“Cuando le preguntan al presidente (Luis Abinader), a mí o cualquier representante del Gobierno sobre el Pacto Eléctrico, nosotros decimos que estamos hábiles, listos, a firmarlo este mes, el mes que viene, pasado mañana; estamos listos para eso”, aseveró Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas (MEM)
Dijo que su disponibilidad a la firma del Pacto se debe a que habían hecho varias observaciones cuando estaban en la oposición para la firma del Pacto Eléctrico y que éstas se han comenzado a implementar desde el Gobierno.
Se refirió al proceso de eliminación de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), la reducción de los tres consejos de las distribuidoras (Edenorte, Edesur, y Edeeste) en uno solo y trabajar en la expansión de la generación de electricidad basado en un plan de mínimo costo.
“Si ya nosotros estamos haciendo todo eso, entonces no tenemos necesidad de negarnos a firmar un pacto, porque el pacto no nos impide hacer la reforma que se requiere”, planteó.
Y sostuvo que muchas de las cosas que han comenzado a aplicar eran reclamaciones que exigían algunos sectores involucrados en la discusión del pacto cuando se intentó firmarlo en la pasada gestión.
“La gente dice: ¿por qué ustedes antes se oponían y ahora lo aprueban?, porque nosotros ahora desde el Gobierno no tenemos que esperar para que se cumpla la Ley 125-01 de Electricidad”.
Indicó que hay muchos aspectos que están en el Pacto Eléctrico, que fueron discutidos anteriormente, que aún no han sido aplicados y que se comenzarán a implementar cuando se firme el pacto.
Sobre “cancelaciones” en Punta Catalina
El titular del Ministerio de Energía y Minas negó que el personal técnico e ingenieros que fueron capacitados por el consorcio Odebrecht para el manejo de la Central Termoeléctrica de Punta Catalina hayan sido cancelados, y que esta sea la razón que produjo la avería en la caldera de la unidad 2 de la planta que la sacó de servicio el pasado dos de enero.
Aclaró que las desvinculaciones que se realizaron en Punta Catalina en un principio fueron de la parte administrativa de oficina, pero que el personal de ingeniería, técnicos y operadores entrenados por el consorcio durante la construcción de la obra permanecen en sus puestos.
“Es muy fácil que la prensa vaya y le pregunte a cada uno de ellos desde cuándo está trabajando en la planta. El pasado administrador de Punta Catalina debería ser más responsable y especificar qué personal fue separado”, expresó.
Sostuvo que en marzo del 2020 la unidad 2 de Punta Catalina había salido de servicio por casi 30 días por fallas en la caldera, situación que se repitió en abril del mismo año, cuando la administraba la pasada gestión. Ahora está fuera de servicio desde el 2 de enero.
“Vaca Muerta ya compite en productividad con las mejores cuencas petroleras estadounidenses de Texas y Nuevo México”, asegura un informe de consultora energética noruega Rystad Energydistribuido este miércoles. El trabajo remarca que la producción de crudo en la formación alcanzó en diciembre un nuevo record de 124.000 barriles diarios y pronostica que podría llegar a 150.000 barriles si se mantiene la actividad actual.
Rystad Energy subraya que la producción de YPF llegó a representar cerca del 95% del petróleo no convencional extraído de Vaca Muerta hace apenas cuatro años, gracias al desempeño del yacimiento Loma Campana que explota de manera conjunta con la estadounidense Chevron. Sin embargo, en los últimos tiempos otros productores como Shell, Pan American Energy, Vista, ExxonMobil y Pluspetrol dieron un paso adelante e intensificaron su actividad en la formación y han pasado a concentrar un mayor volumen de la producción.
Vista produjo en diciembre 15.000 barriles de petróleo diarios.
El informe aclara incluso que YPF todavía no retornó a los niveles de producción de petróleo en Vaca Muerta que tenía antes de la pandemia y remarca que la recuperación de la producción en la formación fue impulsada principalmente por productores que llevaron adelante agresivos programas de inversión. “Vista produjo en diciembre 15.000 barriles de petróleo diarios y Shell lo siguió con 13.000, marcas que deben ser consideradas como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores”, afirma Rystad.
La consultora noruega remarca en su informe de prensa que los operadores de Vaca Muerta están haciendo un gran esfuerzo para incorporar las mejores prácticas de explotación no convencional que se llevan adelante en Estados Unidos. “La velocidad promedio de terminación, medida en metraje lateral por día o en arena fraccionada bombeada por día, se ha más que duplicado desde 2016”, dice el informe.
Incluso señala que, a diferencia de lo que ocurre en las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han alcanzado un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en modo factoría. “Hemos visto una mejora del 6 al 7 por ciento en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020”, destacan.
El informe sostiene también que “la producción bruta de gas cayó por debajo de los 900 millones de pies cúbicos por día (MMscfd) en diciembre por primera vez desde octubre de 2018”. Rystad remarca que tanto Tecpetrol como YPF, los dos mayores productores de gas en Vaca Muerta, tuvieron que implementar reducciones considerables de producción en el cuarto trimestre, una práctica habitual frente a los bajos niveles de consumo estacional.
Además, la consultora sostiene que la incertidumbre en torno al futuro de los subsidios para la producción de gas no convencional también afectó las operaciones. “Si bien la ventana de gas de Vaca Muerta ofrece un amplio potencial para un desarrollo probado de bajo costo, seguimos siendo conservadores sobre las posibilidades de que la porción de gas crezca sustancialmente en el mediano plazo”, aclara.
Por último, el informe remarca que el rango de recuperación final estimada (EUR) para las últimas terminaciones de Vaca Muerta es comparable a lo que estamos viendo en los plays de Midland y Eagle Ford de Estados Unidos, mientras la proporción de gas sobre petróleo es extremadamente baja, aún más baja que en Bakken, lo que ayuda a Vaca Muerta a lograr un flujo de petróleo superior en EUR por pie lateral.
”Esto enfatiza el hecho de que los productores de ventanas de petróleo de Vaca Muerta casi no tienen exposición a la economía del gas y los líquidos de gas natural (LGN), mientras que los productores en Estados Unidos enfrentan un impacto particularmente alto en su economía general durante las recesiones en los mercados de gas y LGN”, sostiene el documento.
La provincia de Buenos Aires firmó un acuerdo para la utilización de YPF Ruta para el abastecimiento de combustibles, lubricantes y BOXES.
Además, podrá mejorar el control y la administración de los consumos de su flota vehículos.
En una primera etapa, este acuerdo alcanza a la flota de la Secretaría General de Gobierno y la Jefatura de Gabinete. El mismo acuerdo podrá extenderse al resto de los Ministerios, otros poderes del Estado y Municipios de la provincia de Buenos Aires.
De esta manera, el gobierno provincial podrá generar importantes ahorros en el gasto en combustible, al tener un seguimiento del consumo de cada auto de su flota y acceder a precios diferenciales en los combustibles.
También, permite simplificar administrativamente los procedimientos al consolidar las cargas de combustibles, lubricantes y cambios en Boxes en un solo dispositivo.
YPF Ruta es la evolución tecnológica del programa de servicios para la logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000 vehículos adheridos.
Durante la firma estuvieron presentes el Jefe de Gabinete de Ministros de la provincia, Carlos Bianco, el Secretario General de Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, Federico Thea, el CEO de YPF, Sergio Affronti, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martin, y el gerente de Departamento de Asuntos Institucionales, Santiago Carreras.
Por tercer año consecutivo, Pampa lideró la generación de energía eléctrica en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3% del total producido a nivel nacional.
Esta cifra fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país.
Pampa inauguró el año pasado el segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba
En comparación con el año anterior, la generación de Pampa aumentó un 6%. Mucho tuvo que ver con este hito, la inauguración en junio de 2020 del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes del país, con una potencia instalada de 1.243 MW. Para ese proyecto, Pampa Energía invirtió 320 millones de dólares.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, expresó: “Es un orgullo ser, por tercer año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina. Desde hace 15 años Pampa trabaja e invierte para producir más energía y seguir sumando capacidad instalada al parque nacional. Por ello, gracias al esfuerzo de todos nuestros colaboradores, alcanzamos un nuevo hito que contribuye a brindar la energía que el país necesita”.
Actualmente, entre los planes de expansión en cartera, la compañía trabaja junto a YPF en el cierre a Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada Barragán, que constituye uno de los proyectos de infraestructura más importantes del país. Se prevé su habilitación en 2022 y una inversión total de 200 millones de dólares.
A través de todos sus activos de generación eléctrica, actualmente Pampa opera una potencia instalada de 4.944 MW, sumado a otros 295 MW en expansión, por lo que la capacidad instalada total ascendería a 5.239 MW.
En años anteriores, Pampa también fue la mayor generadora privada del país, con el 11,9% y 10,8% de la energía eléctrica producida en 2019 y 2018, respectivamente.
Por tercer año consecutivo, Pampa lideró la generación de energía eléctrica en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3% del total producido a nivel nacional. Esta cifra fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país. En comparación con el año anterior, la generación de Pampa aumentó un 6%. Mucho tuvo que ver con este hito, la inauguración en junio de 2020, del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó […]
La provincia de Buenos Aires firmó un acuerdo para la utilización de YPF Ruta para el abastecimiento de combustibles, lubricantes y BOXES. Además, podrá mejorar el control y la administración de los consumos de su flota vehículos.
Loa funcionarios bonaerenses Santiago Carreras, Carlos Bianco y Federico Thea y el CEO de YPF, Sergio Affronti en la firma del acuerdo.
En una primera etapa, este acuerdo alcanza a la flota de la Secretaría General de Gobierno y la Jefatura de Gabinete. El mismo acuerdo podrá extenderse al resto de los Ministerios, otros poderes del Estado y Municipios de la provincia de Buenos Aires.
De esta manera, el gobierno provincial podrá generar importantes ahorros en el gasto en combustible, al tener un seguimiento del consumo de cada auto de su flota y acceder a precios diferenciales en los combustibles. También permite simplificar administrativamente los procedimientos al consolidar las cargas de combustibles, lubricantes y cambios en Boxes en un solo dispositivo.
YPF Ruta es la evolución tecnológica del programa de servicios para la logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000 vehículos adheridos. Durante la firma estuvieron presentes el Jefe de Gabinete de Ministros de la provincia, Carlos Bianco, el Secretario General de Gobierno de la Provincia de Buenos Aires, Federico Thea, el CEO de YPF, Sergio Affronti, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martin, y el gerente de Departamento de Asuntos Institucionales, Santiago Carreras.
Por tercer año consecutivo, Pampa Energía lideró la generación de electricidad en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3 % del total producido a nivel nacional.
Esta producción se alcanzó a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país, explicó la energética.
En comparación con el año 2019, la generación de Pampa aumentó 6 % y mucho tuvo que ver con este hito la inauguración, en junio de 2020, del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes usinas del país, con una potencia instalada de 1.243 Megavatios (MW). En ese proyecto, Pampa Energía invirtió 320 millones de dólares.
El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, expresó al respecto que “es un orgullo ser, por tercer año consecutivo, la empresa independiente que más energía eléctrica generó en la Argentina”. “Desde hace 15 años Pampa trabaja e invierte para producir más energía y seguir sumando capacidad instalada al parque nacional”. “Por ello, gracias al esfuerzo de todos nuestros colaboradores, alcanzamos un nuevo hito que contribuye a brindar la energía que el país necesita”.
Actualmente, entre los planes de expansión en cartera, la compañía trabaja junto a YPF en el cierre a Ciclo Combinado en la Central Térmica Ensenada de Barragán, que constituye uno de los proyectos de infraestructura más importantes del país. Se prevé su habilitación en 2022 y una inversión total de 200 millones de dólares, indicó la compañía.
A través de todos sus activos de generación eléctrica, Pampa opera actualmente una potencia instalada de 4.944 MW, y sumará otros 295 MW en la expansión, por lo que la capacidad instalada total ascenderá a 5.239 MW.
Pampa también fue la mayor generadora privada del país, con el 11,9 % y 10,8 % de la energía eléctrica total producida en 2019 y 2018, respectivamente.
Naturgy suma 5 estaciones de carga de GNC a su red, ampliando la misma a 11 establecimientos, ubicados en su área de concesión.
Las estaciones se encuentran situadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo que se suman a las estaciones de GNC de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jauregui. En total, la red de estaciones de carga GNC de Naturgy totaliza un volumen de venta mensual de 1.300.000 metros cúbicos.
Al respecto, el Gerente General de Naturgy en Argentina, Alberto González Santos, puntualizó que ”la ampliación de la red de estaciones de carga de GNC refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas a través de un combustible económico y ambientalmente limpio, siendo la alternativa sustentable para los combustibles líquidos”.
El GNC genera un menor impacto en el medio ambiente, reduciendo las emisiones de monóxido de carbono en un 95%, las de dióxido de carbono en un 25%, y las de óxidos de nitrógeno en un 30%. A su vez, el menor precio del valor del GNC con relación a los demás combustibles permite un ahorro del orden del 50 por ciento.
Desde el año 1992 el grupo Naturgy a través de su distribuidora, Naturgy Ban, y su comercializadora, Natural Energy, asumen el compromiso y responsabilidad de abastecer en su área de concesión a todos los segmentos consumidores de gas natural, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales, 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras.
Las estaciones se encuentran situadas en Mercedes, Tres de Febrero, La Matanza y Merlo que se suman a las estaciones de GNC de bandera Naturgy ya existentes, emplazadas en Los Cardales, Gral. Rodríguez, José Ingenieros, Morón, Villa Lynch y Jauregui. En total, la red de estaciones de carga GNC de Naturgy totaliza un volumen de venta mensual de 1.300.000 m3.
”La ampliación de nuestra red de estaciones de carga de GNC refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas a través de un combustible económico y ambientalmente limpio, siendo la alternativa sustentable para los combustibles líquidos”, afirmó Alberto González Santos, Gerente General de Naturgy en Argentina.
Es importante destacar que el GNC genera un menor impacto en el medio ambiente, reduciendo las emisiones de monóxido de carbono en un 95%, las de dióxido de carbono en un 25%, y las de óxidos de nitrógeno en un 30%. A su vez, el menor precio del valor del GNC con relación a los demás combustibles permite un ahorro del orden del 50%.
Desde el año 1992 el grupo Naturgy a través de su Distribuidora, Naturgy Ban, y su Comercializadora, Natural Energy, asumen el compromiso y responsabilidad de abastecer en su área de concesión a todos los segmentos consumidores de gas natural, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales, 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras.
Pese a que un sector de la población se manifestó en contra, el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, convocó formalmente ayer por la tarde a una sesión extraordinaria para el próximo viernes a partir de las 8 de la mañana para intentar aprobar el proyecto de Ley Número 128 de Desarrollo Productivo Sustentable de la Meseta. Según fuentes consultadas por Econojournal al tanto de la votación, el oficialismo tendría los votos necesarios para aprobar la iniciativa.
Se trata de la zonificación que habilita la actividad minera en la provincia, que fue prohibida con una ley luego del plebiscito de la ciudad de Esquel en 2003. En los hechos, la ley elimina la restricción para realizar minería en los departamentos de Gastre y Telsen, una extensa área poco habitada en el centro-norte de la provincia. A la espera de la votación está la compañía Pan American Silver, que depende de su aprobación para que comience a desarrollar Navidad, un proyecto millonario donde se encuentra una de las reservas de plata más grandes del mundo.
Arcioni, que a nivel nacional se referencia con Sergio Massa (que hace pocos días le dio su apoyo sobre el proyecto minero), intentó en diciembre aprobar la misma norma, pero no pudo lograrlo. Ahora vuelve a probar su suerte en la Legislatura. Para eso necesita llegar al menos con el apoyo de 14 de los 27 legisladores. El resultado está abierto por el debate social que genera este tema en la provincia y el impacto político que tiene en los distintos bloques, aunque Arcioni contaría con los votos.
Los votos
Arcioni cuenta con seis votos de legisladores propios y sumaría a los legisladores que abandonaron el oficialismo y crearon un interbloque de Chubut al Frente a mediados del año pasado. Estos legisladores están referenciados con el vicegobernador Ricardo Sastre. También aporta un voto el PRO y algunos legisladores del Frente de Todos.
Mientras que los que se oponen al proyecto son otros legisladores del Frente de Todos y la UCR, que rompió con el PRO por el escándalo que estalló el año pasado sobre el presunto pedido de coimas a empresas mineras del legislador provincial Sebastián López (PRO).
El peronismo
En este escenario, una de las figuras claves para destrabar la votación es Alejandro Linares, ex intendente de Comodoro Rivadavia y actual presidente del PJ provincial. Desde la oposición a Arcioni, el también excandidato a gobernador en 2019 podría aportar los votos necesarios, pero critica las formas en que el gobernador impulsó el debate sobre el proyecto de ley y hace foco en los déficits de los controles estatales sobre la minería. Podría ser determinante la reunión que tuvo hace diez días Linares con el presidente Alberto Fernández en la Casa Rosada. En la reunión conversaron sobre la crítica situación económica y social que atraviesa Chubut y también sobre el proyecto de zonificación minera.
Sin bombos y platillos por la sensibilidad social que genera en la provincia, el gobierno nacional apoya el proyecto para habilitar la minería en Chubut. El secretario de Minería de la Nación, Alberto Hensel, ya lo manifestó públicamente en varias oportunidades.
