Comercialización Profesional de Energía

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Sinaer impulsa su proyecto de lavado de aisladores, aerogeneradores y parques FV con helicópteros

La mejora de calidad y eficiencia de las distintas tecnologías que utilizan las fuentes renovables continúan apareciendo en el sector y cada vez son más las propuestas innovadoras que buscan hacerse un lugar en Latinoamérica. 

Nelson Sanhueza, ingeniero aeronáutico y CEO de Sinaer, dialogó con Energía Estratégica y comentó el proyecto SIN-HYD-01, el cual trata del lavado de cadenas de aisladores, palas de aerogeneradores y grandes extensiones de parques fotovoltaicos a partir del desarrollo de ingeniería chilena-argentina. 

“Es una hidrolavadora que va montada sobre un helicóptero, donde, desde poco más de siete metros de distancia, se lanza un agua tratada de manera especial para que no genere un cortocircuito”. 

“Este sistema será muy personalizado para cualquier tipo de helicópteros, no invasivo y que sea muy fácil de instalar, por lo que no requerirá ningún tipo de herramienta especial para su instalación”, explicó. 

En cuanto al rendimiento de este mantenimiento, el CEO de Sinaer informó que se utilizaría un pitón que de un chorro de agua tipo abanico, a una presión de entre 1500 a 1800 psi, con un flujo de agua cercano a 15 lts por minuto y vaticinó que “con este tipo de sistemas se podrá lavar las tres palas de un aerogenerador en aproximadamente una hora, por lo que la máquina estará detenida dos horas como máximo”. 

Y tras ello hizo la diferenciación del lavado con camiones, al que consideró como lento: “Un camión alcanza a lavar cincuenta torres de líneas de alta tensión por día, mientras que con el helicóptero se pueden hacer ciento cincuenta, es decir, triplicar el rendimiento que se hace por tierra”. 

Además, el especialista manifestó que esperan tenerlo terminado en Chile a fines de septiembre, y quizás probado en Córdoba, Argentina. Mientras que, el primero de octubre planean presentar el proyecto técnico de alteración mayor ante la Dirección Aeronáutica Civil de Chile. 

“No tengo duda que nuestro sistema lo vamos a poder certificar en Chile ante la Autoridad Aeronáutica. Y la idea del servicio es llegar a una sociedad con una empresa de helicópteros, ya que ellos ofrecerían el servicio y yo el sistema a instalar con la certificación ante la autoridad aeronáutica correspondiente de cada país”. 

Es que tal como mencionó Sanhueza, su sueño es llegar a toda Latinoamérica con este proyecto de innovación y ve posibilidades no sólo en Chile, sino también en países como Argentina, Brasil, Colombia, México y Perú, entre otros. 

“Y el objetivo es el mantenimiento de las empresas de energías que permitirá extender la vida útil del recurso más preciado de estas compañías”, amplió.

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Las oportunidades que estudia Huawei en fotovoltaica+storage para Centroamérica y el Caribe

Durante el evento Solar & Wind Virtual Summit, de Latam Future Energy, se debatieron diversas temáticas orientadas a las energías renovables y la transición energética en Latinoamérica.

Y el panel denominado “Oportunidades para el desarrollo solar en México, República Dominicana, Puerto Rico y Guatemala” contó con la presencia de Ricardo Garro, Key Account Director, Colombia, América Central y el Caribe, Latam Smart PV en Huawei Digital Power. 

Allí el especialista aseguró que observa una “nueva oportunidad” en sistemas híbridos con baterías, puntualizando en energía solar + storage, “donde Huawei tiene mucho que aportar e incluso tenemos las soluciones a gran escala a baterías”. 

“Para generación distribuida, es evidente que nuestra región es prioridad por el recurso, y que además que en la mayoría de países, hace muchísimo sentido económico, y ahí es la intención privada de la inversión en que haya una oportunidad de implementar proyectos solares e incluso con baterías a niveles industriales”, agregó.

Pero Garro no sólo destacó la oportunidad en generación distribuida, sino que también notó la posibilidad en casos de gran escala ya que, según sus palabras, “en muchos países de la región, al ser prioritariamente dependientes de fuentes de generación térmica, están necesitando una inversión más acelerada y se abrieron oportunidades en los últimos años”. 

Y continuó: “Vemos en mercados como El Salvador, donde sí hay un requerimiento específico de reserva de generación primaria y secundaria que lo pide la ley; y eso se hizo porque se piensa que brindará mayor estabilidad a la red y que necesita el país”. 

Siguiendo esa misma línea sostuvo que este tipo de sistemas híbridos (fotovoltaica + baterías de litio), vence en tiempos y en costos a varias soluciones “tradicionales térmicas o incluso renovables tipo hidroeléctricas”, por lo que es por ello que cree que allí se abren posibilidades “muy interesantes”. 

Incluso manifestó que “solar + storage hará que solar sea una fuente de voltaje y no una fuente de corriente” y que de ese modo será tratada diferente y no más considerada como una tecnología variable / intermitente, como se las menciona en algunas ocasiones. 

“En nuestros mercados hay oportunidades muy interesantes. A todos nos toca seguir haciendo buenos proyectos y seguiremos teniendo una industria en crecimiento”, concluyó Ricardo Garro.

Es preciso recordar que a principios de julio, durante otro evento de LFE, la compañía reconoció ya consideraban que a la variable que tenían de generación fotovoltaica se agregue los sistemas de almacenamiento. Y una de ellas era la integración en acoplamiento AC.

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Además que buscaban ampliar sus mercados, tras iniciar con sistemas residenciales, a través de tecnología de baterías de litio ferro fosfato de alta tensión y, según manifestó Heyl Ciampi en aquel entonces, empezarían un suministro importante en Latinoamérica. 

Ello sumado anunció realizado que expresaba que a finales de año lanzarían oficialmente soluciones de microrredes para el sector comercial e industrial. 

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Lista la hoja de ruta: Colombia establece prioridades para desarrollar su sistema energético

La cartera energética publicó el resultado del ejercicio denominado ‘Misión de Transformación Energética’, donde, desde el 2019, 23 expertos nacionales e internacionales realizaron recomendaciones a partir de cinco focos estructurales del mercado energético.

Concluido todo el proceso, donde las recomendaciones de la Misión fueron publicadas para consulta y se socializaron con agentes del sector (más de 60) con el fin de recibir sus opiniones, el Ministerio de Minas y Energía trazó objetivos a realizar en el corto y mediano plazo.

Primer foco: Mercado mayorista

Los expertos hacen recomendaciones para mejorar la formación de precios, la participación de agentes y las transacciones al por mayor sin poner en riesgo la confiabilidad:

Encuentran que las acciones regulatorias para mejorar el mercado de corto plazo, como son los mercados intradiarios, los mecanismos de balance del sistema, el despacho vinculante y el mercado de servicios complementarios, deben seguir adelante.
Proponen la implantación de un esquema de precios nodales. Los análisis de viabilidad para su diseño deberán considerar la liquidación de los recursos de oferta y demanda en mercados diferenciados, y un precio zonal integrado basado en los precios nodales utilizados para liquidar la demanda inelástica. Además, deben incluir componentes de energía marginal, congestión marginal y pérdida marginal. Se adelantará un estudio para evaluar los impactos de adoptar esta propuesta.
Recomiendan la consolidación de mecanismos de comercialización, que fomenten la estandarización, profundización y eficiencia en la formación de precios. Estas propuestas deben considerar la seguridad crediticia, además de contar con esquemas de administración de riesgo, y con estándares mínimos de administración y publicación de información establecidos por entidades vigiladas por la Superintendencia Financiera de Colombia o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. La Resolución CREG 114 de 2018 da lineamientos en esta dirección.
Igualmente, consideran que se puede permitir a los usuarios no regulados optar por contratar directamente con los generadores, y resaltan que, si es necesario mantener a los comercializadores como intermediarios de la demanda no regulada, ésta debería tener permitido negociar con tantos comercializadores como desee.

Durante la Fase II esta propuesta se ajustó para permitir a los usuarios no regulados contratar directamente entre las diferentes alternativas disponibles en el mercado mayorista (contratación bilateral), y a su vez, seleccionar un comercializador o generador que, en su calidad de representante comercial, estará encargado del registro de dichos contratos y las demás actividades propias de su actividad tradicional.

Con relación a los mecanismos de suficiencia, en la segunda fase se analizaron las recomendaciones de ajustes al Cargo por Confiabilidad (CxC) y a la contratación de energía a largo plazo.

En el primer caso, se recomienda a la CREG analizar modificaciones al CxC para que cuente con mecanismos de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) diferenciados para plantas nuevas o en construcción y para plantas existentes. Así mismo, analizar la conveniencia de la creación de productos estacionales, reconociendo el aporte diferenciado de cada recurso acorde a la temporada del año en que se realizaría la entrega de las OEFs.

El diseño de mercado de corto plazo en estructuración por parte del regulador debe dejar la puerta abierta a participación de nuevos agentes en el mercado mayorista. Igualmente se debe revisar la participación en el mercado de Cargo por Confiabilidad.
Es importante adelantar la revisión de los criterios de planeación de expansión de los diferentes segmentos de la transmisión para asegurar una amplia participación en la expansión y la entrada a tiempos de los proyectos. Además, considerar alternativas de expansión con soluciones de almacenamiento, participación activa de la demanda, generación distribuida, y otras que surjan de la evolución tecnológica y garantizar su conexión ágil y eficiente. De igual manera, se recomienda incluir nuevos criterios de flexibilidad y resiliencia que complementan los actualmente utilizados.
Se debe promover la entrada en vigencia de la normativa eléctrica andina, la concreción de los proyectos de infraestructura de interconexión y la realización de estudios para avanzar en la conformación del Mercado Andino Eléctrico Regional (MAER).

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Segundo foco: Modernización de la red

Los expertos hacen sugerencias orientadas hacia la modernización y digitalización del sector mediante la incorporación de Recursos Energéticos Distribuidos – DERs. Un resumen de las propuestas se muestra a continuación:

Para la incorporación de DERs, entendidos como generación distribuida (autogeneradores y cogeneradores), microrredes, respuesta de la demanda, sistemas de almacenamiento y vehículos eléctricos, se requieren definiciones claras sobre su participación de estos recursos, prosumidores y comunidades energéticas en el mercado, su tratamiento tributario y de otras imposiciones como las contribuciones.
Establecer las reglas principales para la operación y participación de los DER en los mercados spot y de capacidad, así como en los mercados de servicios auxiliares (a través de un agente como agregador) y definición de cargos de respaldo razonables. Igualmente, establecer reglas para propiciar la participación y operación competitiva de los DERs según los lineamientos política.
Diseño tarifario flexible que considere tarifas dinámicas y dé las señales correctas al consumidor para que responda a los precios, intercambie energía y participe en programas de respuesta de la demanda.
Señales para la implementación y despliegue de la infraestructura de medición avanzada, requerimientos de espectro electromagnético y sistemas de telecomunicaciones necesarios para apoyar la digitalización de la red y un adecuado manejo de la información requerida para la toma de decisiones. Los expertos recomendaron que la operación de esta banda sea efectuada por un agente especializado.
Transformación de los Operadores de Red en Operadores de Sistemas de Distribución (DSO) con esquemas de control híbrido descentralizado y adecuado monitoreo de la red, con el fin de avanzar en la creación de plataformas distribuidas para el intercambio de servicios energéticos, con miras a transitar hacia un sistema y un mercado eléctrico que fomente la aparición de nuevas actividades, nuevos agentes y productos, mediante una red de distribución moderna gestionada por estos DSO.
Una vez analizado el avance de la Resolución 015 de 2018, se debe seguir avanzando hacia una regulación basada en incentivos, que remunere el TOTEX y que considere la continuidad de las metodologías tarifarias con el ajuste de parámetros declarados ex-ante cuando las condiciones de entorno así lo requieran.
Criterios generales de planificación para considerar DER y su impacto en la demanda, en la expansión de la red, incluyendo tiempos adecuados para coordinar con la expansión de la red de transmisión. También se debe disponer de información para aumentar la visibilidad y transparencia de los sistemas de distribución. Los Operadores de Sistemas de Distribución deben planear la expansión de la red y gestionar la calidad en la prestación del servicio mediante soluciones clásicas, pero también mediante la optimización de los recursos energéticos distribuidos, soluciones individuales y de almacenamiento y demás desarrollos tendientes a mejorar la eficiencia, beneficios para el usuario final y desarrollen la competencia.
Avanzar hacia la visualización pública en un sistema de información geotopológico con todos los parámetros eléctricos y conectividad de la red de distribución, de tal forma que el agente interesado en conectar DERs pueda realizar las simulaciones y estudios necesarios para tomar su decisión de conectarse o no a la red.
Generar condiciones de estandarización de las estaciones de carga para vehículos eléctricos, asimismo, excluirlas del pago de contribución y del impuesto sobre las ventas.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Tercer foco: Mercado de Gas Natural

Los expertos de la primera fase hacen una propuesta en varios temas y resaltan su integralidad. En la segunda fase los temas se consideran en diferentes horizontes de tiempo.

