GUARIDO, Julio Cesar, geógrafo; HERRERA, Rinaldo, ingeniero de minas; LAVANDAIO, Eddy, geólogo; LECAM, María Sabrina, ingeniera ambiental; LENCINA, Robert, geólogo y mediador; LICHTSCHEIN, Cecilia, ingeniera ambiental; LÓPEZ, Luis Eduardo, geólogo; MAZZIERI, Carolina, geóloga; y siguen las firmas.
Emerson (EMR en la bolsa de Nueva York), una compañía global de software y tecnología de automatización, recibió el premio «Plataforma de análisis de IoT del año» por su software Plantweb Optics Analytics. El honor, parte de la 5.ª edición anual de los premios IoT Breakthrough, reconoce al software de análisis de Emerson que emplea inteligencia artificial y machine learning para mejorar la confiabilidad, la seguridad y la sustentabilidad, mientras se optimiza la producción de los fabricantes industriales.
«Los fabricantes industriales generan gran cantidad de datos, pero pocas compañías en realidad obtienen la información necesaria para optimizar sus operaciones», comentó Stuart Harris, presidente del grupo de la unidad de negocios de transformación digital de Emerson. «Con Plantweb Optics Analytics, le ofrecemos a los fabricantes capacidades avanzadas de análisis que son fáciles de implementar y rápidas a la hora de ofrecer resultados. Este premio IoT Breakthrough reconoce nuestra tecnología líder en la industria, la experiencia y el enfoque en la creación de valor para nuestros clientes».
Las nuevas tecnologías presentan una amplia variedad de oportunidades para los fabricantes actuales. De hecho, el análisis tiene el potencial de ofrecer más de $4 billones de crecimiento en fabricación industrial, según McKinsey. Plantweb Optics Analytics de Emerson es un potente software de análisis de IoT industrial que recopila e interpreta datos operativos para ofrecer visibilidad en tiempo real de la condición del equipo y el desempeño operativo. Junto con la especialización sectorial incorporada, Plantweb Optics Analytics puede mejorar el desempeño en todos los niveles de una empresa, de equipos sencillos y activos complejos a unidades de procesos y plantas de producción completas. Plantweb Optics forma parte del galardonado Plantweb Digital Ecosystem de Emerson, con tecnologías, software y servicios de transformación.
El software Plantweb Optics Analytics de Emerson se basa en una combinación de modelos impulsados por datos y análisis impulsados por principios para identificar, predecir y evitar más del 80 % de las fallas comunes en los activos, al aprovechar el machine learning, el modelado predictivo y la inteligencia artificial a fin de proporcionar información que impacte el desempeño del negocio. Recientemente, la compañía también presentó la tecnología de realidad aumentada (AR) para Plantweb Optics, la cual permite que los trabajadores tengan acceso mejorado a información crítica y asesoramiento de expertos, además de potenciar la colaboración remota para mantener las operaciones y evitar periodos de inactividad.
Los premios IoT Breakthrough reconocen a los innovadores, los líderes y los visionarios de todo el planeta en una variedad de categorías del Internet de las cosas, entre ellas el IoT industrial, IoT empresarial, IoT para consumidores, IoT residencial y más. El programa de este año atrajo a más de 3850 nominaciones de compañías de todo el mundo.
«Con Plantweb Optics Analytics, las organizaciones tienen una plataforma ‘innovadora’ que les ayuda a mejorar áreas de desempeño clave como la confiabilidad, la seguridad, la optimización de la producción y la gestión energética ―los mayores promotores de ganancias para las operaciones de un fabricante»―, expresó James Johnson, director ejecutivo de IoT Breakthrough. «La innovación en IoT de Emerson se destaca en la categoría de análisis de IoT este año y nos complace poder nombrar a Emerson como el ganador del premio IoT Breakthrough de 2021».
La secretaría de Energía busca evitar que haya cortes de servicio durante el invierno. Los estudios se centran en el puerto de Ingeniero White, en Bahía Blanca. Otras opciones se estudian como complementarias. El verano está llegando a su fin y desde el gobierno nacional saben que eso implica que se acaba el tiempo para definir cómo se completará la oferta de gas para este invierno y es por esto que desde la secretaría de Energía de la Nación ya se analiza seriamente volver a contratar un buque regasificador para el puerto de Bahía Blanca. Con las cartas sobre la mesa, el […]
Entre YPF y Tecpetrol tienen las áreas con más producción. La petrolera controlada por el Estado lidera el segmento convencional y no convencional. Neuquén se convirtió en la provincia del shale gas de la mano de YPF y Tecpetrol, las dos mayores productoras en este segmento de la producción gasífera. A lo largo del 2020, la producción de gas total fue de 24.644 millones de metros cúbicos (MMm3), de los cuales 16.941 MMm3 surgieron de formaciones no convencionales, principalmente el shale de Vaca Muerta y algo de tight. Los datos que pueden verse en el gráfico interactivo lo realizó Ricsa a pedido de +e con datos oficiales de la Secretaría de […]
La puesta en marcha del Plan Gas Ar traerá aparejada una serie de cambios en las condiciones de compra del combustible gaseoso. No obstante, especialistas pronostican que seguirá siendo muy competitivo frente a las naftas. El Programa de Promoción a la Producción de Gas Argentino, denominado Plan Gas Ar, tiene como objeto incentivar la inversión para satisfacer la demanda interna y sustituir importaciones ahorrando divisas y bajando el costo fiscal. Sin embargo, el GNC y los clientes industriales quedaron fuera de sus alcances. Al respecto, Luis Navas, el asesor de AES y del espacio Expendedores Unidos y especialista legal en cuestiones […]
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En algunas provincias comenzaron las negociaciones con las empresas eléctricas con el propósito de adecuar las tarifas, con reclamos que van desde el 20 al 37%, como sucede en Mendoza, Tucumán y Salta y a las que podría sumarse Chaco. Qué pasará en Río Negro. Corresponderá a un acuerdo entre el EPRE y la distribuidora EdERSA. Las empresas aducen que los ingresos actuales no les permiten cubrir sus costos, según explican las empresas del sector. Eso las lleva a acumular deudas con Cammesa, la administradora mayorista del sistema eléctrico. En Mendoza, el aumento fue del 30% promedio. Es para Edemsa, cuyos […]
Carlos Pereyra, Director Ejecutivo de la Agencia de Inversiones de Neuquén, aportó más información de la subasta pública y opinó sobre los contratos detenidos adjudicados en el Programa RenovAr y el Mercado a Término. Días atrás la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN) hizo pública su subasta para la construcción de un parque solar “Alamito”. En principio la licitación será para 1 MW con todas las especificaciones para ampliarlo a 4 MW. Las propuestas para el proyecto que posee un presupuesto oficial de 135 millones de pesos más IVA se recibirán hasta el 5 de abril. Carlos Pereyra, Director Ejecutivo de la […]
El gobierno designó a Diego Roger en la Dirección de Biocombustibles, que depende de la Subsecretaría de Hidrocarburos a cargo de Maggie Videla Oporto. El sector está en plena discusión sobre el marco normativo del régimen de fomento. El gobierno designó a Diego Roger al frente de la dirección de Biocombustibles, un área que en la Secretaría de Energía depende de la dirección de Refinación y Comercialización que está bajo la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos a cargo de Maggie Videla Oporto. Roger está en actividad en la dirección de Biocombustibles desde hace algunas semanas, pero hoy fue confirmado y designado formalmente […]
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