Segundo intento
Para intentar alcanzar la mayoría, la semana pasada el gobernador Arcioni presentó también algunas modificaciones al proyecto de ley original como llegar al 80% de trabajo local, que el 2% de las regalías vayan a los sindicatos de la actividad y sumar controles a la regulación en materia hídrica, entre otras.
También volvió abrir instancias de debate y mesas de trabajo virtuales. Allí participaron empresas locales, cámaras empresarias y distintos funcionarios provinciales. En paralelo, también se reiniciaron las movilizaciones en rechazo a la megaminería en la provincia, sobre todo en ciudades como Esquel y Puerto Madryn.
Proyecto Navidad
La empresa Pan American Silver aguarda el resultado de la votación que podría habilitar que comience en la Meseta el proyecto Navidad. Se trata de un gigantesco desarrollo que prevé invertir alrededor de 1.300 millones de dólares con una vida útil de 18 años, pero con posibilidades de extenderse por más tiempo a otras zonas.
Al mismo tiempo, el proyecto genera rechazo en parte de la población de la provincia. La oposición de los grupos antimineros pone el foco en el impacto ambiental que tendría el proyecto Navidad en particular, aunque rechazan la megaminería en general. Por otra parte, también ha habido manifestaciones de vecinos de Gastre y Telsen respaldando el proyecto por el impacto que podría tener en la zona a nivel de empleo.
Una de las manifestaciones a favor de la minería en septiembre de 2020.
La producción en el yacimiento petrolífero de la provincia de Neuquén estuvo liderada por YPF con 666 fracturas realizadas. El registro de enero superó al de diciembre y a los mejores meses de 2019. La actividad petrolera en Vaca Muerta, yacimiento localizado en la provincia de Neuquén, evidenció este martes un incremento de casi un 40% en el registro de enero. Dicho aumento se vio reflejado en las etapas de fractura realizadas por las compañías que allí radican. A partir del informe elaborado Luciano Fucello, Country Manager de la empresa NCS Multistage, en el mes pasado se llevaron a cabo […]
La petrolera registró 291 fracturas, con 11 de equipos de perforación y 30 de terminación en actividad. Enero fue récord para Vaca Muerta en más de un año y medio, con 662 etapas de fractura. La actividad en Vaca Muerta marcó un récord en más de un año y medio, según reveló el último informe que elabora el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, en base a las etapas de fractura mensuales que se registran en el megayacimiento de petróleo y gas. En enero pasado, según los datos NCS Multistage, se realizaron 662 etapas de fractura en Vaca Muerta, apenas por debajo de las […]
La petrolera planea realizar más de 40 nuevos pozos y elevar la generación no convencional a los 12 millones de metros cúbicos por día. Es a raíz de los compromisos del Plan Gas.Ar. La petrolera de mayoría estatal anunció hoy que como parte de su compromiso con el recientemente lanzado plan de incentivos a la producción de gas, el Plan Gas.Ar, la firma busca duplicar antes de mayo su producción de gas no convencional. La operadora posee actualmente una producción diaria de 6.000.000 de metros cúbicos de gas no convencional provenientes tanto de los desarrollos shale de Vaca Muerta como de los campos de […]
Ezequiel Serwatka, experto en hidrógeno, augura que en los próximos 5 años este combustible se incorporará en el país con pruebas piloto, y que a partir de la década del 30 ganará mucha presencia. Las Estaciones de Servicio de GNC serán las más adecuadas para adaptarse a esta tecnología. Ezequiel Serwatka es argentino y vive en Bélgica. Actualmente trabaja como Ingeniero de propuestas en John Cockerill y anteriormente ha sido Ingeniero de Proyectos en Tecnologías del Hidrógeno en Hychico. En diálogo con surtidores.com.ar, el experto advierte que este combustible que parece del futuro -el cual se produce a partir de la descomposición […]
La petrolera anunció que la perforación récord ubicada en Bandurria Sur está en plena producción. A fines de 2019 comenzaban las tareas para concretar el que sería considerado el pozo horizontal más extenso de la formación Vaca Muerta. Ubicado en el bloque Bandurria Sur, la rama lateral tiene una longitud de 3.890 metros. Ahora, YPF confirmó que está conectado y entró en producción, una señal de que hay más actividad y producción en la Cuenca Neuquina. Bandurria Sur es una de las áreas que YPF tuvo actividad de fracking, de acuerdo a los más recientes datos compilados y procesados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. La compañía completó […]
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Yvan Bourgnon, un aventurero oceánico francés y su equipo han diseñado un barco que puede recoger basura plástica para evitar que arruine los océanos del mundo y convierte los mismos desechos en combustible para ayudar a impulsar el barco. Yvan Bourgnon ha pasado su carrera compitiendo con veleros en todo el mundo como regatista. A lo largo de los años, se encontró con alfombras flotantes de basura, cada vez más frecuentes. Eso inspiró su nueva aventura: el Manta, un catamarán de 56 metros / 183 pies de eslora impulsado por una combinación de velas de alta tecnología y motores eléctricos. En este […]
Con fecha del 7 de enero pasado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) puso a consulta pública la Resolución 002, “por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”.
Los comentarios se recibirán hasta el 11 de febrero, y para el Artículo 23 (Disposición transitoria de traslado del costo de compras de Autogeneración de Pequeña Escala (AGPE) y Generación Distribuida (GD)) y el Anexo I, el tiempo para hacer observaciones se extiende hasta el 27 de abril.
Para conocer los cambios que introduce la nueva resolución, Energía Estratégica conversó con Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE Legal Services.
¿Cuáles son los principales cambios que propone la resolución CREG 002 de 2021?
Para generación distribuida vemos un incremento del umbral para su desarrollo, el cual pasaría de 0,1 MW a 1 MW.
Para Autogeneración de Pequeña Escala (AGPE) incluye una precisión en su definición, la cual consiste en que se indica que la capacidad nominal de una planta o unidad de generación corresponde al valor de la placa mecánicamente vinculada a la máquina rotativa. Esto puede ayudar mucho al momento de cuantificar el valor a pagar por el respaldo ante el Operador de Red.
¿Qué otro cambios propone?
En cuanto a la verificación de disponibilidad, aquí hay otro gran cambio y es que la verificación que se debe hacer respecto de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión, pasaría de un 15 % a un 50 %.
¿Hay una propuesta para el reconocimiento de excedentes?
Esto también es nuevo y es que propone al cierre de cada período de facturación, una parte o fracción de los excedentes se reconocerán como créditos de energía al AGPE que utiliza fuentes no convencionales de energías renovables, y el valor restante se valorará al Precio de Bolsa horario.
¿Qué mejoras se implementan para el proceso de conexión?
Se incorpora las figuras de auditorías. El Consejo Nacional de Operaciones (C.N.O.) creará una lista de auditores y el Operador de Red deberá contratar una auditoria para verificar el correcto funcionamiento del sistema de información en línea de disponibilidad de la red y sistema de trámite de las solicitudes.
¿La Superservicios adoptará un rol en estas auditorías?
El informe del auditor debe ser enviado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y con copia a la CREG. De manera que su rol será verificar el correcto cumplimiento de la regulación por parte de los operadores de red.
¿Quién pagará los servicios del auditor?
El operador de red.
¿Trae obligaciones para los comercializadores?
Sí. Una de esas obligaciones es que deben ajustar sus contratos de condiciones uniformes a las nuevas disposiciones de la autogeneración.
En relación con la facturación de los excedentes, indica que cuando el usuario autogenerador a pequeña escala no esté obligado a facturar, el comercializador deberá establecer en documento en el que conste la venta de energía.
Tal como estaba previsto, el pasado lunes el Coordinador publicó las Bases Definitivas para la línea Kimal-Lo Aguirre (ver las condiciones), obra que requerirá una inversión de 1.000 millones de dólares y tendrá la capacidad de transportar 3.000 MW nominales. La apuesta del Gobierno es que la obra posibilite la incorporación de más potencia renovable.
“Este proyecto consiste en el desarrollo de una línea de transmisión en corriente continua bipolar de 1.500 kilómetros con retorno metálico dedicado y dos estaciones convertidoras AC/DC, ubicadas en el entorno de las subestaciones existentes Kimal y Lo Aguirre, en las regiones de Antofagasta y Metropolitana respectivamente”, precisaron desde el Coordinador.
De acuerdo a las Bases Definitivas (ver en línea), se podrán acceder a los pliegos de la licitación hasta el viernes 18 de junio de este año. Su costo es de 1.000.000 de pesos chilenos o 1.400 dólares estadounidenses.
Hasta el 22 de abril los interesados podrán realizar consultas sobre la subasta, las cuales tendrán respuestas hasta el 5 de mayo.
Entre el 2 y el 4 de agosto tendrá lugar la recepción de ofertas. El 5 de agosto se abrirán los sobres con las propuestas técnicas. Las ofertas económicas se darán a conocer el 25 de octubre. Cuatro días después, el viernes 29 de octubre del 2021 se adjudicaría la obra.
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional
Según advierte el Coordinador, el cronograma es pasible a modificaciones, de considerarse necesarias.
¿Cuánto tendría que estar lista la línea eléctrica? A fines de octubre del año pasado, el subsecretario de Energía de Chile, Francisco López, destacó: “queremos que el proyecto se ponga en servicio antes de terminar el año 2028”.
Proyecto novedoso con renovables
“La nueva línea HVDC Kimal – Lo Aguirre será la primera de su tipo en corriente continua (HVDC) en Chile, constituyendo un factor habilitante del proceso de descarbonización en el marco de las metas para el país de lograr la carbono neutralidad al 2050, en beneficio de un sistema eléctrico seguro y resiliente frente a los potenciales efectos del cambio climático”, destacan desde Coordinador.
Por su parte, el subsecretario López indicó que la obra “permitirá acelerar el plan de retiro de centrales a carbón impulsado el año pasado”, al tiempo que señaló que posibilitará “compatibilizar las operaciones de parque solares y eólicos con las soluciones distribuidas de autogeneración que promovemos como Gobierno”.
Hace algunos meses atrás, durante la primera jornada de Latam Future Energy Virtual Summit, desde ITASOL comentaron el auge del mercado de las energías renovables en Latinoamérica y cómo influye el contexto actual.
A más de treinta días de comenzado el 2021, Energía Estratégica contactó a Iván Crincoli, Presidente de ITASOL, para tener mayor información respecto a cómo se estructurará la compañía para este año y que aporte su visión sobre el sector y Argentina en particular.
“Nos centraremos en consolidarnos en el mercado de la región, con Chile y Brasil como principales países a desarrollar, seguido por Colombia. Son los mercados con mayor actividad donde tenemos sede, trabajamos u operamos, además que nuestros clientes se dirigen allí”, aseguró.
“En cuanto a Argentina, por supuesto que continuaremos pero los proyectos están lentos y no hay nuevos emprendimientos a la vista”, agregó.
En Chile ven un mercado atractivo y como empresas se notas preparados para atender a ese tipo de desafíos, con proyectos de gran tamaño que son de trabajo en simultáneo: “Hay más movimientos de privados, de fondos de inversión. Es un mercado regulado y más seguro”.
Brasil, por su parte, es uno de los grandes escenarios de Latinoamérica en materia de renovables debido a que los proyectos son de mayor magnitud y potencia, pero además los clientes principales de ITASOL apuestan por dicho país y observan que hay grandes licitaciones.
“El foco es tener una buena cartera de megas asegurada en esos dos mercados mencionados”, comentó Crincoli.
Por el lado de los proyectos en Argentina, cree que “el país piensa mucho en Vaca Muerta y mientras siga así las renovables van a estar relegadas”. Por lo que considera que “se debería poner un buen líder en el sector energético, dado que las renovables y la cadena detrás movilizan mucho dinero y personal, lo que podría ser interesante para reactivar la economía local”.
Justamente una de las problemáticas que atraviesa la nación en cuanto a energías limpias es la resolución de los proyectos detenidos adjudicados tanto en el Programa RenovAr como en el Mercado a Término.
“Habría que poner un poco de orden. ¿Cuánta potencia hay en esos proyectos de MATER y RenovAr disponibles para inyectar a la red? Consulto para tener la posibilidad de ofrecerla a un fondo grande. Es decir, juntarlo todo en una misma bolsa y salir a un fondo de inversión importante en renovables donde se le pueda dar algún tipo de seguridad a largo plazo y que invierta paulatinamente”.
“Argentina debería ser un poco más humilde, apoyarse en el privado y no ir tanto de la mano estatal, dado que esto último sigue generando retrasos”, opinó.
Aún así señala que “el Programa RenovAr fue excelente, el único logro de la gestión anterior porque fueron inversiones genuinas”, aunque lamenta lo que sucedió con los proyectos que hoy en día se encuentran sin poder concretarse que deriva en la situación actual de incertidumbre.
Ante esto último destacó que “Argentina debe dar un buen mensaje, si no encuentra alguien que le compre el paquete completo de renovables, debe dar un mensaje claro y determinante, como por ejemplo ejecutar las garantías”.
El Municipio de Gualeguaychú forma parte de la solicitud de propuesta para la provisión, instalación y puesta en funcionamiento de planta de captación y aprovechamiento de biogás en el Relleno Sanitario del “Predio Ecoparque Gualeguaychú” que se encuentra enmarcado dentro del proyecto nacional GEF ARG/16/G23 “Modelos de negocio sostenibles para las producción de biogás a partir de residuos sólidos urbanos orgánicos”, coordinado desde el ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en convenio con el Instituto Nacional de Tecnología e Innovación (INTI).
Dicho programa tiene como objetivos evaluar el potencial de captura de gases de relleno sanitario (GRS) y su posterior aprovechamiento para la generación de energía, así como estimar las reducciones en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEIs) debidas a esta captura y aprovechamiento.
A partir de éste, se pretende aprovechar los gases producidos en el módulo 1 del predio ecoparque, inaugurado en octubre del año 2014, donde se busca la provisión, instalación y puesta en funcionamiento de una planta de biogás y su aprovechamiento para la provisión eléctrica del Predio Municipal. La planta a instalarse busca tratar un mínimo de 1680 m3/día; de esta forma, nuestra ciudad aprovechará los gases de efecto invernadero para convertirlos en energía renovable, otro de los pilares de la gestión municipal.
Durante el mes de febrero del 2021, el ministerio de Ambiente de la Nación comenzará con los procesos de licitación para desarrollar el proyecto y a su vez, se realizarán visitas técnicas por parte de personal nacional en el Predio Ecoparque.
México sufrió varios movimientos en el sector energético en los últimos días que afectan a las energías renovables, desde la información de la Comisión Federal de Electricidad de no instalar proyectos renovables hasta 2027, las incongruencias del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034 o la búsqueda de anular las políticas energéticas.
Dichos aspectos agravan la incertidumbre para el sector y el crecimiento de las energías verdes y del propio mercado en el país.
Al respecto, LeonardoVelascoOchoa, Presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF) dio su punto de vista sobre las diferentes disposiciones y analizó la situación que atraviesa México.
“La gran escala fue el epicentro de todos los cambios legislativos. A ninguna economía le conviene tener cambios drásticos en sus políticas públicas y es justo lo que estamos viviendo”, apuntó.
“No entendemos que no se tengan políticas públicas conciliadoras ni cómo es posible que al gobierno se le de una autoridad sobre la iniciativa privada. Una cosa es regular y otra es buscar ser jugador principal”, agregó.
El rol de la CFE es uno de los ejemplos, ya que considera que “ésta envía señales claras sobre los criterios y preferencias como un jugador del mercado eléctrico mexicano”, lo que considera como una apuesta equivocada.
“Estamos frente a una compañía que insiste en imponer sus activos que acarrean un costo muy fuerte, ambiental y eléctrico”, amplió.
En relación a ello, uno de los puntos que pone en debate es que se mezclan cuestiones ideológicas. Mientras que una administración desreguló “bastante en ciertos aspectos”, la actual regula “demasiado”. Por lo que varias situaciones se resolvieron a través de juicios y amparos, y no mediante de un diálogo constructivo, hecho “lamentable” para el especialista.
Pese a ello es consciente que el uso de las renovables, la electrificación y la descarbonización de las redes eléctricas “tienen un gran empuje y son tendencias innegables e imparables”. Por lo que “lo más que podrá hacer la administración actual será retrasar estas medidas”.
Ante tales circunstancias, y pese a la incertidumbre, denota que la clave estará en la pequeña escala. Es decir en la generación distribuida que en México permite hasta 500 kW como generador exento, sin estar obligado a un permiso de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía.
“Es una manera que podemos desarrollar los activos y empoderar a que las empresas, personas y negocios dentro del país participen de alguna manera en las decisiones de cómo desean electrificar”.
“La GD no solo puede representar una oportunidad de restarle valor a los activos de gran escala, sino también lograr un cambio cultural”, destacó.
Justamente, en el análisis del PRODESEN, la generación distribuida puede ser un punto de oportunidad de nuevos emprendimientos renovables, hasta que las redes lo permitan.
“La GD no solo puede representar una oportunidad de restarle valor a los activos de gran escala, sino también lograr un cambio cultural. Es un instrumento válido y vigente”, destacó.
Ayer, martes 2 de febrero, se llevó a cabo con éxito el Primer Taller de Trabajo de Estrategia de Generación Distribuida en Panamá. Allí, autoridades de Gobierno actualizaron los datos de este segmento prometedor para el sector de las energías renovables.
Para sorpresa de la audiencia, Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía, señaló que “si comparamos la capacidad de generación distribuida con la capacidad instalada total en el país, estamos en el 1,11% en este segmento”.