Para contar con información sobre la oferta de gas comercializable se requiere: (i) aclarar o modificar las definiciones en materia de seguridad de abastecimiento y de confiabilidad del suministro incluidas en el Decreto 2345 de 2015; y (ii) aclarar las definiciones de la Producción Potencial (PP) y la Producción Disponible para la Venta (PTDV) del Decreto MME 2100 de 2011, en referencia al tratamiento del gas contingente y gas para autoconsumo, con el fin de aumentar la disponibilidad de gas comercializable.
Igualmente se requiere definir la naturaleza del servicio de regasificación, los criterios de remuneración y sus responsables acorde con los beneficios obtenidos, así como el acceso a las plantas. Analizar la posibilidad de liberalizar la comercialización de la producción en este mercado, permitiendo la libre negociación de las partes mediante contratos bilaterales estandarizados tanto para el gas doméstico como para el Gas Natural Licuado (GNL) importado; así como también, las negociaciones del mercado secundario.
La expansión del sistema de transporte debe hacerse con un horizonte de 10 años y en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) deben indicarse los proyectos estratégicos, que serán realizados mediante convocatorias públicas, los indicativos, que se harán por iniciativa de las compañías, así como los de confiabilidad.
Para la operación del mercado se propone crear un nuevo agente institucional en el sector denominado Gestor Técnico Independiente del Sistema de Transporte y Almacenamiento, el cual además apoyará los procesos de planeación y definición de proyectos estratégicos e indicativos. Igualmente se propone la creación de un Centro de Transacciones Virtual (HUB).
Igualmente, se propone la implementación de un nuevo modelo de organización de la actividad de transporte para fomentar la competencia y separar las actividades monopolísticas mediante la adopción del modelo Common Carriage, con remuneración de ingresos máximos y cargos “Entry-Exit”. En las discusiones se recomienda hacer un estudio general y no centrado en estas opciones ya definidas.
Planeación orientada a garantizar el abastecimiento de la demanda, haciendo una revisión además de horizonte de planeación a la demanda potencial de térmicas, industrias y transporte, en el contexto de la entrada de renovables y reducción de emisiones. También se propone la creación de un comité asesor de planeamiento de la infraestructura de transporte de Gas Natural.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Cuarto foco: Cobertura de Energía y Subsidios

A continuación se hace un recuento breve de las propuestas de los expertos en temas de cobertura de energía y de gas, calidad del servicio, sustitución de leña, entre otros:

Aumento de la cobertura mediante nuevos desarrollos tecnológicos y alternativas de prestación del servicio, con criterios de calidad acordes a la interconectividad. Esto va de la mano con el fomento a la participación de los operadores de red en la expansión de cobertura, mediante la inclusión de soluciones individuales (redes logísticas) o microrredes aisladas e interconectables en la base de activos remunerados y el fomento a la participación de inversionistas privados.
Definición clara de responsabilidades de planeación en la UPME, de regulación para la remuneración de las soluciones en la CREG y de estructuración y ejecución (gestión, seguimiento e interventoria) de proyectos financiados con recursos públicos en el IPSE.

Centralización de la información de energización rural, para facilitar la formulación de proyectos, seguimiento a su ejecución y funcionamiento, y la toma de decisiones y asignación eficiente de recursos. Asignar al IPSE la función gestión, estructuración y seguimiento de los proyectos financiados con recursos públicos. No debe ser parte del cuerpo evaluador de proyectos. Se debe fortalecer el Centro Nacional de Monitoreo.

Implementación de las recomendaciones de la MTE y el estudio y recomendaciones de la UPME para sustitución de leña, mediante el desarrollo de planes con alternativas de diferentes fuentes y tecnologías, subsidios, mecanismos de financiación y el respaldo institucional necesario.
Unificación de los fondos del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE), el Fondo de Apoyo para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER), el Fondo de Apoyo para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI) y el Fondo Especial Cuota Fomento Gas Natural (FECFGN). Lo anterior, con el fin de contar con criterios de presentación de proyectos menos heterogéneos, superar problemas de consistencia en la información, y retos en el control y seguimiento al uso de los recursos.
Superar problemas del funcionamiento del esquema de subsidios que evidencia que no cumple con un principio básico de focalización, solidaridad y redistribución. Considerar elementos diferentes o adicionales a la estratificación para la adjudicación de subsidios, buscando garantizar que los beneficiarios sean poblaciones vulnerables, en condiciones de pobreza. Una revisión integral al esquema de subsidios trasciende a los sectores de energía eléctrica y gas combustible, por lo tanto, las recomendaciones emitidas, el diagnóstico y propuestas deben ser socializadas y discutidas con el Gobierno Nacional, el DNP y demás entidades encargadas en la actualidad de la mencionada revisión al esquema de subsidios.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Quinto foco: Marco institucional y regulatorio

Los expertos hacen recomendaciones relacionadas con la organización de la industria, un nuevo enfoque regulatorio y la gobernanza sectorial. Estas son:

Incorporación de nuevos agentes y definición de nuevas actividades. Ajustes a la regulación después de un análisis de impacto normativo, para introducir desintegración vertical o regulación ex post de actividades reguladas y las actividades en competencia.
Contar con areneras regulatorias para realización de pilotos que, permitiendo excepciones o tratamientos específicos a la aplicación de lo contemplado en el marco regulatorio, permitan evidenciar los beneficios y costos de un ajuste regulatorio de carácter general.
Promover un marco regulatorio en constante evolución, ágil, creativo y oportuno que abrace la evolución tecnológica en el desempeño del mercado, y posibilite la innovación y el cambio de paradigma en el sector energético. La regulación debe estar basada en resultados, considerar el TOTEX, y el cumplimiento de metas con gastos anuales permitidos. Vigencia clara de las formulas tarifarias y parámetros revisables en casos específicos.
Creación de un equipo de trabajo dedicado exclusivamente a realizar análisis de impacto normativo, que además realice análisis de impactos cuantitativos que sean públicos. De igual manera, se recomienda contar con reglas claras y previamente definidas para apartarse o postergar temas de la agenda regulatoria.
Reformas al funcionamiento de la CREG de manera integral, que aborden explícitamente el reglamento y la estructura de la Comisión, así como su funcionamiento como junta directiva. Se propone reducir el número de expertos dedicados y que estos puedan reelegirse por un solo periodo, así como permitir que haya abogados en el comité de expertos. Igualmente, se propone que se limite la reelección a máximo un periodo. La inhabilidad será de un año.
Fortalecimiento de la planta de personal de la SSPD, la capacidad sancionatoria de la entidad, un cuerpo colegiado asesor para imponer sanciones y dar concepto sobre intervenciones, y fortalecimiento del Fondo Empresarial, para contar con los recursos necesarios para la intervención de agentes del mercado de mayor tamaño en caso de situación de riesgo de continuidad del negocio en marcha. Por otro lado, fortalecer la coordinación institucional entre SSPD y SIC, mediante convenios que garanticen al adecuado entendimiento de las particularidades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible por parte de la SIC.
Conformación del Centro Nacional de Monitoreo del Mercado Mayorista (CNM) para realizar el monitoreo en tiempo real del comportamiento del mercado mayorista, y crear, con asistencia de la SIC, un estándar para poder configurar el abuso de posición dominante, así como el de manipulación de precios. Alternativamente, la estructuración de un Autorregulador de los mercados eléctrico y de gas combustible, con poder investigativo y sancionatorio.
Revisar el rol de la UPME como Oficial de Información Sectorial, para administrar y coordinar la disponibilidad de información, facilitar su consulta, uso y análisis para el público y las entidades y agentes del sector. Fortalecer la Unidad para la emisión de alertas tempranas de proyectos y análisis de riesgos en el sector energético, con un fuerte componente a nivel regional y territorial. Consolidar el ámbito de planeación de la Unidad con la elaboración de los planeas indicativos de cobertura.
Establecer metas estructurales en aspectos como cobertura, confiabilidad, calidad y pérdidas, con horizontes de largo plazo, y acompañadas por un seguimiento de mediano y corto plazo a través de documento CONPES y en los planes de desarrollo de cada gobierno. Para ello, establecer el Plan Energético Nacional como el instrumento adecuado para definir estos objetivos de largo plazo, y que estos sean considerados a su vez en los diferentes planes de expansión y suministro a cargo de UPME.
Ampliar la conformación del CNO para contar con una pluralidad de agentes, que refleje las nuevas realidades del mercado y las expectativas futuras de nuevas actividades, así como la representación de la demanda regulada y no regulada. De igual forma, una composición del CAC basada en una pluralidad de agentes y un mecanismo de financiación que no implique sobrecostos a la demanda.
Profundizar la independencia del Operador del Sistema de Energía, dada la existencia de varios transportadores y las recomendaciones de la ley 143 de 1994. Se resalta la necesidad de fortalecer el el gobierno corporativo de XM.
Formalización de instancias de coordinación institucional y seguimiento del mercado para evaluar el avance de las políticas y planes y monitorear los riesgos que se identifiquen (adoptar un enfoque de riesgos para la toma de decisiones) y mantener la representación cruzada en las Juntas y Consejos de las agencias y entidades sectoriales.
Evitar que los proyectos planeados no entren en operación en los periodos inicialmente previstos, debido a problemáticas de licenciamiento ambiental o social, mediante soluciones integrales y transversales al desarrollo de proyectos de infraestructura. Facilitar el trámite para proyectos considerados estratégicos y determinar los proyectos de transmisión, transporte de gas y generación que tendrían categoría de “utilidad pública”.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

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“Ya no podemos hablar de sequía”: las propuestas de ACERA para superar futuras crisis energéticas

“Medidas de Corto, Mediano y Largo Plazo para Mitigar el Efecto de la Escasez de Agua en el Sistema Eléctrico”, se denominó el webinar organizado el martes por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), donde participaron referentes del sector público y privado de ese país.

“Ya no podemos hablar sólo de sequía. El sistema eléctrico debe responder a grandes exigencias, tales como el impacto del cambio climático, plan de retiro de centrales a carbón, extensión de plazos para contar con infraestructura en transmisión, entre varios otros”, resaltó Carlos Finat, director ejecutivo de ACERA A.G., al tiempo que propuso una serie de medidas que debieran realizarse en distintas instancias.

Medidas propuestas

En el corto plazo:

Realizar la programación diaria los 365 días del año.

“De manera de asegurar que tenemos una relación óptima y permanente con el sistema”, sugirió Finat.

Revisar permanentemente el cumplimiento de los parámetros de centrales informados al CEN.

“Si una central ha informado sobre un parámetro determinado, debe cumplir con eso. No hay excusas. Y ante incumplimientos, que se tomen las medidas del caso o que se corrija el parámetro y que no se haga una planificación basada en elementos que no son los correctos”, planteó.

Revisar los requerimientos de inercia del sistema, y considerar el aporte que puede hacer el parque generador ERNC (energías renovables no convencionales) en cuanto a reserva primaria.

Finat destacó que “la inercia podría reducirse en un 30%” con el aporte de reservas rápidas que puedan ofrecer las instalaciones, como centrales fotovoltaicas, que están equipadas con almacenamiento. “Puede significar una reducción importante de combustibles fósiles, o el uso de agua, dependiendo el momento”, resaltó.

Realizar las acciones necesarias para acortar los plazos de conexión de las centrales ERNC actualmente en construcción.

Reconoció que esta medida está incluida en el decreto de racionamiento eléctrico, pero enfatizó: “Quisiéramos escuchar qué pasos se pueden dar efectivamente para lograr acortar los plazos de conexión que están en construcción (4 GW para el próximo año)”.

Fuente: ACERA AG

Al mediano plazo:

Poner a disposición de los interesados, una estrategia y un plan de cargabilidad máxima del sistema de transmisión en condiciones de operación normal y de emergencia. Implementar DLR en donde ello sea eficiente.

“La restricción de transmisión es una de las principales limitaciones de hoy día para el uso y las referencias de la generación renovable”, enfatizó el director ejecutivo de ACERA, y propuso dos hitos más:

Considerar como opción real para el sistema de transmisión, la utilización de automatismo que relajen las condiciones de operación N-1 estricto. Modificar la NTS y CS si ello fuera necesario.
Aumentar la capacidad de almacenamiento de GNL, adecuando los puertos para instalar naves de almacenamiento que aumenten esa capacidad. Esto no solo proporcionará mayor autonomía, sino que reducirá cierres de los puertos de los terminales debido a marejadas, y simplificará la cadena logística para los contratos ToP.

“La realidad es que nuestra capacidad de almacenamiento y autonomía de GNL es paupérrima”, criticó. Indicó que en la zona norte, la acumulación de GNL sólo permite 1,3 naves en el puerto de Quintero, y 2 naves en el de Mejillones.

En ese sentido, animó a que se llame a una inversión para mejorar las capacidades portuarias. “Un análisis aproximado que hemos hecho indica que, la generación al precio de la energía generada con GNL, permitiría que la instalación de este tipo de almacenamiento agregue aproximadamente 3 dólares por MWh” al sistema, que lo vale por la seguridad del suministro.

Además, el directivo propuso dos medidas al largo plazo:

Abordar al menor plazo posible, las obras de expansión que significan inversiones menores pero que tienen alto impacto en la capacidad de transporte de determinados vínculos del sistema de transmisión.
Otorgar las condiciones para viabilizar inversiones fast track en Almacenamiento de energía tales como: reconocimiento de potencia de suficiencia a sistemas de almacenamiento de energía; y permitir la contratación a largo plazo de servicios complementarios (Respuesta Rápida; Control primario de frecuencia).

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Solarvatio finalizaría la instalación de 1000 sistemas híbridos aislados de la red en septiembre

Solarvatio prevé que durante septiembre termine la instalación de sistemas híbridos (fotovoltaica + baterías de litio) en mil viviendas mexicanas que se encuentran aisladas de la red y así proveer de energía eléctrica a diversos hogares a lo largo de varias entidades federativas del país. 

Luis Alberto Calderón, director y socio de la empresa oaxaqueña, confirmó esta situación en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que de ese modo, “se concretarán casi tres mil viviendas contratadas por la Comisión Federal de Electricidad durante todo el año”.  

«Se implementan sistemas fotovoltaicos aislados de la red con el apoyo de baterías de litio y son sistemas de 300 y 1200 vatios para la electrificación en más de seis Estados de México”, explicó el especialista. 

Puntualmente las zonas que abarcó Solarvatio tras la licitación en la que fue adjudicada, son el centro sureste y la división Golfo Centro, según mencionó Calderón, mientras que algunos de las entidades federativas son Veracruz, Tamaulipas, San Luis Potosí, Chiapas y Oaxaca, entre otras. 