Aquello se traduce en 1012 sistemas de generación distribuida instalados alrededor del país hasta el cierre de 2020; los cuales aportaron 40,121.93 kW de potencia a partir de fuente solar.
Las provincias de Panamá y Panamá Oeste se destacan por lejos como las ubicaciones que más paneles cosecharon para la generación distribuida: 17,029.87 kW y 7,224.24 kW, respectivamente. Lo que representa el 61,46% de las instalaciones operativas.
Otro buen número de techos solares (33,1%) se encuentran divididos entre las provincias de Chiriquí (4,568.89 kW), Veraguas (4,020.51 kW), Coclé (2,524.95 kW) y Colón (2,282.92 kW).
Mientras que, en menor medida (5,43%), las provincias de Los Santos (1,672.92 kW) y Herrera (707.73 kW) que guardan el resto del potencial aprovechado para generar energía solar desde el punto de consumo.
Las distribuidoras que gestionaron aquellas conexiones también tienen su ranking y lo lidera EDEMET que permitió la inyección de energía proveniente de 19,911.26 kW de capacidad instalada total, seguido de cerca por ENSA que tiene interconectados 15,641.78 kW de potencia solar en generación distribuida y finalmente EDECHI cierra el podio con 4,568.89 kW.
Según revelaron las estadísticas de la directora de Electricidad, el promedio de las instalaciones ronda los 39.65 kW y, en cantidad de proyectos, estas conexiones se justificaron más en tarifas BTS.
Aquellos datos recabados hasta finales de noviembre de 2020, son representativos del inicio de un mercado prometedor. Así lo consideró Guadalupe González:
“Tenemos muchas oportunidades para desarrollar generación distribuida en Panamá. Por eso, forma parte de las estrategias más importantes para nuestra Agenda de Transición Energética”.
Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá
Y justificó: “La curva de demanda en Panamá coincide con la producción máxima de energía solar, tenemos buena irradiación solar promedio, ya contamos con beneficios fiscales, podemos tener ahorros en facturación y disminución de combustibles fósiles apostando por cada vez más electrificación con recursos propios que ayuden a la reducción de gases de efecto invernadero”.
Por ello, a través de iniciativas como el Primer Taller de Trabajo de Estrategia de Generación Distribuida y las reuniones del Consejo de Transición Energética, Panamá se dispone a seguir con recomendaciones del sector público y privado que le permitan continuar la senda del crecimiento en el sector eléctrico.
Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, anunció que recibió la certificación IEC62817 para su Serie de seguidores solares TrinaTracker Vanguard, verificada por la Entidad de Certificación de Energías Renovables («CERE», por sus siglas en inglés), un organismo independiente que es líder en Europa en aplicación de pruebas, simulación, certificación e inspección.
Como pionero en la combinación de seguidores y módulos fotovoltaicos de potencia ultra alta, Trina Solar ofrece la nueva generación de trackers Vanguard que son compatibles con paneles de 660, 600 y 550 Watts, lo que podría lograr una mayor ganancia de energía, un menor costo nivelado de la misma (LCOE, por sus siglas en inglés) y un valor reducido del sistema optimizado.
La Certificación IEC demuestra el alto reconocimiento de la industria por la excelente tecnología de TrinaTracker y su rendimiento robusto, así como su calidad altamente confiable de producto.
TrinaTracker es la nueva línea de trackers de alta potencia de Trina Solar que pueden ayudar a aumentar la generación de energía con el uso de los módulos fotovoltaicos más avanzados del mercado. Hasta 120 paneles pueden instalarse con un seguidor 2P Serie Vanguard 600+. Trina solar cuenta con dos modelos de seguidores: Agile y Vanguard.
El primero funciona con dos líneas (strings) paralelas de paneles, impulsadas por un solo eje y es de fácil instalación debido a sus dimensiones. En el caso del uso del segundo modelo, cada string se mueve de forma independiente y el rastreador soporta más módulos en una misma área.
Con estas dos opciones, TrinaTracker conforma una solución ideal para cualquier tipo de proyecto de energía solar, acorde con el tipo de terreno, clima local y potencia deseada, entre otros factores.
Los módulos de más de 600 Watts se han convertido en el nuevo estándar de la industria de los productos de potencia ultra alta, lo que en consecuencia exige requisitos más estrictos sobre el diseño estructural y la confiabilidad de los seguidores. En respuesta a los desarrollos de la industria y los avances tecnológicos, Trina Solar lanzó la serie Vanguard 600+ de sus seguidores solares inteligentes, que ofrece cuatro ventajas principales del producto: alta confiabilidad, mayor ganancia de rendimiento, bajos costos de operación y mantenimiento y un canal unificado de contacto (para módulos y seguidores).
La serie Vanguard utiliza un algoritmo de seguimiento solar inteligente desarrollado de forma independiente por la compañía, que puede recibir más radiación dispersa, lo que lleva a una mayor producción de energía del sistema y aumenta de 3% a 8% la ganancia de energía sobre el algoritmo astronómico tradicional. Por lo tanto, Trina Solar puede garantizar a los clientes una solución superior de sistema de energía ultra alta.
El estándar IEC62817 consiste en estrictos requisitos de diseño, métodos de prueba y un dictamen base sobre la resistencia estructural, precisión de seguimiento, confiabilidad y durabilidad del seguidor solar, por lo que se considera un modelo de evaluación completo y autorizado para los rastreadores.
TrinaTracker Vanguard ha pasado por todos los exámenes importantes en el laboratorio avanzado de tests de simulación a gran escala del CERE y ha superado más de 20 evaluaciones de confiabilidad, incluida la prueba funcional para el sistema de seguimiento, la de circulación acelerada, la de radiación ultravioleta, la de deformación bajo carga estática, la de deslizamiento y retroceso mecánicos, la de vibración e impacto del gabinete de control durante su transportación, etcétera.
El equipo de certificación del CERE tiene más de 50 años de experiencia profesional en la industria de las energías renovables, brindando a los productores del ramo de todo el mundo servicios de prueba, simulación y certificación.
«La nueva generación Vanguard de rastreadores TrinaTracker de Trina Solar pasó la certificación IEC desde la primera serie de pruebas. Esto muestra la inversión continua que hace la compañía en investigación de confiabilidad y compatibilidad de módulos», dijo Miguel Martínez, Gerente de Certificación del CERE.
Duan Shunwei, Director de la Unidad de Negocio de Rastreadores de Trina Solar, dijo: “Siguiendo nuestro principio de ‘Impulsado por la innovación, más confiable’, la solución de rastreo de la compañía se dedica a ofrecer a los clientes seguidores de potencia confiables y de ultra alta de calidad y servicio, y haremos esfuerzos sostenidos para promover la innovación técnica y la estandarización de seguidores en toda la industria para acelerar una mayor reducción del LCOE y, en última instancia, brindar más retornos de inversión a nuestros clientes «.
Las dos empresas de Hitachi (Power Grids y Vantara) han acordado renombrar los componentes de DE como Lumada Asset Performance Management (APM), Lumada Enterprise Asset Management (EAM) y Lumada Field Service Management (FSM), sumándose al creciente portafolio de soluciones DataOps y soluciones Industriales IoT (Internet de las Cosas).
El portafolio de soluciones DE y sus antecesoras permiten a los clientes de diferentes sectores en el mundo, operar, analizar y optimizar más de 4 trillones de dólares en activos cada día. Con la incorporación del portafolio DE a Lumada, esta experiencia se complementa con un motor tecnológico de vanguardia para ofrecer acceso a la información, a todas las organizaciones que hacen un uso intensivo de los activos, sistemas, personas y análisis.
Lumada es una plataforma de arquitectura abierta y adaptable que simplifica la creación y personalización de soluciones para el Internet de las Cosas en empresas y mercados industriales. El portafolio incluye soluciones y servicios para la seguridad pública, ciudades inteligentes, energía renovable, construcción, minería y transporte inteligente, entre otros campos. Cada uno de ellos orientado a la creación de sistemas capaces de comunicarse, almacenar y analizar los datos generados
Con la incorporación de Digital Enterprise a Lumada, la experiencia en el sector de la energía de Hitachi ABB Power Grids se verá ampliamente mejorada por la plataforma Lumada Industrial IoT. Hitachi ha sido recientemente nombrada líder en el 2020 Gartner Magic Quadrant for Industrial IoT Platforms, basado en la evaluación de Gartner Inc. de la compañía y su software Lumada IoT
«Nuestras soluciones de software y Lumada son altamente complementarias. La combinación de las mejores capacidades de Lumada IoT y la amplia experiencia integrada en las aplicaciones de Digital Enterprise, proporciona a los clientes una flexibilidad incomparable y un tiempo de evaluación más rápido, conservando el valor de sus inversiones anteriores en software. El recorrido que iniciamos con nuestros clientes como parte de la historia de evolución de nuestro DE, se ha tornado más amplio y atractivo al hacer parte del ecosistema de Lumada,” afirmó Massimo Danieli, Managing Director, Grid Automation, Hitachi ABB Power Grids.
Incorporar al ecosistema de Lumada estas soluciones que encapsulan una profunda experiencia en el sector, ofrece a los clientes una combinación extremadamente potente de herramientas para modernizar su negocio”, dijo Chris Scheefer, Vicepresidente Senior de Industry Practice de Hitachi Vantara. «La visión holística de los activos y la información proporcionada por Lumada permite analizar y reaccionar en tiempo real, permitiendo operaciones eficientes y eficaces y una base para crear un futuro más sostenible.»
Con la combinación del portafolio de aplicaciones de Digital Enterprise de Hitachi ABB Power Grids y las soluciones Lumada ofrecidas por Hitachi Vantara, los clientes podrán beneficiarse de servicios de datos adicionales que incluyen la integración de datos, la inteligencia de vanguardia, gestión de datos, analítica y mucho más.
El nuevo portafolio integrado de Lumada ofrecerá ventajas a los clientes en las siguientes áreas claves:
Transformación digital y modernización de datos:mejora del acceso a los datos y de la visión de los mismos.
Rendimiento de los activos conectados:ayuda a predecir y prevenir los fallos de los activos.
Gestión inteligente de las operaciones:mejora la supervisión y el mantenimiento de los activos
Salud, seguridad y medio ambiente:permite crear entornos más seguros para los trabajadores y el público.
En los siguientes links encontrará más información sobre el funcionamiento de Lumada:
El secretario de Energía, Darío Martínez, recibió a directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).
En la reunión se procuró avanzar hacia un entendimiento entre las autoridades energéticas y la entidad en torno a la pesificación de la remuneración para los generadores, de acuerdo con lo resuelto en su momento por la Secretaría mediante la Resolución 31/2020.
AGEERA elevó a la subsecretaría de Energía Eléctrica una propuesta al respecto. Se acordó entre las partes analizarla y convocar a un nuevo encuentro con el objetivo de lograr un consenso.
De la reunión también participaron, por parte de Energía, Federico Basualdo (subsecretario de Energía Eléctrica) y Santiago Yanotti (Subsecretario de Coordinación Institucional de Energía).
AGEERA estuvo representada por Gabriel Baldaserre (Presidente), Jorge Ravlich (vicepresidente), Rubén Turenzio, Martín Genesio, Martín Mandarano, Daniel Garrido y Fernando Bonnet.
Sobre el encuentro, el Secretario afirmó: “Buscamos analizar en conjunto con el sector de la generación la situación del sistema en general, para sanearlo con el esfuerzo de todos”.
La petrolera YPF concretó la conexión del pozo más largo de Vaca Muerta en el bloque Bandurria Sur, con casi 7 kilómetros de extensión y 3.890 metros de rama lateral.
Se trata del área en la cual YPF es operadora, detenta 51 por ciento, y sumó como socias hace un año a Shell y Equinor, con 24,5 % cada una (suman el 49% que adquirieron a Schlumberger ), en una operación que les significó una inversión total de 355 millones de dólares.
YPF detalló que hoy tiene 41 equipos activos en Vaca Muerta: 11 de perforación y 30 de terminación de pozos. En enero completó 291 etapas de fractura en esa formación.
La producción de YPF alcanzó los 70.000 barriles de crudo no convencional diarios y unos 6 millones de metros cúbicos de shale y tight gas diarios.
YPF busca duplicar su producción de gas no convencional antes de mayo para cumplir con los compromisos del Plan Gas Ar activado por el gobierno nacional, “una política que va a ser muy positiva para el país”, señaló la empresa de mayoría accionaria estatal.
En la zona de gas YPF ya opera con 7 equipos de perforación. Cabe recordar que, desde el tercer trimestre de 2019, la compañía no tenía equipos en la zona de gas activos.
Hace pocos días la petrolera anunció su plan de inversiones para el 2021que asciende 2.700 millones de dólares, de los cuales 1.300 millones de dólares serán destinados al desarrollo de recursos hidrocarburíferos en reservorios no convencionales.
YPF fue la empresa pionera en el desarrollo del no convencional en el país y en pocos años ubicó a la Argentina como el principal productor de crudo no convencional del mundo, fuera de los Estados Unidos. Desde el año 2013 lleva invertidos más de 9.000 millones de dólares en este rubro de actividad.
Un informe de la compañía refiere que “la operación de YPF en Vaca Muerta registra una notable caída del costo de desarrollo, que equipara sus operaciones a las mejores del mundo”.
Hoy el costo de desarrollo (que compara el costo con la cantidad de barriles que se pueden obtener) ronda los 9 dólares promedio en un pozo horizontal. El break-even de los proyectos de no convencional ronda los 40 dólares el barril.
Asimismo, desarrolla infraestructura para el almacenaje, transporte y facilidades para la producción por más de 3.600 millones de dólares: Planta de Tratamiento de Crudo (PTC), Planta de arenas, y Centrales Termoeléctricas.
El Comité Ad Hoc de Tenedores de Bonos de YPF representado por el estudio Dechert respaldó la oferta de reestructuración de YPF. A través de un comunicado, este grupo que concentra el 25% de los títulos en cada una de las siete series aseguró que la mejora de la oferta que realizó la petrolera “merece una seria consideración por parte de los tenedores de las Obligaciones Negociables 2021”.
EconoJournal había anticipado que este grupo, donde sobresale la compañía estadounidense de capital de riesgo Oaktree Capital Management, aceptaría la propuesta de YPF. Sin embargo, el grupo de los acreedores más grandes, patrocinado por Clifford Chance, en reemplazo de White & Case, todavía resiste. En este último grupo sobresalen Fidelity, Ashmore y BlackRock, quienes parecieran estar dispuestos a resistir hasta último momento para forzar al Banco Central Argentino a habilitarle los dólares a la petrolera para que cancele su vencimiento de 413 millones de dólares del próximo 23 de marzo. La aceptación final de la oferta se conocerá el próximo viernes.
En el comunicado distribuido hoy, el grupo de los bonistas más chicos destacó las sucesivas mejoras que YPF introdujo a su propuesta. Consideró que la oferta inicial lanzada el 7 de enero constituyó “un esfuerzo muy ambicioso de la compañía”, pero recordó que el 10 de enero enviaron una carta en respuesta donde citaron “algunas preocupaciones graves con respecto a la oferta original”.
Desde entonces, la oferta fue modificada en tres ocasiones, el 14 de enero, el 25 de enero y este 1 de febrero, para incorporar comentarios del Grupo Dechert y de otros tenedores. “A través de estas enmiendas, la oferta de intercambio y los términos comerciales subyacentes se han mejorado significativamente, alineando la oferta de intercambio con los estándares del mercado”, aseguró el grupo.
“El Comité Directivo del Grupo Dechert se siente alentado por los esfuerzos de buena fe de la Compañía para adaptarse a las demandas de su base de inversores, y espera que tales mejoras contribuyan en gran medida a convencer a los acreedores internacionales de que sigan invirtiendo en YPF”, agregan los acreedores en su comunicado.
Luego agrega que entiendo que la fecha de vencimiento del 5 de febrero no se puede prorrogar y remarca que “cualquier mejora adicional parece difícil de lograr debido a la combinación de las limitaciones de tiempo y los controles de capital existentes en Argentina”. Es por ello que recomendó aceptar.
Durante el 2020 la crisis generada por la pandemia desplomó el consumo, los precios y la generación, con la excepción de las energías renovables. Qué se espera en cada caso en este 2021 tanto a nivel nacional como en el concierto global. Los argentinos estamos acostumbrados a que los años no sean lo que esperamos. Esta vez el mundo también se tuvo que habituar a lo impensado. A fin del 2019 a nadie le llamó la atención la aparición de un nuevo virus en China. En Argentina, gran parte de la población se esperanzaba con la posibilidad de que un nuevo […]
Los trabajos de fractura de pozos tuvieron en enero el mayor ritmo del último año y medio. YPF sumó 382 punciones para poner en producción nuevos pozos. La puesta en marcha del Plan Gas.Ar explica gran parte del alza. Las etapas de fractura, esa métrica que grafica el nivel de trabajos que tienen los yacimientos de Vaca Muerta, marcaron que en enero hubo un fuerte repunte de la actividad, al punto que el mes cerró como el mejor período del último año y medio. Según se desprende del informe especial que elabora el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, durante enero se […]
De acuerdo al índice adelantado que elabora Desarrollo Productivo, en la última semana del mes pasado la actividad creció entre un 7% y 12%. El avance de la industria refuerza las expectativas que el Gobierno tiene sobre el crecimiento de la economía para el 2021. De acuerdo a los datos del Centro de Estudios para la Producción la actividad durante enero tuvo un fuerte repunte en comparación al mismo mes del año anterior. De acuerdo a lo que expresaron fuentes del Ministerio de Desarrollo Productivo el crecimiento fue de alrededor de un 10%, aunque la cifra cerrada se dará a conocer en el transcurso del mes. El sector siderúrgico, el […]
El Gobierno de La Pampa quiere aumentar la exploración de gas en el marco de una asociación con YPF. Para ello, desde el Ejecutivo ya se solicitó una reunión con el nuevo presidente de la petrolera estatal, Pablo González. Tal como lo informó LA ARENA en más de una oportunidad, en el Gobierno provincial reconocen que dentro del programa de inversiones que tiene Pampetrol, la principal «estrategia y objetivo» es una asociación con YPF para la exploración en la cuenca pampeana de Vaca Muerta. Estas expectativas crecieron tras el lanzamiento por parte de Nación del Plan Gas, debido a que […]
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El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, puso en marcha hoy la primera reunión de la “Mesa de Trabajo del Valor Agregado Nacional” que fue creada en el marco del Plan Gas.Ar. Del encuentro participaron la gobernadora de Santa Cruz Alicia Kirchner, y representantes de las provincias productoras (Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego), de los ministerios nacionales de Desarrollo Productivo, Ciencia y Tecnología, de las empresas y los sindicatos. “Todos estamos convencidos de la necesidad de que esta mesa de trabajo pueda incorporar valor agregado nacional de manera creciente”, sostuvo Martínez. Agregó que “hay […]
La compañía mejoró su oferta de refinanciación de deuda con una combinación de efectivo y nuevos títulos garantizados con vencimiento en 2026. La petrolera YPF realizó este lunes una nueva propuesta para la refinanciación de su deuda. El directorio de la compañía mejoró su oferta de refinanciación de deuda, por un total de 6600 millones de dólares, con una combinación de efectivo y nuevos títulos garantizados con vencimiento en 2026. Fuentes de la compañía aseguraron que es un esfuerzo por acercar posiciones con inversores ofreciendo esta nueva propuesta a tenedores del bono con vencimiento en marzo de 2021. Este título es el objetivo principal de la […]
A pocos días de conocerse que el santacruceño Pablo González conducirá los destinos de la petrolera nacional, llaman a paralizar los yacimientos de la Zona Norte Provincial. “Con YPF estamos yendo a contramano”, disparó el secretario adjunto. El Sindicato del Petróleo y Gas Privado Santa Cruz, conducido por Claudio Vidal, convocó a una medida de fuerza desde las 08:00 de este martes, que afecta a la operadora YPF. El paro comienza hoy a las 08:00 horas. El gremio denuncia irregularidades en relación al personal del área de producción de la empresa PECOM, una contratista. El reclamo comprende los distintos yacimientos de Zona Norte de Santa Cruz. Si […]
La compañía Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, obtuvo la certificación de Great Place To Work, una firma global líder en clima y cultura organizacional que ayuda a empresas a obtener mejores resultados de negocios focalizándose en la experiencia laboral de los empleados.
Para recibir este reconocimiento a la calidad de la cultura dentro de la organización, las empresas deben responder, a través de sus colaboradores, una encuesta que mide las experiencias de cada uno de ellos en el lugar de trabajo, así como brindar información acerca de la cultura de la compañía.
“En estos tiempos tan singulares en los que se vio interpelada nuestra normalidad, obtener la Certificación de Great Place To Work cobra una dimensión especial. Este es el reconocimiento al trabajo y a la calidad de nuestras relaciones interpersonales. Pone en valor la contribución de todos los colaboradores que conforman el equipo Genneia”, señaló Mariano Muñoz, director de Capital Humano en Genneia.
Algunas de las variables analizadas en los equipos de trabajo para efectuar la medición de clima laboral son la percepción del respeto, la confianza, la diversidad, el orgullo y la imparcialidad, entre otras.
«Felicitamos a Genneia por su certificación. Las organizaciones que generan vínculos de confianza con sus colaboradores crean culturas que impactan positivamente en los resultados de sus negocios», destacó Eduardo Aceiro, gerente General de Great Place To Work en Argentina.
Great Place to Work es una firma global de People Analytics y consultoría que ayuda a las organizaciones a obtener mejores resultados de negocio, focalizándose en la experiencia laboral de todos los empleados. La organización es referente global en clima y cultura organizacional y trabajan con la misión de construir un mundo mejor, ayudando a las organizaciones a convertirse en excelentes lugares de trabajo para todos: para los negocios, las personas y el mundo.
La empresa envió una nueva nota a Cammesa. Informa la disponibilidad energética para el trimestre marzo/mayo. Pero insiste en que con el actual nivel de tarifas, sus ingresos “no cubren los costos” para continuar prestando el servicio. El 50% de la electricidad que consume Comodoro Rivadavia es abastecida por la Central Térmica Patagonia, operada por Energía del Sur S.A(EDS) . Hoy la compañía generadora afirma que los ingresos “no dan” y amenaza con “apagar” la Central sino obtiene una respuesta. Esto fue formulado en una nota que el titular de la empresa Esteban Benjamin Reynal, envió al gerente general de Cammesa, Javier Gallo Mendoza, el pasado […]
YPF presentó ayer la tercera mejora de su oferta para intentar llegar a un acuerdo de reestructuración con sus acreedores. Por razones procedimentales, será la última. La regulación establece que cada mejora debe estar vigente al menos por 10 días. Y los auditores internacionales pusieron el 12 de febrero como fecha tope para emitir la carta de conformidad (comfort letter) necesaria para cerrar el canje. Eso quiere decir que el resultado del proceso se conocerá, en la práctica, este viernes. Si la petrolera bajo control estatal no consigue los avales necesarios, no tendrá tiempos legales de presentar una nueva propuesta.
Distintas fuentes del mercado financiero sin contacto entre sí coincidieron en valorar positivamente la gestión de Alejandro Lew, CFO de YPF, quien lleva los intercambios diarios con los bonistas. “Su manejo hasta ahora fue súper profesional. Es una negociación muy compleja y él intenta siempre mantener los canales de comunicación abiertos, escuchar a la contraparte y encauzar la conversación con alternativas”, explicó a EconoJournal una fuente con acceso al proceso de reestructuración.
¿Qué propuso YPF con esta tercera oferta?
En los hechos, realizó un rebalanceo de su propuesta económica. El monto ofrecido ese el mismo (1150 dólares por cada lámina de US$ 1000 que ingrese al canje). Pero la petrolera que conduce el CEO Sergio Affronti propuso ahora cancelar esa cifra con más efectivo y menos títulos de deuda que en la oferta anterior.
“En virtud del rebalanceo, los tenedores del bono 2021 recibirán una mayor cantidad de efectivo, reduciendo en igual medida los nuevos bonos garantizados con vencimiento en 2026 entregados en contraprestación por sus títulos ingresados en el canje”, señalaron allegados a YPF.
¿En qué estado está la negociación?
Tras la presentación de la oferta de ayer, las acciones de YPF treparon un 5,1% en la bolsa porteña y un 10,68% en Wall Street. El papel de la petrolera se colocó de nuevo por encima de los 4 dólares en el NYSE. Pero aún así el bloque que nuclea a los principales acreedores —Fidelity, Ashmore y BlackRock, entre otros— sigue manteniendo una posición intransigente. “Por momento su postura parece irracional”, indicó un analista bursátil que sigue de cerca las negociaciones.
Distinta es la postura de otros fondos de menor tamaño. Oaktree Capital Management, que lidera el segundo grupo de acreedores y es representado por Dechert, estaría dispuesto a aceptar las condiciones que propuso YPF.
A esta altura, la estrategia del grupo Ad Hoc —que integran los grandes fondos de inversión y es patrocinado por Clifford Chance (White & Case dejó el patrocinio)— parece ir en una dirección similar a la que tomaron los mismos fondos en febrero de 2020 cuando lograron torcerle la mano a la gobernación de la provincia de Buenos Aires. El equipo de Axel Kicillof quería, en ese momento, postergar hasta mayo de 2020 el pago de unos US$ 200 millones. Pero los grandes fondos se opusieron y para evitar el default, la provincia canceló ese pago con fondos propios.
Los bonistas —que son los que más participación tienen en el bono 2021 por el que YPF debe cancelar un saldo de US$ 413 millones el 23 de marzo— apuntan a replicar esa misma presión. Su objetivo es forzar a que el BCRA autorice el pago en dólares de esa cifra para que la empresa insignia del sector energético argentino evite el default.
¿Cómo terminará la reestructuración?
En YPF mantienen la cautela. La expectativa sigue siendo cerrar una reestructuración exitosa que tiene máxima relevancia no sólo para la petrolera —que apunta a liberar compromisos de deuda para elevar su capacidad de inversión—, sino también para toda la industria en su conjunto, como advirtieron ayer los consultores Nicolás Arceo y Patricia Charvay. El resultado final se conocerá en sólo tres días.
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Licitaciones públicas que prometen gran impulso del sector de las energías renovables en Chile, Colombia, Panamá, República Dominicana, Brasil, Ecuador, y la inercia de crecimiento que se proyecta para Argentina, México, Perú, Uruguay, Costa Rica, entre otros países de la región, serán temas de interés para la «Cumbre Solar Fotovoltaica», organizada por Latam Future Energy, alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam.
Las más de 12 mil personas que siguieron en directo cada una de las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en noviembre de 2020 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.
A poco de su lanzamiento, LFE se convirtió en el evento más exclusivo de la industria alcanzando la mayor convocatoria del mercado.
Latam Future Energy Wind Virtual Summit: 17 de Marzo 2021
Latam Future Energy Solar Virtual Summit: 18 de marzo
Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril
Latam Future Energy PV-Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio
Ponencias destacadas
En su primera edición, participaron los ministros de energía de los países con mayor atractivo para el desarrollo de las energías limpias, además de otras figuras destacadas:
Juan Carlos Jobet – Ministro de Energía – Chile
Diego Mesa – Ministro de Energía – Colombia
René Ortiz – Ministro de Energía – Ecuador
Jorge Rivera Staff – Secretario de Energía – Panamá
«Latam Future Energy» es una alianza entre el portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Latam Smart Energy.
El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.
Compartimos el video de la primera edición 2020- Jornada 1
Compartimos el video de la primera edición 2020 – Jornada 2
La conformación del Consejo Nacional de Transición Energética en Panamá avanza a paso firme. Más de 15 gremios y 15 empresas representativas del sector energético postularon para ocupar un lugar en esta nueva mesa de trabajo público-privada.
De acuerdo con lo establecido por la Resolución MIPRE-2021-0001095 el pasado viernes 29 de enero del 2021 cerró la convocatoria para los aspirantes del sector privado. Y, según precisaron fuentes del gobierno, se recibieron 33 notas con ternas de candidatos provenientes de la academia, empresas y gremios del sector energético.
Del detalle se deprenden 64 nombres que entrarán bajo proceso de selección para dar con los ocho representantes del sector privado que ocuparán una banca en el Consejo.
Puma Marine Limited: Julio Linares, Christian De León
Empresas Importadores – Distribuidores de Combustibles
Compañía Chevron de Panamá: Doriana Hun, Bruno Regno, Lourdes Avila
Petróleos Delta, S.A. : Carlos Leignadier, Rolando Troitiño
Petrolera Nacional, S.A. (Terpel): Gustavo Rodríguez, José Luis Moreno, Óscar Sosa
Tropigas de Panamá: Jean Pierre de Roux, Roy Watson de Roux
Puma Energy Bahamas: Guillermo Villegas, Juan Jaén
Transporte de Carga de Combustibles: Glicerio Botello, Julio Solís
Gremios Profesionales
Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE): Renza Samudio, Cristóbal Samudio
Cámara Nacional de Contrataciones Públicas (CANACOP): Pedro Adolfo Destreno Reyes, José Manuel Sevillano Abreu
International Chamber of Commerce (ICC): Cinthya Camargo Saavedra
Sindicato Industriales de Panamá (SIP): Nanik Singh, Miguel Bolinaga
Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos (SPIA): Carlos Penna Franco, Rafael Pearson, Armando De Gracia
Panama Green Building: Arq. Lorena Ríos, Ing. Aldo Villalaz
Cámara Panameña de Consultores (CAPACO): Ambrosio Ramos Pimentel, Cecilio Castillero
Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá: Eduardo De La Guardia, Guillermo De Roux
Comisión de Derecho Energético y Sustentabilidad, Asociación Nacional de Juristas de Panamá (ANAJUPA): Liliana Morales Córdoba
Asociaciones de usuarios de energía eléctrica
Asociaciones de distribuidores de Automóviles de Panamá (ADAP): Anthony Salerno, Gustavo De Luca
Asociación de Grandes Clientes Eléctricos de Panamá (AGRANDEL): Jorge Azcárraga, Ambar Cabrera
Autopostulado: René Rivera
Academia
Autopostulación: Carlos Boya
CEMCIT, AIP: Mayteé Zambrano, Jessica Guevara
Según anunció la Secretaría Nacional de Energía ya inició la evaluación de estos aspirantes.
En la primera reunión del Consejo Nacional de Transición Energética, que se prevé que sea el 18 de febrero de 2021, se contempla la presentación de cada una de aquellas propuestas para escoger a los representantes del sector privado que participarán por su respectivo gremio o sector.
Una vez designados todas las bancas, se aspira a que en las próximas reuniones sus miembros debatan temas relativos a los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética y cumplan su función de asesoría, consulta y rendición de cuentas para el Gobierno.
El Gobierno de México publicó el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2020-2034, que detalla la planificación anual y con un horizonte a quince años, alineado a la política energética en materia de electricidad.
En el mismo no se observa que estén contempladas nuevas licitaciones de energías renovables, pero sí ratifica el ingreso de generación limpia.
Esto se debe a que se buscará cumplir con la meta establecida del 35% de participación mínima de energías limpias en la generación de energía eléctrica para el 2024, con metas intermedias para el 2018 de 25%, y para el 2021 de 30%.
Incluso a lo largo del documento se hace la separación de energías limpias renovables y limpias no renovables, como en el caso del cuadro que detalla la capacidad instalada de la CFE y del resto de los permisionarios a octubre de 2020, donde también se incluyen centrales en pruebas, dentro del Mercado Eléctrico Mayorista.
Ahora bien. ¿A qué se considera energía limpia? El PRODESEN las define como “aquellas fuentes y procesos de generación de electricidad cuyas emisiones o residuos, cuando los haya, no rebasen los umbrales establecidos en las disposiciones reglamentarias que para tal efecto se expidan”. Es decir, se basará en una tasa de emisiones no mayor a 100 kg/MWh.
Y ante lo mencionado previamente se plantean nuevos interrogantes: ¿De dónde vendrá nueva energía? ¿Qué tecnologías se utilizarán? Todo indica que apunta a la repotenciación de hidroeléctricas, gas flexible y energía nuclear.
“Para la integración de Centrales Eléctricas con Energía Limpia, se están estudiando el potencial en unidades hidroeléctricas con capacidad menor o igual a 30 MW, las cuales pueden ser clasificadas como de “filo de agua” o de poca superficie”, afirma el archivo.
Y no se considera, por ejemplo, los sistemas fotovoltaicos ya que pone el foco en las restricciones que existen en las regiones para su aprovechamiento, y hace la comparativa entre la “vida útil” una central fotovoltaica (20 a 25 años) y de las centrales hidroeléctricas y nucleares (hasta 80 o 100).
“Para el periodo 2020-2024, sólo se consideran los proyectos firmes con contrato de interconexión y los considerados estratégicos de infraestructura, necesarios para cumplir con la política energética nacional del Plan Nacional de Desarrollo”, menciona el PRODESEN.
Producción de energía eléctrica estimada en el PRODESEN por la generación distribuida fotovoltaica de 2020 a 2034
Como consecuencia, el punto de oportunidad de nuevos emprendimientos renovables estaría en generación distribuida, hasta que las redes y la distribuidora lo permitan, y en aquellos proyectos que aún restan instalar, mérito de las primeras tres licitaciones, si es que se permite que los parques se conecten.
“Del periodo noviembre 2020 a diciembre 2024 se estima una incorporación de capacidad a instalar de 13,677 MW en la Red Nacional de Transmisión, si se incluye la GD-FV se estiman 16,697 MW (escenario acelerado). Donde el 56.3% corresponde a Energías Limpias sin contabilizar la GD-FV”, detalla.
Mientras que para el periodo 2025 a 2034 se prevé instalar 29,889 MW en la RNT, pero si se incluye la GD-FV se estiman 38,292 MW.
En este caso el 77.1% corresponderá a Energías Limpias sin contabilizar la GD-FV. Y si se toma en cuenta el estimado del escenario de mayor crecimiento de la generación distribuida fotovoltaica, el porcentaje aumentaría a 82.1%.
El miércoles de la semana pasada, el Gobierno de Colombia, a través de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta por el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).
Se trata del inicio de la venta de los Documentos de Selección del Inversionista y de los Términos de Referencia del Interventor, e inicio periodo de consultas de los interesados.
De acuerdo al cronograma oficial, el próximo 19 de febrero será la fecha límite para la presentación de ofertas para la selección del interventor. Dos meses después, el 27 de abril, será el día en que tengan que presentarse los sobres con las propuestas técnicas y económicas para la construcción de la obra, por parte del inversionista.
Cabe señalar que todas las presentaciones se llevarán a cabo de forma remota, a causa del COVID-19.
De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.