“Este tipo de propuestas abate el rezago y ha sido un trabajo increíble durante este año, incluso de connotación social. Además la satisfacción es muy buena porque esto significa poder darle energía eléctrica a personas que nunca han tenido”, manifestó el entrevistado. 

“Y si bien los retos han estado en la orografía del lugar, lejanía de los sitios, así como también los conflictos sociales existentes o enfrentamientos, al ser un beneficio para la gente, finalmente el proceso salió muy bien y todo fluye de gran manera”, agregó. 

Por otro lado, el director y socio de la compañía sostuvo que se mantienen atentos ante posibles nuevas convocatorias públicas similares a este proceso que está a punto de concluir con la instalación de energías renovables en aproximadamente seis mil viviendas que están aisladas del Sistema Eléctrico Nacional. 

Además, afirmó que próximamente habrá un nuevo llamado a licitación: “Saldrá una nueva a mediados de diciembre y esperamos seguir concursando y compitiendo para tener más proyectos de esa índole”. 

Por lo que habrá que esperar hasta dicho mes para saber si realmente se cumple la expectativa y se mantiene la postura gubernamental por apostar por medidas relacionadas a proyectos de baja escala que no afecten al sistema, como es este caso o la generación distribuida, por ejemplo, que ya sobrepasó los 1.5 GW instalados. 

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El potencial de Yucatán se enfoca en la generación distribuida solar

El cambio climático y la mitigación de las emisiones de gases de efecto invernadero es una preocupación en todo el sector energético. Es por eso que desde México, precisamente desde el Estado de Yucatán, buscan concientizar sobre estos acontecimientos.

Mariano Birlain, coordinador de proyectos de mitigación en Iniciativa Climática de México (ICM), participó de un webinar organizado por la sociedad denominada Política y Legislación Ambiental A.C. (POLEA) y señaló de qué manera se podría reducir paulatinamente las toneladas de CO2 en la mencionada entidad federativa. 

En principio manifestó que “para llegar a la meta de cero emisiones netas para el 2060, el presupuesto de carbono del Estado de Yucatán tendría que ser de 153.16 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente en ese período de tiempo”. 

“Y para ello, hacia el 2030 se debe disminuir más de la mitad de emisiones (55.1%) y consecutivamente hasta llegar a las cero emisiones al 2060”, agregó.

¿Cómo? Las principales medidas de mitigación para el sector de consumo eléctrico que destacó son:

Eficiencia energética.
Usuario calificado, es decir, el registro de edificios públicos ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE) a través de suministradores calificados.
La generación distribuida solar, teniendo en cuenta el límite de potencia a instalar (hasta 500 kW).

En este último aspecto fue donde mayor hincapié y detalló que “existe un potencial estatal total de 249,426 toneladas de CO2 mitigados en un período de diez años”, aunque aclaró que ese número se podría dar tras la instalación de paneles solares en 1,477 edificios de la administración pública del Estado de Yucatán. 

“Además está la posibilidad de generar hasta 8,600 debido a la instalación y mantenimiento de la tecnología”, amplió. 

Siguiendo esta misma línea, expuso que, de implementarse la medida en cien edificios públicos hasta el año 2030, la inversión estatal total sería de 262,009,220 MXN, con ahorros estatales totales a 25 años de 2,115,444,710 MXN.

“Mientras que el beneficio para el Estado a veinticinco años sería de aproximadamente 466 millones de pesos mexicanos, y el beneficio de mitigación estatal total a 25 años sería de 1,853 MXN ahorrados por cada tonelada de dióxido de carbono evitada”. 

Vale hacer mención que, tras el último informe estadístico acerca de la evolución de generación distribuida en México llevado a cabo por la CRE, la entidad federativa de Yucatán se ubica en el séptimo escalón de capacidad instalada a lo largo de todos los Estados del país con 67.5 MW en 9,646 contratos de interconexión. 

Mientras que a nivel nacional, México superó los 1,5 GW de potencia instalada en generación distribuida en más de 210,000 contratos, bajo una inversión estimada de 2.712,16 millones de dólares, cifra que considera un monto promedio de 1,74 MDD por megavatio instalado.

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El gobierno presentó el proyecto con el que busca aumentar la actividad hidrocarburífera

Por Santiago Magrone

.El gobierno nacional presentó ante gobernadores de las provincias petroleras, empresarios productores de crudo y gas, otros proveedores de equipos y servicios a esa industria, y sindicalistas del sector, un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas cuya confección demandó varios meses de trabajo.

Dicha presentación, en la Casa de Gobierno, fue encabezada por el presidente Alberto Fernandez, y la descripción de sus principales objetivos estuvo a cargo del Ministro de Economía, Martín Guzman, y del Secretario de Energía, Darío Martínez.

Al respecto, explicaron que el proyecto tiene entre sus objetivos “incrementar la producción e industrialización de hidrocarburos, recuperar el autoabastecimiento, aumentar el ingreso de divisas vía exportación de excedentes, y promover el desarrollo regional, con fuerte generación de empleos directos e indirectos.

El acto de presentación se desarrolló en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada, y el Presidente destacó que “es una ley construida entre todos, el Estado, los privados y los sectores del trabajo”.  Señaló que se trata de un “plan que tiene una ambición muy grande, que la Argentina produzca mucho mas, se autoabastezca, se exporten los excedentes e ingresen los dólares en un momento en el que al país esos dólares le hacen mucha falta”.

Alberto Fernández convocó a “poner el máximo impulso a la actividad petrolera y gasífera”, y “preservando el acuerdo social y la sustentabilidad ambiental”.

Los asistentes recibieron el texto en mano minutos antes, por lo cual varios de ellos se excusaron de opinar hasta verificar si el articulado contempla las sugerencias que formularon en sus contactos previos con la Secretaría de Energía. Su articulación técnica, económica y legal fue coordinada por Economía-Energía con aportes importantes de YPF.  

El proyecto (cuyo texto completo se publica al pie de esta nota) será ahora analizado en el ámbito parlamentario.  Y si bien es deseo del gobierno su tratamiento en las próximas semanas, debe considerarse que el complicado contexto político y electoral post PASO, hasta las elecciones de noviembre, podría demorar su aprobación.

Los empresarios deben planificar inversiones en el último trimestre del año, y están atentos a la dinámica que registra la política y la economía por estos días.  

Alberto Fernández destacó ante  su auditorio que “para eso hemos decidió dar certeza, para que nadie ande a ciegas viendo cómo puede cambiar esto en los  próximos meses o años. Es un plan que prevé 20 años de estabilidad en materia fiscal”, remarcó el Jefe de Estado quien valoró las políticas como la del Plan GasAR para impulsar al sector.

El proyecto de ley  busca promocionar todas las actividades que directa o indirectamente están relacionadas con la industria hidrocarburífera: exploración y producción mediante técnicas de extracción convencional y no convencional, transporte, compresión, separación, tratamiento, almacenaje y la industrialización de los hidrocarburos y sus derivados a través de procesos que los utilicen como materia prima, incluyendo la petroquímica, la producción de fertilizantes, la licuefacción de gas natural y la refinación de combustibles.

El ministro Guzmán explicó que el texto del proyecto busca hacer la producción de hidrocarburos “sostenible desde lo macroeconómico, desde lo social y desde lo ambiental”, para “seguir construyendo una economía, una Argentina con más oportunidades, con más producción, con mas trabajo, con menos angustias y con mas previsibilidad para todos los sectores”.

Antes de esto, Guzmán recordó la tarea que el gobierno debió encarar al asumir la conducción de un país con elevado endeudamiento, sin acceso al crédito, y la necesidad de estabilizar la macroeconomía.

Guzmán destacó que el proyecto de ley que se presenta “contempla incentivos para que Argentina crezca y transcurra del mejor modo la transición energética, en la que el gas tiene un papel muy importante”.

Por su parte, el secretario Martínez remarcó que son objetivos del proyecto “incrementar la producción de hidrocarburos, asegurar la soberanía energética, resolver el consumo interno, pero también generar saldos exportables, todo eso atravesado por un valor agregado nacional creciente que genere más trabajo e industria”.

Las empresas tendrán libre disponibilidad de divisas por sus saldos exportables de hasta el 50 por ciento.

“Los recursos del subsuelo están para transformarse en riqueza de los pueblos”, sostuvo el Secretario, “para lograrlo se necesita coordinar el esfuerzo de miles de argentinos y argentinas en una cadena de producción: los operarios e ingenieros, así como las empresas y su decisión de invertir, que las pymes se adapten en forma dinámica y que los gobernadores administren los recursos de los que las provincias son dueñas”.

“El proyecto de ley establece un horizonte de 20 años de estabilidad tributaria y fiscal y de beneficios en ese horizonte”, destacó. “Todo esto tiene que estar atravesado por el aporte de un valor agregado nacional creciente, que genere más trabajo e industria”, insistió.

El Secretario agregó que “en esta ley también se sostienen los derechos de los trabajadores como de las provincias en materia tributaria y de recursos. El proyecto también contempla su necesaria participación provincial a la hora de aprobar los proyectos especiales”, tema este último que mereció la especial atención por parte de los gobernadores.

De forma presencial se encontraban en representación de las provincias productoras de hidrocarburos las gobernadoras Alicia Kirchner, de Santa Cruz,  y  Arabela Carreras, de Río Negro;  También los gobernadores Axel Kicillof, de Buenos Aires; Mariano Arcioni, de Chubut; Omar Gutiérrez, de Neuquén; y Gustavo Melella, de Tierra del Fuego; el ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquie y el secretario de Energía de La Pampa, Matías Toso. De forma virtual se conectó el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales.

También participaron del acto en el Museo del Bicentenario el titular de la Cámara de Diputados, Sergio Massa; los ministros, de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y de Ciencia y Técnica, Roberto Salvarezza.

Entre las autoridades de empresas productoras, asistieron Pablo González (Presidente YPF), Sergio Affronti (CEO YPF), Marcos Bulgheroni (CEO Pan American Energy), Germán Macchi (Country Manager Pluspetrol), Sean Rooney (Country Manager Shell Argentina); Carlos Ormaechea (Tecpetrol); Carlos Seijo (Total Austral), Dante Ramos (Chevron Argentina); Marcelo Mindlin (Presidente Pampa Argentina); y Eric Dunnig (Chevron Argentina).

También,  Nazir Nor (CEO Petronas), Diego González Gerbaudo (Petronas), Hugo Eurnekian (CEO CGC),  Manfred Bockmann (Director General Wintershall DEA Argentina); Matías Szapiro (Gerente de Asuntos Públicos Exxon Mobil Exploration Argentina), Juan Pablo Ojanguren (Galileo Technologies), Rodrigo Turienzo (Trafigura Argentina); César Castillo (Refipampa); Pablo Bizzotto y Cristian Espina (Phoenix Global Resources).

Por parte del sector gremial estuvieron, entre otros, Jorge Ávila (Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut); Manuel Arévalo (Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa); José Lludgar (Sindicato Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral); Guillermo Pereyra (Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa) y Marcelo Turchetti (Petroleros Privados Cuenca Austral).

También participaron del anuncio los directivos de cámaras empresariales Daniel Funes de Rioja (UIA); Carlos Magariños (CADE) y Rubén Vázquez (ADIGAS). Asimismo, participó el presidente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE), Mauricio Uribe.

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Pablo González: “Estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene”

El presidente de YPF, Pablo González, asistió este miércoles por la mañana a la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos en el Museo del Bicentenario y antes de ingresar conversó con un grupo de periodistas entre los que estuvo EconoJournal sobre el plan de inversiones de YPF, los incentivos que otorga el nuevo proyecto de ley, la posibilidad de ampliar la base contractualizada del Plan Gas y las opciones que evalúa el gobierno para incrementar la capacidad de transporte de gas.

-¿Tienen previsto incrementar las inversiones?

-En función de esta ley nosotros estamos preparando el plan de inversiones del año que viene. Va a ser fundamental que la ley camine, que nosotros veamos que se puede aprobar antes de fin de año y en función de eso vamos a definir. Este año el plan de inversión fue de 2700 millones de dólares, fue un plan de inversión medio de emergencia, pero ya lo tenemos garantizado en función de herramientas financieras que hemos ido consiguiendo durante el año. Hemos bajado casi 800 millones de dólares de deuda. Ahora tomamos un poco más de deuda para llegar a fin de año, pero a una tasa mucho más baja. Fue una línea de crédito del Fondo de Garantía de Sustentabilidad, que le dio flujo de fondos no solo a YPF sino a varias empresas más, ya que tiene la obligación de invertir en producción.  

-¿Cuánto podrían llegar a incrementar las inversiones?

-Nosotros estamos pensando en un plan de inversiones de 3500 millones de dólares para el año que viene. Por lo tanto, estaríamos incrementando la inversión unos 800 millones de dólares. Tengan en cuenta que YPF tiene YPF Luz, YPF Gas. Apostamos mucho a renovables. Ahora vamos a inaugurar un parque eólico en Cañadón León de 123 megas que lo hemos apurado bastante durante este último año. Tenemos un proyecto solar en San Juan de unos 80 millones de dólares. Hay que seguir apoyando la producción convencional, seguir favoreciendo el incremental del no convencional que es la apuesta grande del país y también pensar en invertir en renovables.

-¿Quedaron conformes con el articulado de la ley?

-Sí, ahora hay que generar las condiciones para que se pueda invertir.

-¿Y les parecen bien los incentivos para exportar? Le pregunto porque en algún momento trascendió que beneficiaba a las empresas más chicas. –le preguntó EconoJournal.

-Nosotros prácticamente no exportamos. En los próximos tres o cuatro años no dan los números para exportar. Hay que abastecer al mercado interno. Estamos en 208 mil barriles por día, de esos 41 mil son de no convencional. La producción no convencional creció casi un 100%. El convencional se viene manteniendo, aunque hay declino. Y la ley establece incentivos para evitar el declino y eso nos va a servir a todos. En el caso nuestro menos de las que exportan. Ojalá el día de mañana se pueda exportar, pero antes hay que garantizar el abastecimiento interno porque es lo que dice la ley.