Características del proyecto
Según lo fijado en la convocatoria, la nueva subestación Pacifico 230 kV debe tener las siguientes características:
i. configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción del municipio de Buenaventura en el departamento de Valle del Cauca.
ii. Una línea en doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 74 km, desde la nueva Subestación Pacifico 230 kV, hasta la Subestación San Marcos 230 kV.
iii. Dos bahías de línea a 230 kV en la Subestación San Marcos 230 kV.
iv. Extensiones de barraje requeridas para dar cumplimiento al objeto de la presente Convocatoria, junto con todos los elementos, equipos obras y adecuaciones mecánicas, civiles, eléctricas, corte y/o protección, control, medición y demás 2 necesarios, para su correcto funcionamiento.
“Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos”, advierten desde la UPME.
De acuerdo al último reporte mensual del sector energético elaborado por la CNE, hasta diciembre pasado Chile contaba con 165 proyectos en proceso de construcción, por 7.305 MW. El 80% de esos emprendimientos son eólicos y solares fotovoltaicos.
De manera desagregada puede observarse que 3.674 MW son fotovoltaicos, 1.958 MW eólicos; le sigue la hidroeléctrica convencional, con 1.036 MW, y en cuarto lugar –lejos- las fósiles, con 375 MW.
Fuente: CNE
Actualmente la matriz eléctrica chilena está conformada por 24.886 MW. Las renovables no convencionales, en suma, representan 6.445 MW de ese total. Las más representativas son la energía eólica, aportando 2.149 MW, y la solar fotovoltaica, haciendo lo propio con 3.205 MW.
De acuerdo a las proyecciones de la CNE, los proyectos renovables no convencionales en construcción mencionados se pondrán en marcha durante este y el próximo año. En 2023 y 2024 entraría el grueso de las hidroeléctricas convencionales.
Por lo tanto, cabe esperarse que para el 2022 Chile tenga en funcionamiento 6.879 MW solares fotovoltaicos y 4.107 MW eólicos. Por lo tanto, ambas fuentes de energía representarían una potencia instalada por 10.986 MW. Si se supone que para el 2022 la oferta total chilena es de 31.000 (teniendo en cuenta la salida de algunas centrales a carbón), estas fuentes variables representarán el 35,5%.
Flexibilizar el sistema
Para permitir semejante nivel de penetración de renovables variables sin que se vea afectado el sistema eléctrico nacional, el Gobierno de Chile, junto a entidades públicas y privadas, está trabajando en medidas de flexibilización. Sobre todo teniendo en cuenta que con el paso del tiempo habrá un incremento aún mayor en la participación de centrales de renovables variables, un aumento de la generación distribuida, retiros de centrales de base que aportan inercia a los sistemas eléctricos (como centrales a carbón o nucleares).
Voith Hydro cubre un gran espectro de productos y servicios para el sector renovable, desde provisión electromecánica a la construcción de centrales hidroeléctricas de 1 MW a 600 MW. Durante más de 150 años, Voith Hydro ofrece todos los equipos llave en mano para generación de energía hidroeléctrica desde 1 MW hasta 700 MW. La gama de productos incluye desde generadores, turbinas, bombas y sistemas de automatización hasta repuestos, servicios de mantenimiento, puesta en marcha y capacitación; así como soluciones digitales para todo el ciclo de vida de las plantas.
En la región, se encuentran trabajando en diversosproyectos; entre ellos, se destaca la construcción de 210 MW en el brazo Aña Cuá, ampliación de Yacyretá, que aportaría un 10 % más de producción de energía renovable para la gran represa y proyectos de servicio para rehabilitación y repotenciación de centrales existentes.
Sus horizontes de nuevos negocios son claros. Los mismos combinan el know-how tecnológico de una empresa alemana de primera línea con socios locales y mano de obra argentina.
La tecnología de bandera para esta compañía continúa teniendo un gran potencial para dotar de energía limpia a los sistemas eléctricos locales y “purificar” las matrices energéticas a largo plazo.
Tomas Aruani, director ejecutivo de Voith Hydro en Argentina.
“La hidroeléctrica sigue siendo el eje para descarbonizar el medio ambiente”, señaló Tomas Aruani, director ejecutivo de Voith Hydro en Argentina.
“La gran oportunidad que yo veo a futuro siguen siendo las hidroeléctricas de gran envergadura pero también la rehabilitación y repotenciación de aprovechamientos hidroeléctricos que no requieren de una inversión tan grande y su capacidad de generación es inmediata”, agregó el empresario en conversación con Energía Estratégica.
Este aumento de capacidad instalada hidroeléctrica no competiría con otras renovables como eólica o solar, sino que se complementaría, otorgándoles la estabilidad que necesita el sistema y sustituyendo otras fuentes de generación contaminantes.
Tanto para modernización o repotenciación y para nuevas inversiones en hidro, existirían alternativas de acceso a financiamiento. De acuerdo con Aruani, hay fondos de inversión siempre interesados en apoyar este tipo de proyectos ya sea porque aportan estabilidad a la red, son “verdes”, tienen una vida útil con contratos de largo aliento y generan valor agregado combinando know-how tecnológico con mano de obra local.
Sin embargo, hay algunas barreras propias de la coyuntura que atraviesan los países de la región y resultan en un desafío para los cierres financieros.
«En Argentina, una condición necesaria para que haya acceso al crédito es lograr un nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional que permita a las instituciones financieras realizar aportes en el país con certidumbre y buenas condiciones para todas las partes involucradas”, analizó el director general de Voith Hydro en el país. Otro punto clave para que los negocios sean ejecutables es simplificar las importaciones/exportaciones y el giro de divisas para pagos de proveedores al exterior.
Aquella sería una plaza estratégica para continuar negocios, fundamentalmente en lo que respecta a reacondicionamiento de centrales hidroeléctricas para extender su vida útil en los próximos años.
Esta empresa alemana líder en el sector hidro ve con interés el mercado argentino y las posibilidades de trabajo conjunto con empresas y mano de obra local.
Desde hace cinco años, Neodigital se especializa en soluciones de iluminación y eficiencia energética para proyectos comerciales e institucionales. Frente al aumento de la demanda de sistemas de generación renovable, también incluye en su oferta sistemas de energía solar térmica y fotovoltaica.
En sociedad con Alpha Omega Solar, la empresa provee servicios llave en mano de proyectos solares de gran envergadura. Mientras NEO Digital se encarga del área comercial, la empresa española cubre la ingeniería, diseño y suministro.
Ahora bien, para proyectos de mediana y pequeña escala ahora es NEO Digital quien asume los compromisos del proyecto en su totalidad. Esto responde al gran horizonte de negocios que guarda este segmento del mercado en países como Panamá y El Salvador, plazas donde esta empresa ya acumula proyectos solares térmicos y fotovoltaicos exitosos.
“Dentro del potencial de las energías renovables, si lo vemos a nivel atomizado, el mercado fotovoltaico es el más prometedor”, señaló Mónica Escalante, cofundadora y gerente regional de ventas para NEO Digital Inc.
Los incentivos fiscales junto al gran ahorro que garantizan estas instalaciones tras el retorno de la inversión inicial hacen que cada vez más usuarios se vean atraídos por estas alternativas de generación.
“La autogeneración sigue siendo muy baja en países como Panamá -estamos hablando de unos 36 MW a nivel nacional- y el interés por nuevas instalaciones existe tanto desde la oferta como desde la demanda”, advirtió la empresaria.
Y agregó: “Si bien hay mucha competencia, queda aún mucho por hacer. Esto también nos motiva a incursionar en esta área de negocios además de continuar con iluminación eficiente y soluciones digitales de monitoreo y control”.
Gran oportunidad para solar térmica
Tras la donación del Fondo Global para el Medio Ambiente, Panamá ha venido impulsando nuevas instalaciones con tecnología solar térmica en el país. Para tal caso, el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) ha sido el gestor de estos fondos y desde 2019 que acompaña el crecimiento del sector con distintas iniciativas.
En todos los segmentos del mercado habrían oportunidades de crecimiento, fundamentalmente en el área de salud y empresas que utilizan calor en sus procesos industriales.
Al respecto, Mónica Escalante, cofundadora y gerente regional de ventas para NEO Digital Inc. repasó: «hemos desarrollado importantes proyectos piloto en energía solar térmica durante la pandemia. Entre los proyectos más emblemáticos que hicimos impulsados por el PNUMA – no por su magnitud sino por su utilidad- instalamos 900 lts en el Hospital Integrado Panamá Solidario».
Las energías renovables crecen en el país y buscan alternativas para desarrollarse. Tras varios proyectos realizados de generación distribuida, como por ejemplo el parque solar desvío Aguirre de 300 kW de potencia, USICOM, empresa del grupo Grupo Usina de Tandil, se postula como una de las pioneras en formar una comunidad solar.
Esto puede marcar un precedente en la región que va a marcar un precedente en la región, ya que en otros mercados, el mexicano por ejemplo, se están ensayando alternativas de este tipo.
“Iniciaremos con un parque solar escalable pequeño de 60 kW, con la posibilidad de ampliación mediante la venta de módulos, aunque en muchas etapas”, informó CiriloEspain, Gerente Técnico de USICOM en la parte de energías renovables.
“La idea es dar un pequeño paso adelante en algo que en Argentina no se hizo y no hay normativa para hacerlo. Que el privado invierta un poco y construya parte de un parque solar y que cada uno tenga los beneficios de la generación del mismo”, agregó.
¿De qué manera? Sólo podrán participar usuarios que estén bajo la red de USINA de Tandil y cada inversor puede comprar uno o más módulos, siempre y cuando no supere el 100% del consumo de energía promedio anual con USINA.
Cirilo Espain aclaró que será “como una compra anticipada de energía”, lo que quiere decir que por cada módulo abonado se devolverán 190 kWh/mes durante diez años al precio vendedor estacional de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.
“Bajo este modelo, permite que USINA haga el parque y esa compra anticipada se remunere después en energía en la factura de luz. Tenemos buena respuesta de la comunidad. Todos los actores están aportando bastante”, detalló.
En cuanto a una futura reglamentación, el Gerente Técnico opinó que “debe ser buena tanto para el prosumidor como para la distribuidora”. Y si bien considera que el sistema que se aplicó en Nación, con la tarifa de inyección a precio de CAMMESA, es el correcto, “buscaría algún beneficio fiscal o crédito blando para el usuario”.
Con ello quiere decir que tal crédito pueda ser pagado por cada usuario con lo que ahorra en la factura de luz. “No creo que haya que obligar a las distribuidoras a que aporten más que el precio de CAMMESA, porque sino a la larga va a desfinanciar las distribuidoras”, añadió.
Justamente el precio de las tarifas de CAMMESA y su resolución es uno de los puntos que inquieta al entrevistado: “Si tiene un 50% de subsidio, competir con renovables sin ningún tipo de ayuda, se hace muy difícil, más allá que encima colaboramos a que el gobierno quite subsidios, a evitar el cambio climático y tener energía limpia, directa y primaria disponible en el hogar”.
“Espero se normalice la situación energética en términos de subsidios cruzados que hay entre medio. Ya eso ayudará e impulsará mucho las energías renovables”, comentó.
Mientras que en lo que respecta a generación distribuida en el país, Cirilo Espain ve el problema en que no todas las provincias adhirieron a la Ley 27.424. “Que lo hagan le daría un marco regulatorio y obligaría a las distribuidoras a aceptar la energía”, afirmó.
Además cree que “Argentina tiene mucho potencial para explotar la GD, por ser un país grande y excelente radiación a nivel mundial”. “Dependerá de nosotros, de las condiciones de contorno que queremos para que se desarrolle”, concluyó.
Cada día crece la importancia y necesidad de desarrollar fuentes de energía no contaminantes y que nos permitan ir de la mano con la ciencia, y poder cumplir con la meta del Acuerdo de Paris, de no aumentar la temperatura de la tierra en las de 1,5 grados centígrados.
Tarea del todo desafiante, considerando el rol de los combustibles fósiles en la generación de energía, lo que se ve reflejado con mayor claridad en la generación de electricidad como así también en el transporte.
Para que tengamos una idea, del total de emisiones de gases efecto invernadero a nivel mundial anuales, el 30% provienen de la generación de electricidad y calor, y el 16% proviene del transporte, la mayor parte del transporte terrestre.
Algunos casos en Latinoamérica. En Argentina un 37% de la matriz energética es derivada del petróleo, en Brasil un 48% de la matriz energética depende del mismo combustible, en Chile la generación de electricidad a partir del carbón es de aproximadamente un 35%. México es otro país cuya dependencia del petróleo, es muy importante.
El paso hacia una matriz energética, no ocurrirá de un día para otro, y será necesario, ir desarrollando puentes hacia la transformación energética limpia, que permitan la inclusión de gas.
Durante este periodo de transición serán necesarios incentivos para hacer escalable el hidrógeno renovables.
El hidrógeno es una de las soluciones tecnológicas de las cuales todos están hablando hoy en día, y que sin duda poder ser un combustible de gran utilidad para resolver nuestra adicción al petróleo y carbón y poder logra la meta ya fijada por más de 60 países, que incluyen la Unión Europea, China, Japón, y próximamente los Estados Unidos.
Es necesario una transición rápida hacia el hidrógeno renovable pero al mismo tiempo construir los puentes para un hidrógeno bajo en carbono producido a partir del gas natural con tecnología captura de carbono a fin de mitigar las emisiones de CO2.
En Latino América tenemos abundantes fuentes de gas a precios competitivos que debemos aprovechar en esta transición.
La Unión Europea ya está trabajando en este sentido, lo que es un ejemplo y experiencia que debemos seguir con atención.
Se confirmaron las versiones referidas a cambios en la energética estatal IEASA (Ex Enarsa).
Andrés Cirnigliaro será reemplazado en la presidencia por Agustín Gerez, que desde marzo de 2020 ocupaba el cargo de subgerente general en la empresa, el mismo cargo que ya había ocupado durante la gestión de Julio De Vido al frente del entonces Ministerio de Planificación Federal.
También serán designados directores en IEASA, Víctor Bronstein, Diego Rozengardt, Mariano Barrera y María Belén de los Santos. No trascendieron los motivos de estos cambios.
La demanda de energía eléctrica registró durante el 2020 un descenso de 1,3% comparada con la que se anotó en el año anterior y la baja ocurrió prácticamente en todas las actividades (comercio e industrias –pymes y grandes –), reveló el informe periódico de la fundación Fundelec.
Durante el mes de diciembre último, en tanto, se registró un ascenso de la demanda de electricidad del MEM de 1,5% comparada con la del mismo mes de 2019 (11.159,6 GWh contra 11.130,1 GWh) , luego de un cuatrimestre de caídas pronunciadas: agosto (-6,7%), septiembre (-1,7%), octubre (-3,5%) y noviembre (-4,2%).
Asimismo, se produjo un crecimiento intermensual que llegó al 12,5% dado que en noviembre de 2020 la demanda había sido de 10.090,9 GWh.
En lo que respecta a la demanda residencial de electricidad, ligada en gran medida a la temperatura ambiente y también como resultado de la mayor presencia en los domicilios particulares por la menor movilidad durante la pandemia del COVID, presentó un crecimiento en todos los meses del año. Si bien este tipo de demanda (47% de la demanda global país) presentó un crecimiento promedio del orden del 8%, en los meses de invierno el crecimiento se ubicó arriba del 14%.
Luego de disponerse el aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) desde el 20 de marzo, la gran demanda presentó una caída promedio del 24% para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre prácticamente el mismo nivel que en igual mes del año anterior.
DATOS GENERALES 2020
La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2020) 6 meses de baja (abril de 2020, -11,5%; mayo , -7,6%; agosto -6,4%; septiembre , -1,7%; octubre , -3,5%; y noviembre de 2020, -4,2%) y 6 meses de suba (enero de 2020, 2,3%; febrero , 1,3%; marzo , 9,3%; junio de 2020, 0,9%; julio 1,2%; y diciembre de 2020, 1,5%). Considerados los doce meses del 2020 presentan una caída promedio del 1,3%.
TEMPERATURA
Si bien la temperatura media anual (18.6 °C) termina siendo similar en el 2020 frente al año 2019, se observa que el verano en el 2020 fue más “cálido”, con temperaturas mayores, como así también el año 2020 tuvo un invierno más “frio”.
DATOS DE GENERACIÓN
En la comparación de enero-diciembre 2019 con enero-diciembre 2020 se observa un incremento en el aporte de la generación térmica de 2,7%, mientras que en el mismo período la generación hidroeléctrica disminuyó 17,7%. En cuanto a la energía nuclear creció 26,3%, pero las energías renovables fueron las que presentaron el aumento más significativo de 63,7%. La importación de electricidad cayó en el 2020 un 56,2%.
El comportamiento de la demanda (local + exportación), revela que el menor despacho hidroeléctrico por la baja hidraulicidad en todas las cuencas, aproximadamente 6.300 GWh, fue cubierto por mayor generación nuclear (mayor disponibilidad) y mayor generación renovable (nueva potencia instalada). Si bien la generación térmica termina con un despacho mayor en el año 2020, prácticamente dicho aumento está asociado a la operatoria de exportación, concentrada en noviembre y diciembre 2020, aproximadamente 2.000 GWh.
La menor generación hidroeléctrica, prácticamente en todos los meses, se explica por los menores aportes (caudal) para cada central, ubicándose los mismos muy debajo de los valores esperados.