-¿Hay un riesgo de que esta ley termine incentivando la exportación de otras firmas y cada vez más recaiga sobre las espaldas de YPF la responsabilidad de abastecer el mercado interno?

-No, porque es un porcentaje sobre el incremental de petróleo y acceso al mercado de cambios del incremental. Además genera otros incentivos en caso de que se incremente más. En el caso del gas, normativiza la contractualización del Plan Gas y tiene resortes para que no se genere un inconveniente. El problema de Argentina es en invierno. Por eso la ley tiene incentivos para almacenamiento de gas subterráneo.

-Le preguntaba lo del crudo porque no es igual, por ejemplo, el esfuerzo que tiene que hacer Vista para incrementar la producción que el que tiene que hacer YPF.

-Nosotros tenemos que cumplir la ley y vender en el mercado interno. Si la secretaría de energía nos da saldos de exportación en gas en verano lo hacemos, pero en petróleo no lo vamos a poder hacer todavía, salvo que la ley establezca en el corto plazo inversiones por encima de lo que estamos pensando.

-¿En gas se puede ampliar la base contractualizada del Plan Gas para elevarla por encima de los 67,850 MMm3/d?

-Sí, se está pensando en la construcción de un gasoducto que vaya de Tratayén a Salliqueló y a San Jerónimo. Es una necesidad porque los dos gasoductos Neuba están saturados. Se ha incrementado mucho la producción de gas y no hay capacidad de transporte.

-¿En el corto plazo no se puede subir esa base contractualizada mientras no esté ese gasoducto?

-Eso va a depender de la oferta y la demanda cuando se haga el Plan Gas del año que viene. Ustedes saben que el Plan Gas es a cuatro años y todos los años se va revisando. El resultado de este año ha sido bueno, aunque obviamente falta.

-¿Y lanzar una ronda 3 del Plan Gas ahora? –insistió este medio.

-No, eso va a ser a fin de año o en enero. A la Argentina le están faltando más o menos 70 millones de metros cúbicos en invierno y eso de a poco se puede ir logrando.

-¿Se inclinarían por el gasoducto a Salliqueló y no el de centro-oeste?

-Esa es una decisión que va a tomar la secretaría de Energía. Se trabaja todo el día en eso. Nos han consultado y hemos puesto la gente técnica de YPF a colaborar y se está trabajando en eso. Hay dos opciones. La que más capacidad de transporte agregaría es la del gasoducto Tratayén-Salliqueló-San Jerónimo, pero es la más cara.

-Si a YPF le garantizan un precio del gas sustancialmente más alto durante un período de tiempo más largo, ¿puede comprometerse ustedes a buscar el financiamiento para ese gasoducto respaldados por un mayor precio que podría ser 7 u 8 dólares?

-No creo que pase eso porque tiene que haber un principio de equidad en el Plan Gas. Ese precio es un precio parecido al de Bolivia. Bolivia está declinando. Por lo cual, hay que sustituir por lo menos 10 millones de metros cúbicos en el corto plazo.

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La planta de absorción de CO2 más grande del mundo ya opera en Islandia

La construcción de la planta de Orca comenzó en mayo de 2020 basándose en una tecnología modular avanzada, afirma Climateworks.

La mayor planta del mundo diseñada para aspirar el dióxido de carbono del aire y convertirlo en roca empezó a funcionar este miércoles (08.09.2021), según informaron las empresas que están detrás de la planta. Los operadores afirman que la planta Orca puede aspirar 4.000 toneladas de CO2 del aire cada año.

La planta, bautizada como Orca, por la palabra islandesa “orka” que significa “energía”, consta de cuatro unidades, cada una de ellas formada por dos cajas metálicas, de aspecto similar a los contenedores utilizados para el transporte marítimo.

Construida por la suiza Climeworks y la islandesa Carbfix, cuando funcione a pleno rendimiento la planta extraerá del aire 4.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, según las empresas. Según la Agencia de Protección Medioambiental de Estados Unidos (EPA), esto equivale a las emisiones de unos 870 coches.

Aunque Climeworks ha construido 16 instalaciones en toda Europa, la planta de Orca es la única que captura y almacena permanentemente el CO2 en lugar de reciclarlo, según reportó The Independent.

Para recoger el dióxido de carbono, la planta utiliza unos ventiladores que introducen el aire en un colector, que tiene un material filtrante en su interior.

Una vez que el material filtrante se llena de CO2, se cierra el colector y se eleva la temperatura para liberar el CO2 del material, tras lo cual se puede recoger el gas altamente concentrado.
Para recoger el dióxido de carbono, la planta utiliza ventiladores que introducen el aire en un colector.

A continuación, el CO2 se mezcla con el agua antes de ser inyectado a 1.000 metros de profundidad en la roca basáltica cercana, donde se petrifica.

Los defensores de la llamada captura y almacenamiento de carbono (CAC) creen que estas tecnologías pueden convertirse en una herramienta importante en la lucha contra el cambio climático.

Los críticos, sin embargo, sostienen que la tecnología sigue siendo exorbitantemente costosa y podría tardar décadas en funcionar a escala.

FEW (AFP, The Independent, Bloomberg)

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Alberto Fernández: “El proyecto tiene la ambición de que la Argentina produzca más hidrocarburos”

Horas antes de la crisis de gabinete motivada por las renuncias que pusieron a disposición los ministros kirchneristas, el presidente Alberto Fernández presentó este mediodía el proyecto de ley destinado a incrementar la producción de hidrocarburos y generar mayores saldos exportables para favorecer el ingreso de divisas, que anticipó EconoJournal. “El proyecto tiene la ambición de que la Argentina produzca más hidrocarburos, exporte los excedentes e ingresen los dólares en un momento en el que esos dólares hacen mucha falta. Para eso hemos decidido dar certezas garantizando 20 años de estabilidad en materia fiscal”, aseguró el mandatario, quien durante el anuncio estuvo acompañado por el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el secretario de Energía, Darío Martínez.

El evento se llevó adelante en el Museo del Bicentenario. Entre los invitados estuvieron los gobernadores Axel Kicillof, de Buenos Aires, Mariano Arcioni, de Chubut; Arabela Carreras, de Río Negro; Omar Gutiérrez, de Neuquén; Alicia Kirchner, de Santa Cruz; Gustavo Melella, de Tierra del Fuego; Gustavo Sáenz, de Salta; Gildo Insfrán, de Formosa, y -en forma virtual- Gerardo Morales, de Jujuy.

Por el lado empresario asistieron el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Sergio Affronti; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el manager de Pluspetrol, Germán Macchi; el manager de Shell Argentina, Sean Rooney; el chairman de Tecpetrol, Carlos Ormachea; el presidente de Pampa, Marcelo Mindlin; el Gerente de Asuntos Públicos Exxon Mobil Exploration Argentina, Matías Szapiro; el CEO de CGC, Hugo Eurnekian; y el titular de la Unión Industrial Argentina Daniel Funes de Rioja.

También estuvieron los sindicalistas Guillermo Pereyra, secretario General del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa; y Jorge “Loma” Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut.

Los detalles del proyecto

Darío Martínez fue el encargado de presentar los lineamientos generales del proyecto. “Para el petróleo establecemos un régimen general donde se introduce la figura de las exportaciones garantizadas, crecientes a medida que aumenta la producción en el país. Este régimen también está atado a desenvolvimientos individuales, que tienen que ver con quien soporta el mercado interno en mayor proporción y quien se hace cargo de frenar el declino en las áreas con declino técnico más pronunciado. Ellos van a tener un plus en cuanto a los incentivos. Lo mismo para aquellas productoras que contratan empresas recuperadoras nacionales o regionales para pozos de baja rentabilidad o inactivos”, detalló el secretario de Energía, quien aclaró que la libre disponibilidad de divisas en función de la exportación puede llegar al 50%.

Martínez destacó también que el proyecto institucionalizará el Plan Gas.Ar y sostuvo que habrá un régimen para proyectos especiales en función de lo estratégico que sean y de las áreas donde están, premiando aquellos proyectos en áreas con declino o en áreas marginales.

Entre los proyectos especiales se contempla el almacenamiento subterráneo. En este punto el funcionario aclaró que la creación de la concesión de almacenamientos subterráneos será la única modificación a la ley de hidrocarburos ya que el resto es un régimen de promoción de inversiones.

Martínez dijo además que en materia de medio ambiente se creará un fondo para financiar proyectos y además las productoras que presenten proyectos más amigables con el medio ambiente van a tener beneficios adicionales en cuanto a las exportaciones garantizadas y el acceso a la disponibilidad de divisas.

Al finalizar la presentación, el secretario de Energía se acercó a responder preguntas ante los periodistas. Allí declaró que en este proyecto de ley no se tocó la definición de precios. “Era difícil que las productoras se pongan de acuerdo con quienes refinan, era difícil que todos los actores estén de acuerdo en un esquema así que en este régimen de promoción de inversiones no se toca el tema precios, salvo para volver a un esquema de ICL que es un porcentual y eso es mucho más simple para la sociedad”, remarcó.

El respaldo de Pereyra

Si bien varios empresarios y gobernadores de provincias petroleras asistieron a la presentación del proyecto, fueron pocos los que se acercaron a hablar con la prensa e incluso aquellos que si lo hicieron, como la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, prefirieron no opinar sobre el texto de la ley argumentando que todavía no lo habían leído. Sin embargo, uno de los que respaldó abiertamente la iniciativa fue el sindicalista Guillermo Pereyra.

-¿Le genera expectativas este proyecto? –le preguntó EconoJournal.

-Sí, por supuesto. Este proyecto tiene previsibilidad que es lo más importante para que vengan las inversiones. Por otro lado, es un proyecto es un proyecto que tiene beneficios impositivos que están muy atados a la producción incremental. Si no hay producción incremental no hay ningún beneficio. Creo que van a invertir mucho. Vamos a potenciar Vaca Muerta. Se estaba esperando mucho esto. Y también se va a institucionalizar el Plan Gas.

-¿Lo consultaron para la elaboración de esta ley?

-Sí, hemos participado.

-¿Qué propuso?

-Un viejo proyecto que yo tenía cuando era senador, que es incentivar la producción de los pozos maduros.

-Sin embargo, Jorge “Loma” Ávila dijo que el proyecto buscaba beneficiar a Vaca Muerta

-No, no es así. Seguramente no leyó bien el proyecto de ley. Esto está orientado a todos. Yo estoy hablando de los yacimientos convencionales, de los yacimientos maduros. En los yacimientos maduros se han bajado muchos equipos y esto va a permitir que se levanten nuevamente.

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Encuentro de sostenibilidad 2021

APLA organiza el primer encuentro latinoamericano de sostenibilidad a través del que expondrá los desafíos que enfrentan los distintos actores de la cadena de valor en la región en la adaptación de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas.

En este contexto, el “Encuentro de Sostenibilidad” de  la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, presentará una agenda completa de 1 día, en la cual se abordará ejes temáticos enfocados en los programas de economía circular en pos de negocios sostenibles en el tiempo, el acompañamiento de políticas públicas y la adaptación de objetivos globales a realidades locales relatados por distintos actores regionales.

El evento se llevará a cabo en un entorno 100% virtual y sin costo para los participantes.

Conozca el programa e inscríbase sin costo aquí:

Agéndese: 28 de SEPTIEMBRE

Contacto: WhatsApp +54 9 11 6450 2752 – apla@apla.lat

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Arcos Dorados incorpora energías renovables de Pampa Energía en sus locales de Argentina

Arcos Dorados, el mayor franquiciado de McDonald’s en el mundo y operador de la marca en Argentina, anunció la firma de un acuerdo con Pampa Energía para iniciar la incorporación de energías renovables, en principio, en sus oficinas centrales, ubicadas en Olivos, provincia de Buenos Aires; y en 39 de sus locales, ubicados en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Asimismo, se proyecta alcanzar un total de 110 locaciones modernizadas para el 2030.

Mediante este convenio, Arcos Dorados Argentina contratará 400MWh de energía renovable mensualmente, por los cuales recibirá Certificados I-REC, un certificado de energía renovable internacional, recomendado en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas), que informa con transparencia el origen de la electricidad abastecida.

La compañía internacional viene trabajando en toda la región de forma sostenida con su estrategia de sustentabilidad denominada “Receta del Futuro”. En este sentido, desde el punto de vista del cambio climático, desarrolló un nuevo programa denominado “Restaurantes 2.0”, que contempla la incorporación de 25 iniciativas sustentables y la modernización de los locales.

Gustavo Mariani (CEO de Pampa Energía) y Eduardo Lopardo (director general de Arcos Dorados Argentina)

Aproximadamente, el 72% de las emisiones que genera la marca provienen de las matrices energéticas del país. A partir de este acuerdo, Arcos se compromete a inyectar un 25% de energías limpias en 40 de sus locaciones de Argentina.

“El cambio climático afecta a todos los países de todos los continentes y es preciso el compromiso de los diferentes actores del mercado para combatirlo.  Desde Arcos Dorados asumimos el compromiso de reducir un 36% nuestras emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al 2030, siendo este acuerdo una de las tácticas para alcanzar la meta”, expresó Eduardo Lopardo, director general de Arcos Dorados Argentina.

“Nos enorgullece que Arcos Dorados nos haya elegido como única proveedora de energía renovable para sus 40 locales. Este acuerdo refuerza el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías con el medioambiente y un futuro más sostenible”, agregó Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

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Enel Generación Costanera emprende un estudio con microalgas para limpiar las aguas del Riachuelo

Enel Generación Costanera, la planta de generación térmica más grande de Sudamérica, firmó un convenio con la Facultad de Agronomía de la UBA (Fauba) para desarrollar un novedoso sistema de microalgas que ayudarían a sanear las aguas del Riachuelo. “Gracias a este acuerdo, se realizará un estudio de factibilidad que determine la posibilidad de instalar una cosecha de microalgas en las instalaciones de la central”, explicó Pablo Gutiérrez, responsable de Enel Generación Costanera. “Dicho estudio será realizado por profesionales de la universidad, en virtud de los datos de emisiones de la planta”, explicó el ejecutivo. En caso de ser factible, se desarrollará un proyecto técnico para la construcción de la cosecha.

Estas algas son microorganismos que se desarrollan en las aguas capaces de realizar fotosíntesis en presencia de oxígeno. A través de este proceso capturan dióxido de carbono y lo almacenan en su biomasa. Las microalgas tienen una eficiencia de absorción de CO2 hasta 15 veces superior a las plantas terrestres y pueden reproducirse de forma sencilla y a gran velocidad en el ambiente adecuado, por lo que son objeto de estudio de varios proyectos de innovación sustentable.

A su vez, las microalgas poseen varios usos finales como producción de fertilizantes, insumos para la industria farmacéutica y agroalimentaria, biocombustibles y bioplásticos, entre otros. “Las centrales térmicas son el sitio ideal para desarrollar proyectos de biotecnología con microalgas por la alta producción de CO2 y disponibilidad de agua”, concluyó Gutiérrez.

Esta iniciativa es una más de las muchas que Enel Argentina desarrolla en conjunto con el área de Sostenibilidad, en pos de promover un impacto positivo en las comunidades donde trabaja la empresa. Este año, en Enel Generación Costanera se inauguró un novedoso sistema de paneles solares que permiten abastecer de energía limpia al edificio de oficinas de la central. Además, recientemente se instaló en el área una “barrera vegetal” compuesta por 220 árboles para evitar el hundimiento de la zona costera por la acción de erosión del río.

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Comercial del Plata y Morixe invertirán U$S250 millones para impulsar sus exportaciones

Sociedad Comercial del Plata y Morixe Hermanos presentaron inversiones en ejecución centradas en la exportación A la reunión asistieron Pablo Arnaude, director ejecutivo de Sociedad Comercial del Plata; Román Malceñido, director ejecutivo de Morixe Hermanos, e Ignacio Noel, accionista controlante de ambas empresas argentinas y Matías Kulfas. En total, los fondos alcanzan los U$S250 millones y pretenden impulsar las exportaciones de los sectores de agroindustria, energía y materiales de la construcción. En concreto, las inversiones permitirán incrementar las exportaciones en U$S150 millones por año. A la reunión asistieron Pablo Arnaude, director ejecutivo de Sociedad Comercial del Plata; Román Malceñido, director […]

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Dow estableció en la ciudad brasileña Jundiaí, su primer centro de innovación para América Latina

Se trata del Latin America Inspiration Center, donde concentra en un solo lugar su estructura de investigación y desarrollo que será el centro tecnológico de innovación colaborativa y sostenible de Dow para América Latina. La empresa es una de las empresas químicas que más invierte en investigación y desarrollo en el mundo. El Latin America Inspiration Center cuenta con 9.291 metros cuadrados además de laboratorios de alta tecnología y equipos de última generación tambien laboratorios de evaluación sensorial y análisis de desempeño de materiales, espacios de colaboración para procesos de design thinking, salas polivalentes y espacios de formación presencial o […]

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Ecuador subirá un 8% de su producción de petróleo este año

Además el país anunció la venta de la red de estaciones de combustible estatales mediante una subasta. Ecuador aumentará la producción de petróleo en unos 40.000 barriles diarios hasta diciembre de este año, el equivalente a un 8,36%, y pondrá a la venta mediante una subasta la red estatal de estaciones de combustible, informó el martes el ministro de Energía. En declaraciones a la red de televisión Ecuavisa, el ministro Juan Carlos Bermeo destacó que para cumplir la decisión del presidente Guillermo Lasso de aumentar la producción petrolífera “nos hemos impuesto una primera meta, que es de 40.000 barriles adicionales […]

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PEREYRA DEJA EL CARGO DEL SINDICATO DE PETRÓLEO Y GAS PRIVADO Y LLEVA A RUCCI COMO CANDIDATO

De cara a las elecciones del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa del 20 de octubre, el histórico secretario general del Sindicato, Guillermo Pereyra, finalizará su mandato y dará un paso al costado luego de 38 años al frente del gremio. Pereyra, de 78 años, es un dirigente de extensa trayectoria que se desempeñó también como senador nacional por Neuquén y secretario adjunto de la CGT que comandaba por ese entonces Hugo Moyano. Los rumores dentro del sindicato de petroleros vinculan al parlamentario del Mercosur, Ramón Rioseco, como posible líder en la conformación […]

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Alicia Kirchner pidió la renuncia a todo su gabinete tras la derrota del domingo en las urnas

“Las renuncias están a disposición siempre”, indicaron fuentes oficiales. Todas estarán bajo análisis y la cuñada de la vicepresidenta resolverá si modifica su gabinete. Su candidato, Gustavo González no logró imponerse frente a Cambia Santa Cruz, la versión local de Juntos por el Cambio, que acumuló casi un 40% de los votos, participando en estas elecciones con seis listas internas. Abajo quedó el oficialismo con 27 puntos en el conteo general. El gobierno perdió en su histórico bastión conocido como la Cuenca Carbonífera conformada por las localidades de 28 de Noviembre y Río Turbio. El candidato del sector petrolero, Claudio […]

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Para evitar el avance del calentamiento global, advierten que para 2050 el 60% del petróleo mundial no debe ser explotado: cómo impactaría en la Argentina

La investigación fue realizada por un grupo de científicos británicos y publicada en la revista Nature. Luciano Caratori, investigador del Centro de Estudios en Cambio Climático Global, de la Fundación Torcuato Di Tella. Casi el 60 % del gas metano emitido por combustibles fósiles y el 90% de las reservas de carbón deben permanecer en el suelo sin explotarse antes de 2050 para poder tener “al menos un 50 % de probabilidades” de limitar el calentamiento global a 1,5 grados, según un estudio realizado por un equipo británico de investigadores y publicado esta semana en la prestigiosa revista científica Nature. […]

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Anticipan fuerte repunte en la demanda mundial de petróleo para el resto del año

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé un fuerte rebote en la demanda mundial de petróleo, luego de tres meses de contracción, según indicó hoy en su informe mensual. Luego de tres meses (julio a septiembre) donde la demanda se redujo a causa de los rebrotes de coronavirus en continentes consumidores como Asia, el organismo multilateral estimó que se prevé un crecimiento para fines de este año. La demanda, luego de un notorio repunte en junio, se había contraído en un promedio de 310.000 barriles por día, de acuerdo con el reporte difundido por las agencias AFP y Bloomberg. […]

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Gobierno apela a cambios a futuro en materia económica para atraer de nuevo a sus votantes

Luego de la derrota del oficialismo en las PASO del domingo, el gobierno nacional está considerando una serie de medidas para lograr una mejora en la economía. Tras los resultados negativos que sufrió el oficialismo en las Elecciones Primarias Abiertas Simultáneas Obligatorias (PASO), el gobierno nacional está preparando un conjunto de medidas económicas para cambiar esta situación en las elecciones generales de noviembre. El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, declaró que se está trabajando en “generar medidas para acelerar la recuperación de los ingresos”. Además dentro del gabinete económico la idea es buscar estos cambios que permitan “acelerar la […]

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EEUU: Chevron triplica sus inversiones hasta 2028, con 8.500 millones

La petrolera estadounidense Chevron ha triplicado su hoja de ruta de inversiones de capital para los próximos seis años, hasta 2028, situándose así en los 10.000 millones de dólares (8.500 millones de euros), según ha informado la firma este martes en un comunicado. En el nuevo ritmo de inversiones se incluyen 2.000 millones para rebajar la intensidad de uso de carbono de las operaciones de la empresa. La nueva hoja de ruta de inversiones tiene por objetivo alcanzar los hitos que se marcó la empresa para alcanzar en 2030: 40.000 millones de unidades térmicas británicas de gas natural renovable, 100.000 […]

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Gobierno reactiva la economía de Cochabamba con más de $us 90 millones de inversión en hidrocarburos el 2021

Hasta diciembre de este año el Gobierno Nacional tiene planificado invertir $us 90,7 millones en Cochabamba para obras del sector hidrocarburífero en el marco de la reactivación económica. Cabe resaltar que entre 2006 y 2019, la inversión ejecutada en la cadena de hidrocarburos de ese departamento fue cerca de los $us2.450 millones, informó este martes el Ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz. En ese sentido, de los $us 90,7 millones previstos para esta gestión, $us 31,9 millones se destinarán para instalar 25.000 conexiones de gas domiciliario en Cochabamba hasta fin de año, “de ese modo se continúa con […]

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En Noruega ganó la izquierda y se propone el fin gradual de la actividad petrolera

Jonas Gahr Støre, de 61 años, se encamina a liderar un nuevo gobierno de coalición en las elecciones parlamentarias. En breve se definía si su partido y aliados tradicionales habían alcanzado la mayoría absoluta. El crudo es la base de la economía del país y explica su veloz salto en el desarrollo. El líder laborista Støre rechaza paralizar la industria en 2035, como proponen los ecologistas, pero apoya la idea de una erradicación paulatina. Siempre el parlamento estuvo al mando del sector petrolero del país, según las proyecciones publicadas al cierre de los comicios. Se espera que los cinco partidos […]

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Exclusivo: cuáles son los 10 principales artículos del proyecto de Ley definitivo que presenta Alberto Fernández

El presidente Alberto Fernández presentará hoy al mediodía en el Museo del Bicentenario el proyecto de Ley para incentivar la llegada de inversiones en la industria de petróleo y gas. EconoJournal accedió a la versión definitiva del documento, que fue redactado en extremo hermetismo principalmente por Demian Panigo, asesor del ministro Martín Guzmán en temas energéticos y director de YPF en representación del Estado.

El texto final respeta la estructura del proyecto publicado por este medio a fines de junio, aunque incluye algunos cambios sustanciales. Hasta el momento, son pocas las empresas petroleras que pudieron acceder al documento que presentará hoy en sociedad el Presidente, que estará acompañado por Guzmán y el secretario de Energía, Darío Martínez. De hecho, en algunas compañías hicieron saber su incomodidad por tener que participar de un acto de respaldo a una Ley que aún no conocen.

En lo concreto, el proyecto que preparó el gobierno define dos palancas centrales para estimular la inversión en el sector hidrocarburífero. La primera se materializa con la creación un nuevo régimen de promoción de exportaciones de petróleo y gas, al asegurarles a las petroleras que podrán exportar en firme (en teoría, sin la necesidad de que el Ejecutivo valide cada operación) un porcentaje de su producción incremental de hidrocarburos (un 20%).

La segunda está dada por la libertad para liquidar divisas generadas por una parte (un 50%) de las exportaciones garantizadas por el proyecto. El consenso mayoritario entre los directivos consultados por este medio es que ambas herramientas de promoción no lucen demasiado atractivas. “Sólo se permite exportar un 20% de la producción incremental de hidrocarburos y de ese número, sólo se puede liquidar en el mercado único de cambios la mitad. Es decir, un 10% neto de la producción nueva. No es significativo”, analizó el presidente de una petrolera con actividad en Vaca Muerta.

Ambicioso

Sin embargo, el proyecto de Ley es mucho más ambicioso. Incluye, en total, 115 artículos. Instaura un programa principal denominado “Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas” y bajo ese paraguas crea ocho sub-programas de naturaleza variopinta. En esa lista figuran:

“Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Petróleo” (RGPP); “Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Gas Natural” (RGPGN); “Régimen de Promoción de la Extracción de Petróleo en Pozos de Baja Productividad” (RPPBP); “Régimen Especial de Promoción para Proyectos de Exploración, Producción, Industrialización, Almacenaje y/o Transporte de Hidrocarburos y Derivados” (REPPH); “Programa de Apoyo a la Sustentabilidad Energética” (PASE); el “Programa de Apoyo al Empleo Hidrocarburífero con Perspectiva de Género” (PAEHPG); “Régimen Especial de Cancelación para Grandes Inversores Hidrocarburíferos” (RECH); y un “Régimen de Promoción del Empleo, el Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de Servicios y de Producción Nacional y Provisión de Bienes para la Industria Hidrocarburífera” (RPEPNIH).

“Es sorprendente la cantidad de siglas y conceptos que introduce. Es un proyecto super ambicioso. El riesgo es que la industria no conoce la letra chica del texto y además, el contexto impone restricciones evidentes. No sé si hay margen para vascular un proyecto tan complejo en el Congreso”, advirtieron desde otra empresa.