El crecimiento de las energías renovables hizo aumentar su participación en la cobertura de la demanda, alcanzando en promedio el 10% y en algunos meses supero el 12 %.
Así, en el mes de diciembre de 2020 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 65,94% de los requerimientos, las centrales hidroeléctricas cubrieron el 17,03% de la demanda, las nucleares proveyeron el 5,43%, y las generadoras de fuentes alternativas 11,26% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,34% de la demanda total.
DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03 AL 17-12)
Según informa CAMMESA, la caída interanual acumulada en la demanda de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), desde el 20 de marzo hasta el 17 de diciembre, es de 14,8% comparada con el mismo período de 2019. Aunque en la industria en total, para el mismo período, la caída sólo es de 0,8%, desde marzo hasta junio de 2020 existió una baja cercana al 50%, que luego logró recuperarse.
Ahora bien, observando la demanda GUMAs (60% de la gran demanda donde se tiene datos diarios), desde finales del mes de abril y durante los meses de mayo, junio y julio se fue recuperando levemente el consumo a medida que se flexibilizaron algunas actividades en distintas regiones del país, alcanzando hoy alrededor del 98% de su demanda previa.
El consumo industrial es el que explica la variación en la gran demanda que, en general, fue aumentando en todas las ramas.
Las principales recuperaciones se observan en las actividades relacionadas a la extracción de petróleo, productos metálicos no automotor, empresas de la construcción, madera y papel, la industria textil y la automotriz. No obstante, en la comparación con la última semana hábil previa a la cuarentena, la caída de la industria llega al -3,4%.
Uno de los sectores que más se recuperó en el último mes es el de Madera y Papel con 11,9% y Petróleo y Minerales con una suba de 5,3%.
El gobierno decidió desplazar al presidente de Integración Energética Argentina (IEASA), Andrés Cirnigliaro, y en su reemplazo asumirá Agustín Gerez, quien se venía desempeñando como subgerente general de la compañía estatal, según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales. Gerez tuvo un primer paso por IEASA durante la gestión del ex ministro de Planificación Julio De Vido, cuando la empresa se llamaba Enarsa, y volvió a ser incorporado en marzo del año pasado como subgerente.
Abogado de la Universidad Católica Argentina con un posgrado en Derecho de hidrocarburos, Gerez fue asesor legal del Ministerio de Planificación entre marzo de 2008 y marzo de 2013. En abril de ese mismo año ingresó a Enarsa de la mano del ex presidente Walter Fagyas. Allí trabajó hasta febrero de 2016 cuando, ya en la gestión Cambiemos, fue desvinculado del cargo.
El año pasado volvió a la compañía con el visto bueno de la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner y a partir de ahora asumirá su conducción. Sobre la salida de Cirnigliaro, hombre de Alicia Kirchner, no trascendieron detalles, aunque en los últimos meses habían circulado rumores sobre algunos cortocircuitos con los Instituto Patria.
El cambio se produce en un momento clave de IEASA porque la ley 27.605 de “Aporte solidario y extraordinario para morigerar los efectos de la pandemia”, conocida como impuesto a las grandes fortunas, la cual fue reglamentada el viernes pasado, establece en su artículo 7 que el 25% de lo recaudado será destinado a programas y proyectos que apruebe la Secretaría de Energía, de exploración, desarrollo y producción de gas natural a través de IEASA, la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF S.A., en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos.
Junto con la designación de Agustín Gerez como presidente, se aprobará la designación como directores titulares de la compañía de Victor Bronstein, Mariano Barrera, María Belén de los Santos y Diego Rozengardt.
La petrolera YPF incrementó este lunes 1% el precio de las naftas y 1,9% el del gasoil, debido al ajuste de los biocombustibles que estaba previsto para febrero en la resolución 1/2021. En las próximas horas hará lo propio el resto de las compañías. La suba de la nafta es consecuencia de la actualización de 9,6% en el bioetanol, mientras que el gasoil aumentó por la variación de 12,4% en el valor del biodiesel, que a su vez incrementó su proporción en el total del gasoil de 5% a 6,7%. El cronograma oficial contempla también ajustes para marzo, abril y mayo.
Bioetanol
El precio regulado del litro de bioetanol subirá en marzo otro 1,9%. Si se parte del supuesto de que el ajuste de 1% en el precio de las naftas anunciado este lunes obedece exclusivamente a la actualización de 9,6%, entonces en marzo la nafta debería subir otro 0,2 por ciento.
En abril está previsto otro ajuste en el bioetanol de 1,8% que repercutiría en otro 0,2 por ciento en el surtidor y en mayo el valor se ajustará otro 3,1% que impactaría en un 0,32 por ciento adicional en las naftas.
Biodiesel
El precio del biodiesel, por su parte, subirá en marzo otro 3,6%, en abril un 0,4% y en mayo un 2,5%. Ahora subió 12,4%, con un incremento en la tasa de corte que pasó de 5% a 6,7%, y el ajuste en el surtidor fue de 1,9%. Por lo tanto, el incremento del precios de 3,6% previsto para marzo, con un ajuste de la tasa de corte de 6,7% a 8,4%, debería impactar en el surtidor con un ajuste en torno al 0,6%. En abril y mayo ese incremento sería aún menor.
Otros costos
Los valores son relativamente bajos, pero hay que tomar en cuenta que esas variaciones responden exclusivamente a la recomposición de precios del bioetanol y el biodiesel. A eso hay que sumarle el impacto provocado por la variación que registre el precio del crudo, por la suba del dólar y por el incremento de los costos en pesos, en un contexto donde la inflación mensual se ubica en torno al 4%.
El dólar mayorista oficial, por ejemplo, en enero trepó de 84,15 a 87,33 pesos (3,7%). El crudo cotiza en dólares y representa aproximadamente el 65% del costo que tiene una refinería. Por lo tanto, si en febrero el dólar vuelve a subir 3,7%, el impacto en el surtidor debería ser de al menos un 2,4% solo por la variación del tipo de cambio.
Además, hay que contemplar la variación que pueda registrar la cotización del crudo a nivel internacional (hoy en Argentina el precio del crudo cotiza un 15% por debajo de la paridad de importación) y la evolución del resto de los costos en pesos.
Solo si el peso mantiene su ritmo de depreciación, las naftas deberían subir a comienzos de marzo un 2,6% (2,4% por la variación del dólar y 0,2% por el incremento del bioetanol). Luego quedaría por ver la evolución de la cotización del crudo y del resto de los costos. Sin embargo, por ahora el único ajuste que está asegurado es el que responde a la variación de los biocombustibles. El resto dependerá de lo que decida la política, en un año en el que hay elecciones legislativas.
YPF ocupó el centro de la política energética en el período 2012-2015, viabilizando el deriskeo de Vaca Muerta y la reversión del declino de la producción de hidrocarburos. Sin embargo, al perder cohesión con la política energética en los últimos años cayeron sus ingresos, al igual que su inversión. En ese contexto, el endeudamiento neto se elevó desde 6959 millones de dólares al cierre de 2015 a 7.565 millones en diciembre de 2019. Por qué una reestructuración exitosa es clave para toda la industria. La estatización del 51% del paquete accionario de YPF en 2012 condujo a una progresiva recomposición en los niveles […]
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Argentina suspendió hace una semana los envíos de gas a la región del Bío Bío a través del gasoducto del Pacífico, y no hay certeza de que el abastecimiento se reanude en el corto plazo. El sector industrial del Gran Concepción se encuentra expectante mientras se realizan gestiones de alto nivel para revertir esta situación. Desde octubre se ha presentado intermitencia en el envío de gas que por contrato distribuye en la región la empresa Innergy, y que proviene del yacimiento trasandino de Vaca Muerta en Neuquén, a través del gasoducto del Pacífico. Nunca había ocurrido esto en pleno verano, reconocen las autoridades, sí […]
La Suprema Corte de Justicia de la Nación pospuso indefinidamente el fallo sobre el proyecto que presentó el Ministro Luis María Aguilar que invalidaba la política energética de la Secretaría de Energía.
“La Primera Sala de la Corte reiteró la suspensión derivada de la controversia constitucional interpuesta por la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE)”, informó SilviaGarza, Diputada Federal del Partido Acción Nacional, a EnergíaEstratégica.
Además, analizó la decisión de la Suprema Corte de Justicia de la Nación y el contexto actual de México en materia de renovables: “La política energética de México es contraria a la lucha contra el cambio climático y el estado. No tiene ni ha presentado una sola estrategia de combate al cambio climático”.
“Sin embargo, la disposición podría detener los efectos de la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional”.
Silvia Garza – Diputada Federal
Cabe recordar que en mayo del 2020 la Secretaría de Energía publicó un Acuerdo sobre la política energética en cuestión. Y con ello quedaron suspendidas las pruebas pre operativas de las centrales eléctricas intermitentes eólicas y fotovoltaicas en proceso de operación comercial.
Y aquellas que no habían iniciado operaciones, las pruebas pre operativas de las mismas no fueron autorizadas en muchos de los casos.
“Los Acuerdos otorgaron prioridad a la energía eléctrica producida por la Comisión Federal de Electricidad, restringiendo la participación de centrales con energía limpia intermitente en el SEN”, señaló la diputada.
“Si las centrales eléctricas renovables se ven restringidas en su capacidad de generación, se ven entonces también limitadas en su capacidad de generación de Certificados de Energías Limpias, mismos que representan un ingreso adicional para estos generadores”, agregó.
Hechos que repercuten en el cumplimiento de los compromisos adquiridos por México para reducir emisiones de carbono negro y de gases de efecto invernadero, como por ejemplo el Acuerdo de París.
Al respecto, Silvia Garza opinó que “si la fuente de obtención de energía para consumo eléctrico emana de elementos fósiles, estará contraviniendo los principios de protección a los elementos naturales y los compromisos internacionales que México ha adoptado”,
Justamente el tratado mencionado previamente fue ratificado hace pocos días por el gobierno de Estados Unidos, vecino geográfico y uno de los principales socios comerciales de México.
Y ante los diferentes sucesos políticos en materia de renovables y el avance a nivel mundial, la funcionaria destacó que “México no puede rezagarse y debe reiniciar su camino a la transición energética”.
¿De qué modo? “Comenzando con una capacitación a los altos mandos de la administración pública para que comprendan la importancia de la implementación de una política verde”.
“Si prospera la razón por encima de la cerrazón puede mejorar la situación actual de las energías renovables. Si hay un revire en la política energética y eléctrica en México, con el gran potencial natural con el que se cuenta, puede ser un detonante de la economía verde”, concluyó.
En su parque eólico operativo de 215 MW supieron combinar venta de energía generada bajo PPA a largo plazo y en el mercado spot, ¿esa receta puede volver a repetirse?
En el caso de Panamá, esta receta sigue siendo posible y es, en general, uno de los factores más importantes que permite financiar la construcción de un proyecto nuevo y conseguir mejores retornos para los accionistas.
Los proyectos que están diseñados para la venta en su totalidad al mercado spot tienen más complicado acceder al mercado de financiación. Sin embargo, en algunos países de la Región, es habitual que esto ocurra puesto que es la única vía que encuentran los inversores para construir esos proyectos.
Sus parques solares Tecnisol recibieron incentivos fiscales ¿esto se realiza conforme a lo planificado?
Si bien la Ley 37 de 10 de junio de 2013 establece el Régimen de Incentivos para la construcción, operación y mantenimiento de centrales y/o instalaciones solares y se recibieron los incentivos fiscales mencionados en la norma para los proyectos Tecnisol, existe una falla en cuanto a que para la instalación de las centrales solares es necesario la importación de paneles solares, los cuales se encuentran clasificados como bienes de lujo y por lo tanto se les grava con el ISC (Impuesto Selectivo de Consumo), el mismo impuesto que por ejemplo se le impone a los celulares.
Ante este hecho, somos de la opinión que el Gobierno podría pulir esta clasificación y eliminar dentro del listado de artículos gravados por el ISC a los paneles solares y con ellos lograr el objetivo de incentivar la instalación de estas tecnologías renovables.
¿Cómo está operando la combinación de eólica y solar en Panamá?
El parque solar de Panamá es un clúster de 40MW compuesto por cuatro subproyectos. Actualmente, es el parque solar más grande de Panamá hasta que se incorpore un nuevo parque solar de mayores dimensiones prontamente.
Toda la energía del parque solar está contratada mediante contratos PPA con clientes privados y la empresa está trabajando para ampliar la cartera de clientes. Esto generaría la incorporación de nuevos activos de generación solares, eólicos e incluso otras tecnologías como mini hidroeléctrica o biomasa.
En lo que respecta al diálogo público privado, ¿qué rol considera que tendrá el Consejo Nacional de Transición Energética en Panamá?
El rol del CNTEP será muy importante ya que por primera vez se ha planteado una unión del sector público y privado para considerar todas las aristas del mercado y acercar las posiciones para un objetivo común, que nos conducirá a una Política Energética donde se habrá incluido la participación de todos los sectores implicados.
El objetivo principal que se quiere obtener de este Consejo es el de diseñar los planes de acción para cumplir con los lineamientos estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 basándose en 7 lineamientos, dos del sector hidrocarburos y cinco del sector eléctrico.
El CNTEP estará formado por 17 participantes, de los cuales 8 son del sector privado siendo altamente positivo para que el diálogo contemple todas las opiniones del mercado, tanto público como privado, como recién he mencionado.
En mi caso, como presidenta del ANPAG (Asociación Nacional Panameña de Generadores), que representa alrededor de 80% de la capacidad instalada en el país, me estoy postulando como candidata a formar parte del CNTEP cuyo plazo de admisión culminó el 29 de enero. En los próximos días, conoceremos la decisión de la SNE.
¿Le parece oportuno que el Gobierno realice licitaciones por tecnología?
Compartimos la opinión que las licitaciones por tecnología son convenientes para el país y para el mercado, puesto que permiten que esas tecnologías compitan en igualdad de condiciones.
Por ejemplo, las energías renovables como la energía solar y eólica no tienen permitido participar en el mercado de potencia firme en Panamá en la actualidad y eso provoca que tengan menos oportunidades comerciales. Al realizar licitaciones por tecnología, todas ellas jugarían con las mismas normas que sus competidores.
Además, este tipo de licitaciones también generan competitividad para alcanzar los mejores precios disponibles en el mercado, con lo cual, el país y los usuarios finales, podrán verse beneficiados de las bajadas de precio de coste de energía de las tecnologías que se han experimentado los últimos años.
¿Cuál es el actual rol del hidrógeno en Argentina?
Existe un uso industrial importante que demanda algo más de 300.000 toneladas anuales. Los sectores de mayor uso son el petroquímico, para procesos en refinerías; y la industria química, para producción de amoníaco y fertilizantes para la agricultura.
También está presente en la producción de metanol y en diversas industrias que van desde alimentos, siderurgia o electrónica.
Todo ese hidrógeno proviene mayormente del reformado del gas natural, es lo que comúnmente llamamos hidrógeno “gris”, para diferenciarlo del hidrógeno “verde”, obtenido a partir de la electrólisis del agua mediante energía eléctrica renovable.
Estos usos nos dan una idea de la gran expectativa que genera el hidrógeno “verde”, ya que no sólo será posible disponer de un vector energético muy flexible, sino también un insumo industrial “verde” que permitirá descarbonizar o reemplazar insumos fósiles en la industria química o en la siderurgia.
Es notable el auge que ha tomado el hidrógeno en los años recientes, ¿a qué obedece esta tendencia?
Es un impulso poderoso que no se ha puesto en duda ni siquiera en la actual crisis económica global. Este crecimiento que tomó el hidrógeno obedece, entre otras cosas, a la extraordinaria baja de costos en la generación renovable, puesto que un componente sustancial del costo está dado por la energía eléctrica necesaria para producirlo.
En los últimos cinco años maduró la certeza de una reducción a cero de las emisiones de gases de efecto invernadero para el año 2050. Y sólo es factible pensar en ello si incluimos al hidrógeno en la ecuación energética.
¿Cómo influye el contexto actual del país y de Latinoamérica en el sector?
Existen realidades dispares. Hay un grupo de países en la región que consolidaron un desarrollo de las renovables con crecimiento sostenido y gozan de un alto consenso político, sin incertidumbres regulatorias, caso Chile o Uruguay.
Por otro lado, Argentina tuvo una dinámica poco atractiva para el desarrollo de las renovables en los últimos 20 años, excepto el período de impulso del programa Renovar, que ahora está discontinuado.
El país tiene activos importantes: recursos naturales abundantes, posibilidades de generación renovable a escala y una industria asociada a la economía del hidrógeno que está capacitada para lanzarse al ruedo. Pero tenemos un contexto económico que debe despejarse para poder desarrollar ese potencial.
¿Cómo está contemplado el rol del hidrógeno en las leyes sobre energías renovables?
Lo más importante es actualizar la Ley 26.123, que es del 2006. Ésta quedó desactualizada y nunca fue debidamente puesta en práctica. En ese marco normativo deben trazarse algunos lineamientos básicos para encuadrar el desarrollo del hidrógeno.
Por otra parte, la Ley de Movilidad Eléctrica debe contemplar la tecnología de celdas de combustible de hidrógeno.
Además, la Ley 27.191 debe cumplir sus objetivos al año 2025 alcanzando el 20% de generación de energías limpias y diseñar cuál será el régimen y los objetivos de desarrollo renovable para 2030.