Artículos

La redacción del proyecto de Ley se lleva más de 40 páginas y atraviesa múltiples aspectos regulatorios de la actividad: exportación de crudo, acceso a divisas, desarrollo de gas, participación de proveedores locales, incentivos para grandes proyectos de infraestructura, perspectiva de género y normas ligadas a la estabilidad fiscal. Hacer un recorte no es sencillo. Pero entre los principales artículos figuran los siguientes:

El artículo 8 define que la Línea Base para calcular cuánto crudo podrá exportar cada petrolera en función de su producción total del hidrocarburo se calculará sobre “el máximo entre el volumen de 2019, el de 2020 y el volumen de los doce (12) meses transcurridos entre mayo de 2020 y abril de 2021 inclusive, según defina la Autoridad de Aplicación”. Curiosamente, tal como quedó redactada, la norma no parece premiar a las empresas que hicieron un esfuerzo para invertir e incrementar su producción de hidrocarburos durante la pandemia. Al autorizarlas a exportar sólo una parte de la nueva oferta que incorporen al mercado por sobre la línea base que defina la Secretaría, el margen para poder acceder al mercado de exportación se reduce.
“Al tomar como base a la producción delos últimos 12 meses hasta abril de 2021 se castiga a las empresas que invirtieron desde la segunda mitad de 2020, en plena pandemia, para incrementar su producción, por la Ley dice que sólo podrán exportar un porcentaje de lo que produzcan por sobre ese nivel”, explicó el gerente comercial de una productora. Compañías como Shell, Petronas, Equinor y Vista estarán parcialmente afectadas por ese artículo.En el mismo artículo se establece que “para el cálculo de la Línea Base de aquellos beneficiarios productores de crudo con densidad American Petroleum Institute (API) inferior a 30 grados y que integren en sus complejos de refinación más del 60% de dicha producción de crudo, se aplicará un factor de reducción del 15% a todo el volumen de petróleo crudo que cumpla con tales especificaciones técnicas, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación”. La incorporación de estas líneas, que no estaba incluida en la versión anterior, busca contemplar la realidad de productores de crudo Escalante y Cañadón Seco de yacimientos convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge, cuyos campos declinan entre un 10% y hasta un 20% por año de forma natural. Fue uno de los planteos que realizaron referentes políticos de la región como el líder del sindicato de petroleros privados, Jorge ‘Loma’ Ávila, el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y el propio gobernador de Chubut, Mariano Arcioni.  El artículo 15 concluye que “para obtener la habilitación del Volúmen de Exportación Beneficiado (VEB), los productores deberán demostrar que se les ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir el porcentaje de su producción no alcanzada por el VEB, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno”. La incorporación de este requisito es llamativa, porque su redacción no es clara. ¿Cómo definirá el regulador cuáles son esas ‘condiciones comerciales que hagan accesible’ la disponibilidad de crudo para el mercado doméstico? La discusión del precio interno del petróleo es permanente entre productores no integrados (sin refinación propia) y las refinadoras. Sin ir más lejos, el barril se comercializa en el mercado local entre los 48 y los 54 dólares cuando el precio de paridad exportación supera cómodamente los 60 dólares. “Si la idea era asegurar el acceso al mercado de exportación, este requisito no hace más que confundir porque abre la posibilidad a que exista discrecionalidad por parte del regulador para frenar una exportación garantizada y forzar una baja de precios en el mercado doméstico”, analizó el titular de Legales de una petrolera.  El proyecto crea un el “Consejo de Inversiones Hidrocarburíferas” que estará integrado por la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía, el Ministerio de Desarrollo Productivo, el de Interior y la Secretaría de Energía. El nuevo organismo estará a cargo de gestionar el Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización, almacenaje y/o transporte de hidrocarburos y derivados (REPPH).La norma define como “Proyecto de inversión” dentro de este régimen a las iniciativas que contemplen un determinado desembolso en función del destino de la inversión. Por ejemplo, podrán acceder a los incentivos contemplados en el programa las empresas que inviertan a) US$ 6 millones en proyectos de exploración y sísmica para explotación convencional en un plazo máximo de 3 años; b) US$ 10 millones en proyectos de refinación e industrialización de hidrocarburos en la cuenca de origen, en un plazo máximo de 3 años; c) US$ 30 millones en obras de almacenaje subterráneo o en tierra de hidrocarburos, o de infraestructura portuaria para exportación, transporte, o mejoramiento o ampliación de la existente; d) US$  50 millones para medianas inversiones en tratamiento, licuefacción, comercialización, almacenaje móvil o estacionario, transporte, utilización y fabricación de equipos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL); e) US$ 100 millones para proyectos de explotación de petróleo crudo o gas natural de origen convencional, costa afuera o con recuperación secundaria y/o terciaria, en un plazo máximo de 4 años; f) US$ 300 millones para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, almacenaje, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, en un plazo máximo de 5 años; g) US$ 300 millones anuales (en la versión anterior eran US$ 400 millones)para proyectos tanto para la producción de gas natural como de petróleo, en etapa de desarrollo masivo o precedentes al momento de otorgamiento del beneficio, a desarrollar en concesiones de explotación de origen no convencional, durante un período no menor a 5 años consecutivos, siempre y cuando en tales proyectos la inversión destinada a subproyectos en etapa de piloto o precedentes no sea inferior al 20% de la inversión total del proyecto; y h) US$ 200 millones anuales para Proyectos conjuntos de producción de petróleo y gas, con un cociente gas-petróleo (GOR) no inferior a 1000 y de hasta 13.000 inclusive.“Se le otorga a la Autoridad de Aplicación, con aprobación del Consejo, la facultad de reducir en hasta un 50% los montos mínimos de inversión para proyectos que prevean la industrialización del hidrocarburo en la cuenca de origen. También podrá hacer lo propio respecto de Proyectos de Inversión de carácter estratégico o presentados por empresas pequeñas o medianas del sector hidrocarburífero”, aclara el documento.Finalmente, se decidió que el proyecto ingresará por el Senado, la cámara en el que el gobierno tiene quórum propio y mayoría, lo que podría facilitar su tratamiento. Habrá que ver cómo queda esa representación después de las elecciones legislativas de noviembre. Si se repiten los resultados de las PASO, el Frente de Todos podría perder hasta seis senadores y perder el quórum.  El artículo 61 contempla una serie de beneficios para las pequeñas petroleras que inviertan en el desarrollo de yacimientos convencionales o áreas marginales en etapa de declinación. Se las autoriza, en ese caso, a “reducir hasta un 75% los montos mínimos de inversión exigidos para los Proyectos especiales en el inciso e) del artículo 45”, que fija cómo piso una inversión de US$ 100 millones.El artículo 62 crea el “Programa de apoyo a la sustentabilidad energética” (PASE) y aclara que “los proyectos que se presenten a efectos de ser evaluados para su aprobación dentro del REPPH previsto en esta ley deberán incluir un plan asociado a la sustentabilidad energética, entendido en términos de promoción de proyectos que impulsen la diversificación de la matriz energética argentina o promuevan una mayor eficiencia energética en el proceso productivo, incluyendo estrategias productivas que involucren la creciente incorporación de inversión en investigación y desarrollo tecnológico dentro de las firmas del sector”. En ese sentido, define que “los proyectos que cuenten con un plan de sustentabilidad energética podrán incrementar en hasta un 10% los beneficios que se hubiesen obtenido en el REPPH por aplicación de los artículos 49, 51 y 57”. En tanto que, a su vez, el artículo 64 crea un Fondo para la Sustentabilidad Energética (FSE), a constituirse con los recursos aportados por no menos del 5% de la recaudación federal adicional proveniente de los derechos de exportación aplicables al VEB del RGPP y de los derechos de exportación aplicables a las exportaciones generados por Proyectos del REPPH.El artículo 67 propone crear un Fondo Hidrocarburífero para el Empleo con Perspectiva de Género (FHEPG), que estará solventado con los recursos aportados por no menos del 2% de la recaudación federal adicional proveniente de las retenciones a la exportación de hidrocarburos.El artículo 74 instituye un Régimen de cancelación para inversores hidrocarburíferos (RECH), que autoriza a las empresas alcanzadas a solventar el pago de impuestos con un esquema diferencial. Tal como publicó este medio, es un apartado incluido a pedido de YPF, el mayor jugador de la industria. En concreto, la norma establece que “los sujetos pasivos de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecidos en el Título III de la Ley N° 23.966, que hayan invertido en el bienio 2019-2020 más de US$ 1000 millones cada año, podrán acogerse al Régimen Especial de Cancelación previsto en el presente Título, exclusivamente en los casos en que sean empresas que refinen, produzcan, elaboren, fabriquen y/u obtengan combustibles líquidos y/u otros derivados de hidrocarburos”. En esa clave, el proyecto permite que  “por el término de 3 años contados desde la entrada en vigencia de esta ley, los sujetos mencionados en el artículo 74 podrán cancelar hasta un importe equivalente al 30% de sus obligaciones tributarias a vencer dentro del período citado, correspondientes a los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, y/o los que en el futuro los complementen o sustituyan, considerando como pago a cuenta un importe equivalente hasta la suma que resulte de multiplicar los quebrantos provenientes de todas sus actividades, acumuladas, no absorbidos, y que resulten compensables a la fecha de sanción de esta ley, determinados conforme lo dispuesto en el artículo 25 de la Ley de impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones”. En la práctica, el esquema permite que la petrolera que preside Pablo González pueda descontar una parte del pago de impuestos de las pérdidas registradas durante la pandemia.

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Ya son 11 proyectos: Colombia certificó más de 2.300 MW eólicos y solares fotovoltaicos

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó ayer la viabilidad ambiental para un nuevo proyecto renovable no convencional. Se trata de la central denominada “Parque Solar Valledupar”, de 119 MW, propiedad de la empresa Enel Green Power Colombia, ubicado en el departamento del Cesar.

Cabe señalar que cuando un proyecto de energía es superior a los 100 MW requiere de una certificación ambiental emitida por la ANLA. En efecto, con Valledupar, ya son 11 los emprendimientos renovables que obtienen su aprobación, por 2.388 MW de generación.

Hasta el momento, la entidad concedió licencias a siete centrales solares fotovoltaicas, por 1.190 MW, y cuatro eólicas, por 1.198 MW, todas ubicadas en el centro y norte del país.

Valledupar

De acuerdo a lo informado por la ANLA, el proceso de evaluación del trámite de licenciamiento ambiental de Valledupar tuvo en cuenta el Estudio de Impacto Ambiental- EIA para los medios físico, biótico y social del área de influencia del proyecto.

Adicional se evaluó el análisis de los impactos ambientales que se pueden generar por el desarrollo de las obras y actividades del proyecto, así como las medidas de manejo y de monitoreo establecidas dentro del Plan de Manejo Ambiental -PMA, lo que permitió establecer la viabilidad ambiental del Parque Solar Valledupar.

El proyecto de Enel consiste en la instalación y operación aproximada de 312.930 módulos fotovoltaicos, sobre una superficie de 325 hectáreas, para generar energía eléctrica con una potencia instalada de 119 MW y una subestación elevadora. Este se desarrollará en cuatro fases: preoperativa, constructiva, operativa, y post operativa.

En este sentido, y en cumplimiento de sus funciones y competencia, la ANLA comenzará a realizar el control y seguimiento ambiental al proyecto desde su etapa constructiva, donde verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la licencia, lo consignado en los planes de manejo ambiental (PMA) y los informes de cumplimiento ambiental (ICA).

“La apuesta por la transición energética en el país va a un ritmo prometedor, y esperamos que, en el mediano plazo, tengamos otras fuentes no convencionales de energía renovable como el hidrógeno azul y verde, así como el uso de nuevas tecnologías de generación como la geotermia”, destacó Josefina Sánchez Cuervo, subdirectora de Evaluación de Licencias Ambientales de la ANLA.

Para consultar la Resolución 1616 del 10 de septiembre de 2021, que otorga esta licencia, haga clic aquí.

Fuente: ANLA

 

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CPEF señala a CFE por falta de revisión en generación distribuida solar en México

Aldo Díaz Nuño, presidente nacional de la Cámara Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y apuntó a la falta de control de la Comisión Federal de Electricidad en los sistemas solares de generación distribuida y a la profesionalización de la industria en México. 

“En teoría, CFE tiene que revisar una instalación, pero no lo hace y hay muchas malas prácticas en la industria, como una unidad de verificación que no revisa, paneles que se compran robados, sobre etiquetados, entre otros”. 

“La Comisión Federal de Electricidad no hace una revisión correcta, no sabe señalar o no lo hace a quien hace las cosas mal y premiando a quienes las realizan bien”, manifestó.

Y una de las cosas a las que refirió el especialista como parte de las problemáticas en el país, es el desarrollo del financiamiento, ya que, bajo su postura, “los créditos que se tienen actualmente de la banca o de las financieras son créditos todavía muy altos y ello se relaciona con la profesionalización de quienes están instalando los sistemas”. 

“La población general que trata de poner paneles solares, es decir de pequeña y mediana industria o los hogares, no tienen los accesos financieros para invertir en un sistema fotovoltaico, y algunas de las empresas que están instalando son chicas y no tienen el capital suficiente para poder apalancar estos proyectos”, mencionó.

Es por ello que ve una gran oportunidad en la profesionalización de la industria mexicana. ¿Por qué? Díaz Nuñó destacó que “desde la Cámara se busca cómo profesionalizar a las empresas, y tras hacerlo o si ya lo han hecho, tienen mayor acceso a mejores tasas financieras, porque la entidad financiera corre menos riesgos, entre diversas mejoras”. 

Cabe mencionar que la CPEF surgió hace tres años y, textuales palabras de su presidente nacional, “por la razón de que cada vez había más instalaciones fotovoltaicas fallidas”. 

“Entonces la idea nació de cómo profesionalizamos realmente a los que están haciendo las cosas bien y cómo señalamos a quienes lo hacen mal”, explicó. 

Además sostuvo que con el crecimiento de la generación distribuida – 1,539.32 MW en 210,907 contratos según último reporte de la CRE –, “los grandes inversionistas se enfocaron en la baja escala y eso hizo que aquellos más pequeños tengan una competencia más grande y se tengan tienen que profesionalizar”. 

Por otro lado, – y ante la pregunta de si realmente se cumplen los beneficios fiscales – Díaz Nuño no dudó y detalló que “lo hace cumplir la Secretaría de Hacienda y Crédito Público a nivel nacional y, en la reforma energética, se postuló que los paneles serán 100% deducibles de Impuesto Sobre la Renta (ISR) desde el primer ejercicio”.

Y si bien se da esta situación, también opinó que “no se ha utilizado como se debe porque la población en general no la conoce”

Pero aclaró que “hay Estados que incluso tienen beneficios fiscales adicionales en sus regiones, como por ejemplo, en Guadalajara, donde al tener paneles solares, se paga 25% menos del impuesto anual al gobierno por tener una casa”.

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SPR reconoce cerca de 10 GW de proyectos renovables en desarrollo en Perú

Energía Estratégica tiempo atrás informó que existe un gran potencial para aprovechar tecnologías como eólica y solar a lo largo y ancho de Perú. Y de acuerdo a relevamientos realizados por la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), el potencial para la generación de electricidad proveniente de grandes centrales renovables supera los 100 GW.

Ahora, Paloma Sarria, directora ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables (SPR), actualizó algunos datos durante un webinar y reconoció que la cartera de proyectos en desarrollo es cercana a 10 GW. 

“Desde la asociación llevamos un monitoreo de los proyectos que están en desarrollo y, solamente en el sur, el potencial es increíble. En términos de la posible oferta, vemos cerca de 7000 MW en desarrollo, con permisos en trámite o aprobados que podrían entrar en operación entre 2023 y 2030”. 

“Además, en el centro del país vemos casi 3000 MW de proyectos en desarrollo, también con distintos permisos en trámite o aprobados que podrían ingresar en operación entre los años ya mencionados”, compartió. 

Ante este gran potencial y tal demanda de 10000 MW si sumamos ambas regiones, la especialista sostuvo que “de darse los cambios regulatorios y las medidas necesarias, pueden ser proyectos que para ser comercializados”. 

A la par destacó que, al ser centrales con una vida útil de veinticinco a treinta años, “encajaría con el tema del desarrollo del hidrógeno verde”. Y es preciso recordar que desde la Asociación Peruana de Hidrógeno están a la espera de un estudio que confirme el potencial que posee el país sobre dicho vector energético. 

Perú se encamina en la ruta del hidrógeno verde

Y siguiendo la línea de los proyectos renovables, Sarria manifestó la importancia del costo por MWh para el desarrollo del hidrógeno verde y la competitividad del mismo, «principalmente en el sector transporte” y hasta se animó con un pronóstico a futuro:

«Con los proyectos que están en desarrollo, me atrevería a decir que se encuentran alrededor de USD 30 dólares por MWh. Y si tomamos el ejemplo de Chile de la última licitación, que llegó a un precio promedio de USD 23-24, creo que en Perú perfectamente podemos llegar a ese monto».

Ya en lo respecta a valores de inversión de los proyectos renovables, la directora ejecutiva de SPR afirmó que «hay más de 11.000 millones de dólares que se podrían destrabar en los próximos años, además de miles de puestos de trabajo, y así generar un desarrollo local».

De este modo queda reflejado que Perú sigue apostando por la transición energética y el cambio de la matriz energética a través de fuentes enovables e incluso ya piensa en centrales generadoras de hidrógeno verde.

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Chile: Ingresa a evaluación ambiental un novedoso proyecto de almacenamiento criogénico de energía

Highview Power, multinacional con sede en Reino Unido, especialista en soluciones de almacenamiento de energía eléctrica de larga duración, ha celebrado convenios con distintas compañías para desarrollar proyectos de energía criogénica (ver al pie) en diferentes partes del mundo.

Su intención, ahora, es sumar a Chile en su portfolio. Tal es así que hace unos días ingresó a Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) su emprendimiento Ensicom, que costará 160 millones de dólares.

Se trata de un proyecto de una potencia de 50 MW y una capacidad de almacenamiento de 600 MWh, lo que equivale a 12 horas de autonomía con la generación a su máxima carga.

“La planta cuenta con un módulo de carga de 100 MW, que corresponde a la potencia máxima que puede retirar de la red de transmisión eléctrica, de donde se obtiene la energía necesaria para alimentar el proceso de enfriamiento y almacenamiento de energía”, especifica la Highview ante la SEIA.

¿Cómo funciona? “Consiste en la instalación y operación de una central de almacenamiento de energía mediante aire líquido, tecnología denominada LAES (acrónimo del inglés Liquid Air Energy Storage o, en español, almacenamiento de energía mediante aire líquido), el cual utiliza electricidad para enfriar aire tomado desde la atmósfera hasta licuarlo mediante un ciclo de Claude, almacenarlo en tanques con aislamiento térmico, para convertirse posteriormente, en el momento requerido, en energía eléctrica a través del proceso inverso en el cual el aire vuelve a estado gaseoso para mover un turbogenerador”, explica la compañía.

Y especifica que Ensicom, que se emplazará en Atacama, se conectará al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en una barra existente de la Subestación San Lorenzo (Res Ex. N°161/2008), que se encuentra en una ubicación inmediata al proyecto. La conexión se realizará mediante una línea corta de media tensión en 11,5 kV de una longitud aproximada a 100 m, instalación que quedará circunscrita en su totalidad dentro de los terrenos de propiedad del titular.

Almacenamiento de energía criogénica

Según especifica Highview Power, el aire se convierte en líquido cuando se enfría a -196 ° C (-320˚F) y luego se puede almacenar de manera muy eficiente en recipientes aislados de baja presión. La exposición a la temperatura ambiente provoca una regasificación rápida y una expansión de volumen de 700 veces, que luego se utiliza para impulsar una turbina y generar electricidad sin combustión.

“Nuestra tecnología patentada se basa en procesos establecidos de los sectores de turbo maquinaria, generación de energía y gas industrial. Obtenemos los componentes de nuestra tecnología de OEM grandes y establecidos, por lo que existe una vida útil probada y una garantía de rendimiento”, resalta la empresa.

E indica: “Como todos los sistemas de almacenamiento de energía, nuestro sistema de almacenamiento de energía criogénica comprende tres procesos principales: un sistema de carga, un almacenamiento de energía y recuperación de energía”.

Fuente: Highview Power

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Sorprende ABO Wind con su portafolio de proyectos renovables en Argentina

El segundo día jornada del Solar & Wind Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy, contó con la de Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind en Argentina, quien tiempo atrás comentó que la compañía se estaba enfocado enfoca en “giga parques” y proyectos para la exportación de hidrógeno verde.

En esta oportunidad la especialista detalló el portafolio que posee la empresa desarrolladora que este año está cumpliendo quince años en Argentina: “Tenemos un abanico que incluye proyectos solares, eólicos y de hidrógeno, y una presencia en diez provincias, con un total de 34 proyectos, que suman casi 2,5 GW de potencia”. 

“De esos, quince son eólicos y se distribuyen a lo largo de siete provincias, con una capacidad de 750 MW ready to tender, es decir, con todos los estudios listos y también iniciados u obtenidos el resto de permisos”, agregó. 

Además explicó que existe 1 GW en desarrollo, el cual incluye tener la tierra asegurada, el mástil instalado y al menos un año de mediciones. Mientras que en greenfield son entre 5 y 6 GW, específicamente para proyectos de H2 vinculados a energía eólica. 

La vez anterior, Lucila Bustos mencionó que las zonas principales donde trabajaban y encontraban mayor potencial para el H2 verde eran la Patagonia y el sur de la provincia de Buenos Aires. 

En aquel entonces resaltó que en el primer caso se debe a los puertos que posee, el factor de capacidad y la existencia de fuente de agua. En tanto que en cerca de Bahía Blanca, sostuvo que “si bien no tiene los factores de capacidad existentes en la Patagonia, tiene valores para nada despreciables, una infraestructura portuaria excelente y un polo petroquímico que podría pensarse en una asociación para una potencial demanda interna”. 

Por otro lado, en el evento de LFE manifestó que “la razón de ser del desarrollador es estar preparado para distintos escenarios y eso siempre ha sido lo que ABO Wind ha intentado en Argentina”. 

Por lo que confirmó que en su portafolio tienen “proyectos que van desde los 30 MW a 1 GW, en este caso focalizado en hidrógeno».

Incluso señaló que “toda la compañía está focalizada fuertemente en H2 verde, no sólo a nivel de Argentina sino del holding” y que en el caso concreto de Argentina, ven la estrategia enfocada en la exportación, al menos en una primera fase. 

Y continuó: “Son megaproyectos, y para financiar esto para Argentina es un desafío inmenso, por lo que lo vemos pensado con la actuación de varias empresas o actores del sector”. 

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Lanzamiento de la promoción para instaladores e integradores de Huawei Solar en Argentina

Huawei Solar, empresa líder a nivel mundial en energía solar, lanza una promoción exclusiva para sus clientes de Argentina a través de EFERGÍA, distribuidor oficial de Huawei Solar en Argentina y Uruguay.

La promoción consiste en recompensar a los instaladores e integradores que compren equipamiento Huawei con vouchers por montos que van desde los USD 150 hasta los USD 200. Dentro de la promoción entran los inversores solares de la marca, considerados líderes a nivel mundial.

“Creemos en proveer la mejor tecnología del mercado a un precio competitivo para contribuir a la neutralidad de carbono”, aseguró Ignacio Dapena, Account Manager de Huawei Argentina.

“Nuestros equipos son únicos en el mercado, tanto por sus características diferenciadoras: máxima seguridad por su tecnología de protección contra arco eléctrico, compatibilidad con baterías, múltiples MPPT, garantía local hasta 20 años, entre otros; como por su diseño donde este año, la gama de productos Huawei FusionSolar Residential Smart PV ganó su segundo iF Design Award”, agregó.

Por otro lado, Flor Yonadi, Responsable de Marketing de EFERGÍA, afirmó: “Creemos en recompensar a nuestros clientes por su fidelidad, pero también por su elección de comercializar equipamiento para promover las energías limpias. Estamos convencidos de que la transición energética mediante fuentes renovables es el camino”, añadió.

La promoción estará vigente en Argentina hasta el 31/10/2021.

Información sobre la promoción contactarse a la dirección ventas@efergia.com.ar

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Viaje comercial: Empresarios visitaron República Dominicana para invertir en energías renovables

El ministro Antonio Almonte estuvo acompañado del viceministro de Energía, Rafael Gómez, de la viceministra de Hidrocarburos y jefa de Gabinete, Walkiria Caamaño y del director de Relaciones Internacionales, Gustavo Mejía-Ricart.

Mientras, la delegación de la Cámara de Comercio de Brasil y República Dominicana estuvo integrada por su presidente, el doctor Joao Paulo Todde Nogueira, el director jurídico, Erico Rodolfo Abreu de Oliveira y la secretaria general, Paola Vasconcelos Comin de Jesús.

El señor Rafael Trinidad, ministro consejero de la embajada dominicana, representó a la embajadora Patricia Villegas, y explicó que era una visita de cortesía para explorar áreas de inversión y posibles asesorías técnicas a diversas instituciones del país.

El doctor Todde Nogueira expresó el interés de presentar a las autoridades dominicanas un proyecto de energía eólica (off shore) en el mar y sobre la posibilidad de la firma de un acuerdo de colaboración entre los ministerios de energía de ambos países.

De su lado, el ministro Almonte agradeció la visita, la cual dijo podría ser muy provechosa en términos de asesoría técnica y colaboración, mediante becas especializadas. Recordó a los visitantes que hasta el momento los proyectos de energía renovable se realizan a través de contratos PPA otorgados mediante licitación.

 

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El precio del gas en Europa no detiene su escalada: se duplicó en apenas tres meses

El precio de referencia del gas natural en Europa trepó este miércoles a nuevos máximos históricos que ya duplican los precios registrados hace menos de tres meses. La competencia europea con Asia por los cargamentos de gas natural licuado (GNL) también comienza a presionar al alza los precios del gas en Estados Unidos.

El Dutch TTF, punto de comercio virtual de gas natural en Países Bajos y principal referencia para el resto de Europa, registró este miércoles un alza de más de 17%, llegando a tocar los € 79 por MWh. Este precio representa más de US$ 25 por millón de BTU y es más del doble que los € 35 por MWh promediados el primero de julio pasado.

El alza en el Dutch TTF se corresponde con los precios del GNL en el mercado asiático. La cotización en el Japan Korea Market (JKM), referencia del mercado asiático, también tocó los US$ 25 por millón de BTU en las últimas 24 horas.

Presión alcista en el Henry Hub

La competencia europea con Asia por los cargamentos de GNL desde Estados Unidos comienza también a afectar al país norteamericano. En EE.UU. los contratos futuros del gas natural para octubre en el Henry Hub superaron el lunes los US$ 5 por millón de BTU. Son precios que hace ocho años que no se veían.

Los contratos a octubre reflejan, en parte, los problemas en la producción y transporte de gas y petróleo provocados por los huracanes. La temporada de huracanes de 2021 es una de las más feroces en muchos años según el Centro Nacional de Huracanes. No obstante, los precios en el Henry Hub podrían reaccionar con fuerza si se registran temperaturas por fuera de lo normal en el próximo invierno.

Analistas independientes de Goldman Sachs y Morgan Stanley advirtieron que los precios del gas natural podrían alcanzar los US$ 10 por millón de BTU este invierno para moderar la demanda internacional de GNL y satisfacer las necesidades domésticas. Un indicador de las necesidades domésticas de gas en EE.UU. es la inyección de gas en los reservorios. La combinación de una baja en la producción debido a la pandemia y una demanda elevada en el verano por parte de las usinas termoeléctricas ha impedido que las empresas inyecten suficiente gas en sus almacenamientos para cubrir la demanda en los meses de invierno.

Según la Administración de la Información Energética de EE.UU., los inventarios de gas natural cerraron en la semana del 3 de septiembre en niveles inferiores a los registrados en la misma semana de 2020 y se encuentran por debajo del promedio registrado en los últimos cinco años.

Advertencia de Estados Unidos a Europa

Para Estados Unidos la situación con el abastecimiento de gas en Europa podría agravarse en el invierno. El enviado en seguridad energética del Departamento de Estado, Amos Hochstein, dijo el viernes que los envíos de GNL de Estados Unidos a Europa estaban operando a plena capacidad y que el continente necesitará suministros adicionales a través de sus gasoductos si el invierno es duro. “Si tiene un invierno realmente frío en enero y febrero, podría quedarse sin suministros. Y eso es lo que me preocupa porque la vida de las personas está en juego”, dijo al Financial Times el sábado durante una visita a Ucrania.

Además, Hochstein advirtió que está preocupado porque el almacenamiento de gas en Europa está por debajo del promedio de los últimos cinco años y que Rusia “está saliendo de un período prolongado de inexplicablemente bajo suministro”. El abastecimiento de gas desde Rusia podría normalizarse con la entrada en operación del gasoducto Nord Stream II. Pero la puesta en operación podría ser retrasada hasta fin de 2021 o principios del próximo año debido a la falta de una licencia alemana para operar el gasoducto. El regulador energético de Alemania dijo el lunes que tiene cuatro meses para completar la certificación de esa licencia.