Para poder hablar de hidrógeno tenemos que tener electricidad verde y barata, y eso se logra con un mercado renovable muy competitivo y maduro. Argentina no puede continuar con esporádicos impulsos favorables y repentinos frenos.
¿Qué iniciativas hubo hasta el momento?
Un desarrollo inicial con la primera planta experimental en Pico Truncado a comienzos de los 90, con el trabajo de un grupo de profesionales que impulsaron esta agenda, mayormente nucleados en la Asociación Argentina del Hidrógeno. Son quienes promovieron en gran medida la Ley 26.123.
En el ámbito privado hubo algunas iniciativas, la más importante, la de Hychico, en Chubut, cerca de Comodoro Rivadavia. Allí se produce hidrógeno con un electrolizador asociado a un conjunto de turbinas eólicas y se utiliza la producción y se ensaya almacenamiento.
También la aparición de Y-TEC, sociedad YPF y CONICET, es muy relevante. Ellos convocaron a un consorcio de empresas interesadas en el desarrollo del hidrógeno.
Hace unos meses se conoció la iniciativa de la empresa Buquebus de avanzar en el terreno, algo interesante porque estamos hablando de un usuario que demandará hidrógeno en unos años.
¿Cómo avanza el proyecto con Buquebus?
La empresa mostró ser innovadora y su objetivo es estar actualizada en relación a la evolución de la industria naval internacional. La incorporación del gas natural para motores de embarcaciones y de energía solar en sus instalaciones son pasos iniciales en su proceso de descarbonización.
Ahora quieren analizar su próximo avance de la mano del hidrógeno que se vislumbra como la próxima tecnología en el transporte naval.
Buquebus y la empresa TCI están en fase de estudio de las posibilidades para integrar el hidrógeno, ya sea a través del “blending” con el gas natural en motores ya existentes, como en la propulsión por celdas de combustible o pilas de hidrógeno en embarcaciones que están proyectadas adquirir o modernizar. Lo mismo en sus operaciones auxiliares en tierra y logística portuaria.
Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, publicó el Informe Técnico de tecnología de rastreo solar inteligente TrinaTracker sobre su algoritmo SuperTrack.
Según el documento, éste último tiene tres características técnicas distintivas, incluidos los sistemas de seguimiento inteligente y de retroceso, la estrategia de comunicación «Broadcast + Polling» (Transmisión + Sondeo) y las técnicas de protección climática extrema.
Certificado por la organización externa de Certificación General de China (CGC, por sus siglas en inglés) reconocida por la industria en noviembre de 2020, el SuperTrack puede mejorar la ganancia de energía en un 3 a 8% más que el algoritmo astronómico tradicional.
SuperTrack reduce el Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) de maneraeficiente
El informe técnico estudia el desarrollo de los seguidores solares, los desafíos actuales de la tecnología de rastreo de los mismos, las características de diferenciación técnica del algoritmo SuperTrack y explora las perspectivas futuras de los nuevos estándares de la industria.
SuperTrack, desarrollado de forma independiente por Trina Solar, ayudará a impulsar esta reducción de costos aún más al mejorar las deficiencias de los algoritmos astronómicos tradicionales. Es una innovadora tecnología de seguimiento inteligente que tendrá en cuenta el clima, reducirá las pérdidas potenciales de sombreado debido al espacio entre fila y fila de los módulos bifaciales durante las etapas de retroceso y considerará exhaustivamente la generación de rendimiento total de los paneles bifaciales de alta potencia.
Esto utilizará mejor las características diferenciadoras de los seguidores solares de un solo eje, aumentará la ganancia de generación de energía del proyecto, reducirá de manera eficiente el LCOE e incrementará los retornos de inversión del proyecto.
SuperTrack puede lograr un aumento del 3 al 8% en la ganancia de energía
De acuerdo con el documento técnico, con sus dos componentes clave de algoritmo inteligente, SuperTrack optimiza la generación de energía en cualquier instante, como primera característica sobresaliente.
Basado en un modelo patentado de tecnología bifacial, condiciones ambientales y parámetros del sistema, la tecnología integra deep learning (aprendizaje automático profundo) para registrar las características climáticas y de generación de electricidad de alta irradiación difusa de los módulos bifaciales para lograr dinámicamente el ángulo de seguimiento solar óptimo para aumentar continuamente el rendimiento energético del proyecto.
Además, basado en el Modelo de Inclinación de Trina Solar y en los algoritmos de la red neuronal, SuperTrack optimiza la perspectiva de rastreo del sol para terrenos complejos a través del modelado tridimensional del terreno y simulaciones iterativas, seguido del uso de tecnología de sensores de drones para la doble verificación.
Finalmente, utiliza el Modelo de Decisión para determinar el conjunto de ángulos óptimos con el mejor rendimiento de salida de potencia.
En segundo lugar, el algoritmo SuperTrack se caracteriza por una comunicación eficiente y estable. Adopta tecnología inalámbrica y de auto recarga para reducir el uso de cables de transmisión, de alimentación, de cableado relacionado y por ende, se disminuyen los costos laborales. En particular, la innovación «Broadcast + Polling» se utiliza para garantizar la eficacia y constancia de las comunicaciones.
Por último, pero no menos importante, la tecnología SuperTrack permite estrategias para condiciones climáticas extremas. Tomando como soporte su control inteligente, el algoritmo integra múltiples protecciones ante climas fuertes dirigidas a vientos poderosos, nieve intensa y granizo.
También combina pruebas de túnel de viento y Simulación Dinámica Computacional de Fluidos (CFD, por sus siglas en inglés) para mejorar la confiabilidad y eficiencia de operación y mantenimiento del rastreador solar.
Al integrar las funciones de seguimiento inteligente y rastreo en retroceso, SuperTrack mejora significativamente la capacidad de procesamiento para responder a varios patrones climáticos y terrenos complejos, y para optimizar aún más el potencial de generación de energía de los trackers.
«Junto con la amplia aplicación de módulos bifaciales, SuperTrack ayudará a los seguidores solares de un solo eje a lograr un salto más grande en la ganancia de energía, lo que acelerará la reducción del LCOE y aumentará la futura adopción de trackers en la industria fotovoltaica global», dijo Duan Shunwei, Director de la Unidad de Negocio TrinaTracker de Trina Solar.
Zhou Gang, Director General de la División de Energía Solar del CGC, explicó: «CGC y Trina solar evaluaron la viabilidad del algoritmo SuperTrack en la fase inicial del proyecto, tras lo cual el primero reconoció completamente la naturaleza avanzada de la tecnología y diseñó una solución empírica específica. Durante el proceso de monitoreo, también verificamos la precisión y efectividad de los datos del sistema inteligente».
En México, las autoridades federales siguen insistiendo con que la incorporación de energía eólica y solar complica la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional. Por ello, mantendrían las restricciones a estas centrales de generación impulsadas, en su gran mayoría, por la iniciativa privada.
En la actualidad, tanto inversionistas locales como extranjeros se ven afectados por esta medida. Ahora bien, especialistas advierten que también México recibirá impactos negativos severos en el sector energético y ambiental.
“Las enmiendas a la Ley General de Cambio Climático (LGCC) amplían el alcance de la Ley, ajustan e incluyen nuevas definiciones, al tiempo que adecuan y modifican facultades del gobierno nacional. La reforma establece el principio de progresividad (artículo 26) y respeto a los Derechos Humanos, igualdad de género y equidad intergeneracional con el objetivo de armonizar los preceptos del Acuerdo de París con el marco legal nacional”, introdujo Erick Hernández Gallego, accionista en Greenberg Traurig.
“Sin embargo, con las nuevas políticas de restricción de energías renovables y con los proyectos de infraestructura del gobierno que generan impactos ambientales relevantes sin medidas de mitigación, los especialistas consideran que México no cumplirá con sus compromisos bajo las NDC”, agregó Erick Hernández durante un webinar de la firma a la que pertenece.
En el evento denominado «Impacto postelectoral en asuntos energéticos y ambientales de Estados Unidos y México», se advirtieron siete aspectos que complicaron el escenario actual:
Disposiciones y regulaciones para restringir o reducir las energías renovables
Restricciones a la importación y exportación de hidrocarburos y productos de hidrocarburos
Cancelación de licitaciones públicas para invertir en proyectos de energía e hidrocarburos
Desaparición de los reguladores energéticos
Mayores poderes a Pemex y CFE frente al resto de actores privados para inhibir el libre comercio
Cancelación de programas ambientales por las políticas de austeridad de este nuevo gobierno
La priorización de los proyectos de infraestructura del gobierno que sí toman en cuenta el cumplimiento de las obligaciones ambientales
A partir de estos es que continúan surgiendo conflictos entre Estados Unidos y México. Uno de ellos fue expresado hace no más de un mes mediante una carta de reclamación de Estados Unidos a México para respetar compromisos con los inversionistas en el sector energético, carta que se suma a otras ya enviadas por los gobiernos de China y Canadá, durante el año pasado.
¿Qué posibles soluciones hay? Siguiendo lo planteado por Greenberg Traurig, México aún necesitará analizar la política energética que tomará Biden para saber qué rumbo tomar y no complicar las relaciones con uno de los mercados más influyentes de su economía.
“AMLO sigue intentando cambiar regulaciones y leyes pero debe tener mucho cuidado ya que México tiene obligaciones bajo el T-MEC, el Acuerdo de París y otros tratados internacionales, por los cuales se proyectan inversiones de empresas estadounidenses en México”.
“Los inversores esperan que el nuevo gobierno de Biden ayude a presionar al gobierno mexicano para que cumpla con sus obligaciones ambientales y energéticas bajo el T-MEC y también una vez que EE. UU. se reinserte en el Acuerdo de París, presionar a los países latinoamericanos para que cumplan con sus obligaciones de reducción de GEI”, indicó Erik Hernández.
De acuerdo su análisis, “el T-MEC puede proporcionar una defensa”. Y, en el caso de que los reclamos no fueran posibles bajo el T-MEC, el referente de Greenberg Traurig señalo que sí podrían ser presentados bajo el ISDS del TLCAN antes de su eliminación.
“El T-MEC contiene una disposición de ISDS menos proyectiva para inversores de energía de EE. UU. en México en comparación con el TLCAN. Los inversionistas estadounidenses en el sector de petróleo y gas de México con contratos ganados por la CNH pueden encontrar que, fundamentalmente, aún pueden confiar en el ISDS tradicional para proteger sus inversiones. Los inversionistas estadounidenses en el sector solar y eólico, en cambio, pueden considerar avanzar con sus reclamos bajo otros tratados de inversión con México, o bajo el TLCAN mientras aún haya tiempo”, concluyó Hernández.
Juan Carlos Jobet, Ministro de Energía y Minería de Chile, hizo lanzó la convocatoria: “Queremos invitar a todos los chilenos y chilenas, de todo el país, a participar en este proceso para que juntos podamos soñar y proyectar el futuro energético de Chile”.
Por otra parte, la autoridad informó que este Registro servirá para garantizar la participación de quienes se inscriban en todas las audiencias públicas que se realicen durante el proceso de actualización de la PELP, además de darles acceso al material público en revisión y definitivo, que sea emitido por el Ministerio. Además, las personas que se registren en el proceso, podrán participar en la definición de metodologías, documentos y proyecciones energéticas, y serán fundamentales en la definición inicial de polos de desarrollo de generación eléctrica.
Finalmente, el titular de Energía especificó que podrán participar del proceso todas las personas naturales y jurídicas interesadas en participar y las inscripciones se deben realizar hasta el 10 de febrero en la página web pelp.minenergia.cl.
PLANIFICACIÓN ENERGETICA DE LARGO PLAZO
La PELP es un proceso que se realiza cada 5 años pero que se prepara y desarrolla de forma continua, con el objeto de definir escenarios energéticos de largo plazo, identificar polos de desarrollo y proyectar el futuro energético del país. Además, la PELP debe considerar políticas medioambientales que tengan incidencia, como la Ley Marco de Cambio Climático y el compromiso de Carbono Neutralidad, tanto mitigación como adaptación.
El proceso de planificación deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, políticas ambientales que tengan incidencia y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con que cuenten las regiones en materia de energía.
Finalmente, los escenarios energéticos son fundamentales para múltiples funciones, permiten una mejor planificación de la infraestructura necesaria para alcanzar las metas y compromisos que tenemos en Chile, como la carbono neutralidad y el retiro de las centrales a carbón.
Además, son importantes para continuar con la integración masiva de energías renovables, incorporar recursos energéticos integrales y distribuidos, orientar a los diversos sectores del país respecto a las alternativas energéticas más limpias, junto con anticipar situaciones y adaptar el sistema energético para dotarlo de una mayor resiliencia.
Jinko, que ha mantenido su estatus de potencia de módulos durante varios años consecutivos, cayó al segundo puesto. JA Solar ocupó el tercer lugar entre los fabricantes mundiales, seguido de Trina, Canadian Solar, Hanwha Q Cells, Risen, Astronergy, First Solar y Suntech.
En general, el informe de todo el año 2020 experimentó una ligera remodelación, pero las 10 primeras empresas siguen siendo las mismas que la clasificación del primer semestre de 2020.
Los 10 primeros enviaron alrededor de 114,1 GW de módulos el año pasado, dominando el 81,5% de la demanda. Los cinco principales proveedores de módulos registraron un crecimiento significativo de los envíos, ya que cada uno de ellos aumentó más del 30% interanual en comparación con 2019. La tendencia indica el creciente dominio de los grandes fabricantes en la industria solar.
Dado que los grandes fabricantes fotovoltaicos han establecido un ambicioso objetivo de envíos para 2021, se espera que la cuota de mercado de los 10 mayores fabricantes crezca junto con su expansión de la capacidad, ocupando más del 90% de la demanda mundial.
De cara al futuro, los negocios de los fabricantes más pequeños tendrán dificultades en un entorno cada vez más competitivo. Las grandes empresas se aliarán con los grandes fabricantes para promover el gran tamaño y empujar las cadenas de suministro a integrarse verticalmente para tener más control sobre su suministro de materias primas.
La estatización del 51% del paquete accionario de YPF en 2012 condujo a una progresiva recomposición en los niveles de producción de la compañía. Sin embargo, la pérdida de centralidad de la misma en el diseño de la política hidrocarburífera a partir de 2016 determinó una contracción en sus ingresos, en su inversión y, por ende, en su oferta de petróleo y gas.
El proceso de “achicamiento” que enfrentó la empresa se exacerbó en 2020 producto del impacto de la pandemia sobre los volúmenes y precios de los hidrocarburos. En este contexto, YPF inició la renegociación de prácticamente toda su deuda. Su resultado será determinante en la evolución del sector hidrocarburífero en los próximos años.
La estatización del 51% del paquete accionario
A comienzos de la década pasada la necesidad de revertir el declino de la producción hidrocarburífera y su consiguiente impacto en el sector externo condujo a una modificación progresiva de las políticas energéticas vigentes desde el colapso del régimen de convertibilidad. La estatización de la mayoría del paquete accionario de YPF fue la más significativa, marcando un punto de inflexión respecto a las reformas estructurales llevadas a cabo en el sector en la década de 1990, pero no la única.
El control estatal de la principal empresa hidrocarburífera de la Argentina fue acompañado por una modificación en la política de precios dirigida al sector.
La instrumentación de los planes de estímulo a la producción de gas natural, el incremento del importe de los combustibles en surtidor y la progresiva recomposición del valor del crudo en el mercado local condujeron a una mejora en los precios percibidos por los productores y, con ello, de los niveles de inversión.
A partir del cambio en el control de YPF, las inversiones de la compañía se incrementaron de manera significativa, alcanzando un promedio anual de 5.700 millones de dólares entre 2012 y 2015, en tanto que entre 2008 y 2011 habían representado sólo un promedio anual de 2.300 millones. El financiamiento de una mayor inversión se basó en tres pilares: la mejora de los precios, el endeudamiento en los mercados internacionales y la reinversión de utilidades. Esto último había supuesto una salida significativa de recursos a lo largo de la última década.
El aumento de los desembolsos posibilitó un incremento en los niveles de producción. Tras años de caída sistemática de su oferta de hidrocarburos, YPF pasó de obtener 485 MBOE/d en 2012 a 577 MBOE/D en 2015, lo que equivale a un crecimiento de casi el 19% en solo tres años. La relevancia del aumento de la inversión, no obstante, no se agota únicamente en la reversión de la dinámica contractiva de la producción, sino que también permitió que YPF llevara adelante la puesta en valor de los yacimientos no convencionales, convirtiendo a Vaca Muerta en una realidad.
Fuente: Economía & Energía
A comienzos de la década pasada, cuando la revolución del shale en los Estados Unidos comenzaba a tomar fuerza, no estaba clara aún la viabilidad económica de la producción no convencional en la Argentina. Ello, además, en un contexto en donde el sensible declino que exhibían los yacimientos convencionales auguraba una potencial restricción energética en las siguientes décadas.
Sin embargo, la asociación llevada adelante por YPF con Chevron, y posteriormente replicada con otras compañías, fue central para incrementar los volúmenes de inversión y compartir los costos iniciales de desarrollo de la producción no convencional. A su vez, estas alianzas permitieron acelerar la curva de aprendizaje, precisar la estrategia de desarrollo en la producción no convencional y compartir sus costos de desriskeo, posibilitando de esta forma que pocos años después nos encontremos ante la potencialidad de alcanzar el desarrollo masivo de la formaciones no convencionales en la Argentina.
¿Qué implica, entonces, Vaca Muerta?
Recursos que, de explotarse en su máximo potencial, permitirían abastecer el mercado doméstico argentino por casi un siglo en el caso del petróleo y de prácticamente el doble de tiempo en el caso del gas natural. Este volumen de recursos quiebra la tradicional dicotomía entre abastecimiento del mercado local y externo, que caracterizó al sector hidrocarburífero argentino desde su constitución en las primeras décadas del siglo XX.
Por primera vez en su historia, nuestro país está en condiciones de establecer una plataforma de exportación de hidrocarburos que permita, al menos, morigerar la restricción externa que caracterizó a nuestra economía a lo largo de las últimas décadas. A diferencia de lo ocurrido durante la década del noventa y los primeros años del nuevo siglo, la exportación masiva de esos recursos pondría en riesgo el abastecimiento del mercado local en las siguientes décadas.
De todas formas, a pesar de su abundancia, la dotación de recursos no convencionales no implica que Argentina tenga la posibilidad de acceder a recursos hidrocarburíferos “baratos” como los desarrollados en las principales cuencas hidrocarburíferas a nivel internacional.
A diferencia del sector agropecuario pampeano, la industria hidrocarburífera argentina no apropia rentas significativas en el comercio internacional. Por el contrario, los elevados costos de desarrollo determinan, al menos por el momento, que la producción hidrocarburífera requiera precios relativamente elevados para su explotación.
Eso se potencia cuando nuestro país compite con otras cuencas productoras a fin de acceder a flujos de inversión extranjera. Las compañías multinacionales maximizan el nivel de rentabilidad de sus inversiones en un portafolio a escala global.
En otras palabras, el flujo de inversión de las empresas privadas internacionales no está determinado únicamente por la rentabilidad absoluta de un determinado proyecto, sino fundamentalmente por su rentabilidad relativa a escala global.
La relevancia del control estatal de la principal compañía hidrocarburífera de la Argentina, al igual que en los principales países de la región, deriva justamente de la necesidad de independizar los niveles de inversión de la rentabilidad relativa a escala internacional. YPF desde 2012 es una empresa argentina, con un portafolio de negocios centrado en nuestro país y cuyo desarrollo genera externalidades positivas al conjunto del sector.
Una nueva etapa de retracción
El aumento de la inversión por parte de YPF registrado desde 2012 comenzó a ralentizarse a partir de 2016 producto centralmente de una política energética no consustanciada con las necesidades de la principal empresa hidrocarburífera de nuestro país.
En este sentido, el abandono del precio sostén -barril criollo-, la convergencia a un precio internacional deprimido en una primera instancia y, posteriormente en un contexto de alza de los precios, la instrumentación de distintos mecanismos para desfasar los precios locales de los vigentes en el mercado internacional en el marco de la crisis económica desatada a comienzos de 2018, condujeron a una sensible disminución en los ingresos de la principal compañía hidrocarburífera de la Argentina.
Nota: se consideró el tipo de cambio promedio de cada año. Fuente: Elaboración propia en base a información de balances de YPF y BCRA.
En simultáneo con este proceso, las políticas de estímulo a la producción de gas natural prácticamente excluyeron a YPF, perdiendo la compañía su liderazgo en la producción de gas natural en la Argentina y, con eso, de un nivel sustantivo de ingresos.
En este sentido, el sensible impulso que recibió la producción de gas natural a través de la Resolución N° 46 —que más allá de sus efectos distorsivos sobre el mercado de gas natural permitió continuar el sendero ascendente que exhibió la producción desde 2013— no pudo ser aprovechada por YPF. Por otro lado, la priorización por parte de la compañía de inversiones por fuera del sector hidrocarburífero agudizó aún más este proceso.
En definitiva, la reducción del precio de los combustibles líquidos en el mercado local, conjuntamente con el desplazamiento de YPF en los programas de estímulo a la producción de gas natural, determinaron que los ingresos de la compañía se redujeran en 6.500 MUSD comparando los períodos 2012-2015 y 2016-2019.
Esto se tradujo en una reducción significativa de las inversiones, las cuales disminuyeron en 8.200 MMUS$ —de los cuales 6.800 millones correspondieron al upstream— entre los períodos mencionados.
La retracción de los desembolsos determinó un cambio en la tendencia hacia la recomposición de los niveles de oferta que se había verificado en el período previo. Entre 2016 y 2019, la producción de hidrocarburos de YPF se redujo en un 10,9%, con una contracción similar en líquidos y gas natural.
El resto de la industria, en tanto, incrementó su producción tanto de gas natural como de petróleo. De esta forma, mientras que en 2015 YPF representaba el 38% de la producción de gas natural Argentina, en 2019 esa incidencia se había reducido al 29%. En el caso de la producción de petróleo la tendencia es similar, pero con una contracción menos significativa: mientras que en 2015 YPF explicaba el 47% de la producción de petróleo cuatro años después había disminuido hasta el 44%.
El “achicamiento” progresivo condujo a un peso creciente del nivel de endeudamiento respecto al flujo de generación de ingresos por parte de la compañía, proceso que exacerbó aún más la contracción en los niveles de inversión.
De todas formas, según la información consignada en las notas de resultado publicadas por YPF, el endeudamiento neto de la compañía se elevó desde 6.959 millones de dólares al cierre de 2015 a 7.565 MUSD en idéntico período de 2019. A su vez, dada la contracción experimentada por los ingresos de la compañía, la relación Deuda Neta / EBITDA ascendió sensiblemente desde 1,35 a 2,10 en ese período.
El impacto de la pandemia en 2020, con su consiguiente efecto sobre los niveles de ventas y precios de los combustibles, agudizó aún más los problemas de caja de la compañía, obligando a una reducción aún mayor de la inversión. A su vez, este complejo contexto financiero se profundizó a partir de las restricciones que impuso el BCRA para el pago de deuda privada en el exterior. La dificultad para hacer frente a los pagos de intereses y capital condujo a la necesidad de renegociar prácticamente toda la deuda de la compañía a fin de poder sostener niveles de inversión que permitan revertir el proceso de achicamiento de los últimos años.
En una visión de mediano plazo, la disminución del peso de la deuda financiera en YPF sólo se logrará a través de un crecimiento sustantivo de su producción de hidrocarburos.
Para ello, no sólo se requiere un proceso de renegociación exitosa de la deuda, que alivie la carga financiera sobre el flujo de caja de los próximos años, sino también de una política de precios de los hidrocarburos en la economía local que permita potenciar los niveles de inversión.
Potenciar la producción local
La historia reciente muestra que Argentina requiere de una YPF potente para liderar el desarrollo de la producción de petróleo y gas natural. No obstante, el desarrollo de Vaca Muerta y otros recursos hidrocarburíferos demandará inversiones por decenas de millones de dólares, por lo que resulta necesario complementar el impulso a la inversión de YPF con la dinamización de la inversión privada.
En este sentido, la conformación de un nuevo marco regulatorio que establezca mecanismos taxativos en la determinación de los precios de los combustibles en el mercado local, así como las condiciones que regularán la exportación de los excedentes, resultarán determinantes para la dinamización de los desembolsos en el upstream.
Nota: La información refiere al cierre de cada período. Fuente: elaboración propia en base a información de las notas de Balance de YPF SA.
Un abaratamiento sostenible de los hidrocarburos en el mercado local sólo podrá alcanzarse una vez que se logre un salto real en el nivel de producción. Sólo eso posibilitará una baja de los costos de desarrollo.
Las estrategias de corto plazo orientadas a abaratar el valor de los hidrocarburos en el mercado local se traducen, más tarde o más temprano, en una caída de la inversión, una retracción de la producción y, con eso, un aumento de las importaciones de energía que agudiza aún más la restricción externa que afecta a la Argentina. A la vez, que obliga al Estado Nacional a hacer frente con recursos fiscales a los mayores costos de los productos importados.
El mes de febrero seguramente resultará determinante en el proceso de renegociación de la deuda de YPF. Sin dudas, su resolución afectará al conjunto del sector hidrocarburífero y, en particular, a su capacidad de acceder a financiamiento externo a fin de potenciar las inversiones en el sector. Es decir que, en este proceso no sólo está en juego la renegociación de la deuda de la petrolera bajo control estatal, sino más en general la capacidad del conjunto del resto de las empresas de acceder a los mercados internacionales de capital.
Este factor resulta clave para la Argentina, que requiere del acceso a financiamiento internacional para desarrollar su industria hidrocarburífera. Es esencial para mejorar el saldo de la balanza comercial. En este sentido, aun cuando el proceso de renegociación no alcance un resultado favorable, eso no debería derivar en un default de la deuda de la compañía.Causaría efectos sustantivos en términos de YPF pero también sobre la industria en su conjunto.
Respecto a YPF, es cierto que el valor bursátil actual de la compañía es inferior a la deuda financiera, pero también es cierto que el valor de sus activos individuales se encuentra varias veces por encima de la cotización bursátil.
Un default de la deuda emitida bajo legislación extranjera seguramente implicará juicios millonarios que, tarde o temprano, YPF deberá afrontar.
La renegociación exitosa de la deuda de YPF, conjuntamente con una política energética alineada con los intereses de la principal empresa hidrocarburífera del país, seguramente permitirán quebrar la trayectoria contractiva que exhibió la compañía a lo largo de los últimos años.
De todas formas, para alcanzar un salto sustantivo en los niveles de producción que permita, al menos, morigerar la restricción externa que enfrenta la economía argentina, se requerirá también de un considerable aumento de la inversión privada.
La minera canadiense Patagonia Gold comenzará a realizar trabajaos de perforación en las áreas Tornado y Huracán, que están ubicadas en la provincia de Santa Cruz y tienen potencial de oro y plata. Se trata del inicio de una campaña de exploración sobre una superficie de 7.900 hectáreas en el Macizo del Deseado, un área con gran potencial minero que solamente el 20% está explotado.
La compañía informó que en el primer trimestre planea realizar un total de 3.500 metros de perforación de circulación inversa (método que se utiliza en la minería para la exploración inicial), junto con el mapeo geológico. Para esta etapa destinará una inversión de US$ 1,5 millones.
Áreas de exploración
Tornado y Huracán son dos áreas que están a 60 kilómetros de la localidad de Perito Moreno y a 250 km de Pico Truncado. Están adyacentes a otros proyectos de oro, plata y cobre del Macizo del Deseado como Cerro Negro y San José.
Christopher van Tienhoven, director ejecutivo de Patagonia Gold, señaló en un comunicado: “estamos contentos de comenzar la exploración en Tornado y Huracán. Las dos concesiones de la compañía se encuentran en el Macizo del Deseado, que alberga numerosos depósitos de metales preciosos”.
La canadiense Patagonia Gold adquirió el 100% de las áreas en 2019. Ambas áreas tienen muy pocos trabajos de exploración.
La Subsecretaría de Energía Eléctrica, que dirige Federico Basualdo, se reunió la semana pasada con representantes de Ageera, la asociación que concentra a las principales empresas eléctricas (Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES, entre otras), para avanzar en el principal reclamo de los privados: la actualización de la resolución 31/2020, que define cuánto cobran los generadores por producir energía en las centrales térmicas e hidroeléctricas que no cuentan con un contrato en dólares con Cammesa.
Esas plantas, que en su gran mayoría ya están amortizadas y se conocen en el mercado como ‘potencia o generación vieja’, son remuneradas sobre la base de precios y valores definidos por la Secretaría de Energía. Son cifras que están expresadas en pesos en la resolución 31/2020, que contempla también una fórmula de ajuste automático por inflación e IPIM.
Sin embargo, en marzo del año pasado, cuando se declaró la primera cuarentena por la expansión del Covid-19, el ex secretario de Energía Sergio Lanziani firmó una medida que suspende la actualización automática de las remuneraciones. En la práctica, los ingresos que perciben las generadoras por la operación de las ‘centrales viejas’ están congelados desde hace 11 meses.
¿Qué plantean las empresas?
Argumentan que por la inflación —cerró en un 36,1% en 2020— y la depreciación del tipo de cambio, se les complica costear las tareas de mantenimiento de las centrales y la reposición del stock de repuestos. Una parte de esos insumos (fundamentalmente los ligados al acero o al hierro) cotizan a valor del dólar paralelo, que el año pasado prácticamente duplicó su valor.
Por el deterioro de su caja, las empresas discontinuaron inversiones. ¿Qué significa eso en los hechos? Que el parque de generación termoeléctrica es hoy más frágil que un año atrás. La capacidad de respuesta ante cualquier imprevisto es más endeble.
Como las compañías dejaron de reponer los repuestos que se usan, las chances de solucionar nuevos desperfectos se irán reduciendo. Muchas de las históricas centrales del AMBA —que son importantes para garantizar los picos de consumo en el área metropolitana— atraviesan ese dilema.
“La realidad es que los ingresos no alcanzan para pagar los costos de mantenimiento en varias máquinas que siguen siendo necesarias para el sistema”, explicó el directivo de una generadora.
El resultado acumulado de los últimos 10 balances de la empresa, a los que accedió este medio, fue una pérdida de 37,5 millones de pesos. Por eso, Energía del Sur —que es controlada por accionistas locales y británicos— nunca liquidó dividendos entre sus propietarios.
¿Qué evalúa el Estado?
Basualdo está revisando los números antes de tomar una decisión. Si repusiera la fórmula de ajuste de la resolución 31/2020, los ingresos de las generadoras deberían aumentar un 31% (hasta diciembre de 2020) o un 35% (hasta enero de 2021). Desde la Secretaría de Energía evitaron realizar comentarios ante la consulta de este medio
La resolución 31/2020 remuneró un 57,4% de la energía que se generó en 2020. El 42,3% restante se pagó por medio de contratos PPA firmados con Cammesa.
Según un informe de Adeera, la asociación de distribuidoras eléctricas, el costo de la energía representa un 41% de la factura final que pagan los usuarios. La mayor parte de ese número (casi un 50%) se destina a la compra de combustible, que está casi monopolizada por el Estado.
El presupuesto que implica el costo de la resolución 31/2020 (que remunera la generación vieja) representa un 11% de la factura final que pagan los usuarios de la electricidad.
“Es sólo una cuarta parte de ese 41% al que hace referencia Adeera. Es decir que la resolución 31 permite generar casi un 60% de la energía que consume el país, pero sólo se lleva un 25% del costo total de generación del país”, explicaron desde una empresa.
De esos números se desprende que un aumento cercano al 30% de los valores que figuran en la resolución 31/2020 tendría un impacto de entre un 1% y un 2% para los usuarios finales o un proporcional en subsidios del Estado si esa suba no se traslada a las tarifas.
Con todo, la Subsecretaría de Energía Eléctrica no tiene definido qué hacer. Es probable que se aplique un ajuste de los precios a partir de febrero, pero ese cambio podría anunciarse el mes que viene de manera retroactiva.
El Juez Federal de Campana, Adrián González Charvay, ordenó el levantamiento de la clausura de la estación regasificadora de Escobar, así como toda restricción de operación de dicha planta.
De esta manera, el estratégico complejo quedó operativo y a disposición para el abastecimiento de la demanda de gas natural del país, principalmente en la temporada invernal. La terminal portuaria había sido clausurada en octubre.
El secretario de Energía, Darío Martínez, que había pedido por el levantamiento de la clausura, señaló que “esta es una muy buena noticia. Más allá de las meras cuestiones de formalidad procesal, para tener la convicción de habilitar nuevamente la terminal regasificadora, el juez ha debido merituar seguramente los concluyentes trabajos que presentamos en materia de evaluación de la seguridad de la planta, y los informes científicos de la UTN de Rosario y la Consultora Lloyd´s, que refutaron contundentemente al peritaje de la Universidad Nacional de Lomas de Zamora que dio sustento inicial a la Clausura”.
En la resolución, el juez González Charvay resolvió “suspender la clausura de la terminal portuaria para la regasificación de gas licuado de petróleo GNL – Escobar que fuera ordenada por el suscrito el pasado 16 de octubre de 2020 y en todos los mismos términos que se hiciera”. El Magistrado Federal ordenó también la intervención obligatoria de la Secretaría de Energía en la pericia a realizar.
Darío Martínez expresó también que “trabajamos con intensidad para lograr el levantamiento de la clausura junto a YPF, IEASA, Enargas y Cammesa”.
Simultáneamente, la medida judicial determina en su punto III “suspender la prohibición de los movimientos de arribo y salidas de buques metaneros para operar en la zona del entuerto.”
Martinez señalo que “ahora tenemos la tranquilidad de poder contar con la planta de Escobar para planificar con certidumbre el programa de abastecimiento integral de la demanda de gas en los próximos meses de Invierno”.
El funcionario explicó que “la planta de Escobar cumple con parámetros de seguridad y preservación del ambiente de máximo rigor técnico, y jamás tuvo episodios ni eventos que lo hicieran poner en duda”.
Entre otros fundamentos, la resolución del juez de Campana menciona: “se impone suspender la clausura oportunamente dispuesta en fecha 16 de octubre de 2020, toda vez que se ha demostrado que el estudio pericial presentado por el Perito Ingeniero Massaro de la Universidad Nacional de Lomas de Zamora no se adecúa a lo que fuera ordenado por el Superior a fs. 1968/1970 y el suscrito a fs. 1978.”
Incluso a lo largo del documento se hace la separación de energías limpias renovables y limpias no renovables, como en el caso del cuadro que detalla la capacidad instalada de la CFE y del resto de los permisionarios a octubre de 2020, donde también se incluyen centrales en pruebas, dentro del Mercado Eléctrico Mayorista.