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Fundación YPF acerca a los jóvenes al desarrollo de Vaca Muerta

La Fundación YPF lanzó el primer curso de perforación y terminación de pozos especialmente diseñado para alumnos de escuelas técnicas con orientación en petróleo de Neuquén.

Se trata de una experiencia inédita en la provincia, que busca acercar a los futuros egresados a las prácticas reales y las nuevas tecnologías que se aplican en Vaca Muerta, el principal desarrollo hidrocarburífero del país.

El curso durará nueve semanas y contará con la participación de alumnos de la escuela EPET 10 de Plaza Huincul, EPET 22 de Centenario y de la Tecnicatura en Mantenimiento Industrial con sede en Añelo. Incluirá prácticas profesionalizantes, reconocidas por el INET y el Consejo provincial de Educación de Neuquén, que se realizarán en instalaciones de YPF, Halliburton y Nabors, y culminarán con visitas a los yacimientos.

“Este es el primer paso de un proyecto integral pensado para los jóvenes de las localidades de la Cuenca Neuquina. Apuntamos a vincularlos con la industria energética, acercando su formación a las demandas actuales y futuras”, destacó Ofelia Cédola, directora ejecutiva de Fundación, quien recibió a los estudiantes en su primera práctica
en el Centro Integral de Operación de YPF junto al VP de No Convencional de YPF, Pablo Iuliano.

“Estamos llevando el conocimiento que hemos adquirido en el desarrollo de Vaca Muerta a los estudiantes secundarios de la zona. Desde YPF estamos convencidos de que la educación y la formación son el pilar para el desarrollo de las comunidades donde operamos”, sostuvo Iuliano.

En esta primera semana de práctica presencial, los estudiantes van a experimentar en los simuladores 3D situaciones reales de perforación y finalización de pozos, mientras que en las próximas jornadas van a hacer visitas a laboratorios, playas para maniobras, equipos de perforación y sets de fractura.

Cédola anticipó que como parte de este programa, la Fundación realizará junto con universidades y organizaciones una prospectiva de los perfiles que va a necesitar la industria en los próximos años y un relevamiento de la oferta educativa y de formación profesional.

Por otra parte, se sumará una línea de acción para fortalecer las capacidades de investigación y de desarrollo en las universidades públicas con el objetivo de mejorar la transferencia tecnológica a la industria. “Lo que buscamos es que existan oportunidades reales para quienes viven en las localidades que producen la energía del país. Con un aporte para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral, anticipándonos a las demandas formativas del futuro y a través del fortalecimiento y generación de capacidades de las instituciones educativas” agregó.

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El ENARGAS auditará la gestión de las Subdistribuidoras de todo el país

El Ente Nacional Regulador del Gas pondrá en práctica “un plan extraordinario de auditoría y control de gestión” de todas las Subdistribuidoras de gas por redes del territorio nacional.

La decisión fue adoptada a través de la Resolución 322/2021, publicada en el Boletín Oficial, en cuyos considerandos se explica que “este Organismo (ENARGAS) ha detectado, según las propias manifestaciones vertidas por diversos Subdistribuidores en distintas presentaciones efectuadas, ciertas dificultades en el ejercicio de la gestión que le es inherente a la actividad que prestan”.

El Organismo añade que “tales aseveraciones, conforme surge de las actuaciones, podrían provocar una afectación en la regular prestación del servicio público que prestan y la posible afectación final a los usuarios y las usuarias del servicio; cuestiones ambas que surgen, asimismo, de los dichos efectuados por gran parte de los Subdistribuidores”.

El ENARGAS refirió en la R-322 que “algunas Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de gas por redes han puesto en conocimiento de este Organismo diversas situaciones complejas que ameritan el dictado del presente acto”, en alusión a las auditorías.

En este sentido la Resolución establece además que “las Licenciatarias de Distribución deberán presentar al ENARGAS un Informe pormenorizado e individualizado del estado de Situación Comercial, Técnica, Económica y Financiera, respecto de cada una de las subdistribuidoras de su área licenciada, en el plazo de quince (15) días hábiles de notificada” la R-322, y que “dicho informe deberá contener asimismo un diagnóstico y perspectiva sugerida”.

Asimismo, la R-322  ordena a sus Gerencias de Protección del Usuario, de Desempeño y Economía y de Distribución y Gas Natural Vehicular, que “adecúen sus cronogramas del plan anual de auditorías 2021” a efectos de lo dispuesto en esta Resolución.

La Gerencia de Protección al Usuario (GPU) del ENARGAS auditará la Aplicación de Cuadros Tarifarios, que incluye la verificación de los días incluidos en el período de consumo comprendido entre las fechas de lectura de medidor, en función del ciclo de lectura de los usuarios (Bimestral o Mensual).

También, la correcta asignación del consumo del período a la Liquidación de Servicio Público, en la emisión de factura mensual. Y la aplicación de los cuadros tarifarios vigentes en función de la categoría del usuario y la subzona tarifaria.

En el caso particular de las Subdistribuidoras alcanzadas por el régimen de Zona Fría Leyes 25.565 y 27.637, se verificará la efectiva y correcta implementación del régimen en la facturación a los usuarios y usuarias. También, las leyendas obligatorias que la Liquidación de Servicio Público debe contener.

Asimismo, se verificará para la atención comercial la obligación de contar con un sitio web que permita la difusión de información al usuario y a terceros interesados, con un plazo de implementación que venció el 1 de julio último y se llevarán a cabo  controles para verificar la implementación de la medida por parte de todas las Subdistribuidoras.

Por otra parte, la Gerencia de Desempeño y Economía relevará los 3 (tres) últimos estados contables de las subdistribuidoras a efectos de evaluar la situación económica – financiera, incluyendo la gestión de endeudamiento, que será “a nivel segmento” en aquellos casos donde la prestadora adicionalmente provea otros servicios (Electricidad, Telefonía, Agua y Saneamiento, Recolección de Residuos)

Según las definiciones establecidas en el Decreto 1738/92 (que reglamenta la Ley Marco del Gas), distribuidor es quien presta el servicio de distribución, y subdistribuidor es la persona física o jurídica que opera tuberías de gas que conectan un Sistema de Distribución con un grupo de usuarios, o que opera tuberías de gas que conectan un Sistema de Transporte con un grupo de usuarios y ha sido declarado Subdistribuidor por el ENARGAS, sin vulnerar los derechos del Distribuidor de la zona en que opera”.

El ente regulador refirió en los considerandos de la R-322 que “tanto el Instituto de Subdistribuidores de Gas (ISGA) como la Federación de Subdistribuidores  de Gas (FESUBGAS) han realizado cuestionamientos con injerencia en la propia prestación del servicio público de distribución que prestan; aseveraciones que han sido replicadas por gran parte de los subdistribuidores”.

Y también que las subdistribuidoras han hecho referencia al denominado “Régimen de Zona Fría” ampliado por Ley  27.637, el que alegan representaría “una expropiación del capital de trabajo necesario para el desenvolvimiento del servicio público” a su cargo.

En la R-322 el Enargas refiere también que “asimismo, (las Subdistribuidoras) han expresado la existencia de: “…Insuficiencia crónica de los ingresos o del margen de SDB que le proveen las tarifas…”, “…Falta de acceso al financiamiento…”; “…Empobrecimiento de su capital de trabajo…”; “…Permanente inflación de costos no compensados…”; “…Alto endeudamiento y en muchos casos flujos de caja negativos por problemas de estructura tarifaria…”.

Al respecto, y a modo de ejemplo, la R-322 hace referencia además al antecedente planteado por las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana en cuanto a “la situación de Subdistribuidoras de sus áreas de licencia y su deuda al 31 de Julio de 2021 para con ambas, solicitando medidas urgentes al respecto”.

Indicaron que “producto de reiterados incumplimientos de las obligaciones de pago por parte de los subdistribuidores por el servicio que las Licenciatarias les prestan en forma regular, se ha generado una deuda de montos insostenibles para estas Distribuidoras”, detallando el monto en concepto de capital e intereses.

El Ente refirió que “estas Distribuidoras han indicado que se no se trataría de un problema puntual o temporal, sino “…frente un problema estructural, que excede una cuestión de índole meramente comercial ajeno a la competencia de este Organismo Regulador…”, lo que según indican “progresa hacia una previsible insostenibilidad en el tiempo, atento el nivel de desajuste que se ha generado, impactando en la cadena de pagos de toda la industria”.

Pero “en determinadas circunstancias, los conflictos, controversias y/o incumplimientos de obligaciones comerciales podrían quedar bajo la órbita del ENARGAS si pusieran en riesgo la normal y regular prestación del servicio púbico y/o afectaran a usuarios y consumidores ajenos a los conflictos de índole comercial de los prestadores”, consideró el Ente que tiene por interventor a Federico Bernal

“Esta Intervención entiende que deben tomarse las medidas proporcionales del caso para verificar lo manifestado, pues la situación planteada requiere de importantes medidas regulatorias expresas”, puntualiza la Resolución.

Y remarca que “llama gravemente la atención y preocupa a esta Intervención lo advertido por las subdistribuidoras respecto de las posibles falencias de gestión que estarían observándose, máxime considerando el tratamiento dispensado para atender a los planteos puntuales que han presentado”, en el marco de la Comisión de Subdistribuidoras de Gas por Redes, creada por el Ente Regulador “como un espacio de contacto directo, para tratar las problemáticas presentadas por estas”.

En cuanto a la situación tarifaria, el Enargas sostiene en la Resolución que “una peculiaridad de la categoría subdistribuidor es que sus ingresos se encuentran doblemente determinados por tarifas reguladas. Por un lado, debe abonar la tarifa SDB a la Distribuidora zonal y, por el otro lado, cobra a sus usuarios (mayoritariamente Residenciales) y  las tarifas establecidas mediante los cuadros tarifarios de la Distribuidora zonal”.

Y puntualiza que “en los regímenes tarifarios de transición actualmente vigentes, llevados adelante en el marco de la Ley 27.541 (de Emergencia), Decretos 278/20 y 1020/20, los Subdistribuidores recibieron en la revisión tarifaria transitoria un beneficio adicional al recibido por las empresas Distribuidoras”.

“Incluso en el año 2019, se modificó el Reglamento del Servicio de Distribución aprobando una nueva redacción que contempló, en síntesis: 1) La reducción de la tasa de interés a aplicarles a los Subdistribuidores por pagos fuera de término de sus facturas a las Distribuidoras; y 2) El diferimiento en el plazo del pago de las facturas llevándose el mismo a cuarenta (40) días cuando originalmente era de siete (7) días”, recordó el Ente.

El ENARGAS puntualizó ahora que se ha propuesto encarar “un plan extraordinario de control de gestión, que abarca objetivos de tipo comercial, económico, financiero y técnico, de modo de identificar la existencia y la causa misma de las dificultades de gestión presentadas, para poder entonces resolver y disponer soluciones rápidas y efectivas, ajustadas a las potestades del regulador respecto de la prestación del servicio público”.

“Sin perjuicio de la responsabilidad que tiene el Subdistribuidor como propietario y/u operador de las instalaciones, nada exime a las Licenciatarias de Distribución de su obligación de ejercer la policía de seguridad que ostentan con los alcances previstos en el Contrato de Transferencia”, puntualizó el Organismo Regulador.

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Guillermo Martín renuncia a la dirección nacional de generación de energía eléctrica

Guillermo Martín Martínez fue designado en su cargo a través de la Decisión Administrativa 1080, en junio del 2020, en su momento bajo el organigrama presentado por el Ministerio de Desarrollo Productivo que conduce Matías Kulfas. Hoy, cabe recordar, esta dependencia opera bajo la órbita del Ministerio de Economía.

Tras un año y tres meses de ocupar esta silla, el funcionario renuncia al puesto, con la intención de volver al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Así confirmaron allegados de la Secretaría de Energía a Energía Estratégica.

«Se debe a motivos personales», comentan desde su círculo de confianza, desmintiendo cuestiones políticas tras el golpe electoral para el Gobierno. «Se va en buenos términos», insistieron sus colegas.

La novedad se conoce en un contexto de expectativa para el sector de las renovables, dado que Guillermo Martín venía trabajando con su equipo en una nueva resolución que permita destrabar los proyectos adjudicados en las subastas del Programa RenovAr que, por distintos motivos, no lograron iniciar construcción.

Estas inversiones en stand by que consiguieron contratos PPA bajo la administración de Mauricio Macri  representan aproximadamente 2000 MW, una cifra no menor, pero que al mismo tiempo abre la puerta para plantear un nuevo plan de desarrollo con las líneas de transmisión liberadas.

Este medio pudo conocer que la nueva reglamentación ya está a la espera de la definición del Secretario de Energía, Darío Martínez. De hecho, se espera que en las próximas semanas esté publicada en el boletín oficial. Hubo versiones encontradas acerca de si ya contaba con la firma del funcionario. «Está por salir», aseguran en el oficialismo.

Lo que sí se sabe es que la nueva resolución plantea penalidades más flexibles de manera de facilitar la salida de las empresas que no quieren continuar con la construcción de los parques. Así lo adelantó Energía Estratégica: https://www.energiaestrategica.com/el-gobierno-prepara-una-resolucion-para-contratos-complicados-de-energias-renovables/

Cabe recordar que Guillermo Martín comenzó en el Gobierno como Director Nacional de Energías Renovables, pero en junio de 2020 fue designado en la Dirección Nacional de Generación Eléctrica con tres direcciones bajo su mando: Dirección de Generación Hidroeléctrica, Dirección de Energías Renovables, Dirección de Generación Térmica.

 

 

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Naturgy presentó su nuevo sitio web

Naturgy renovó su página web oficial, www.naturgy.com.ar, con un nuevo diseño, mejor accesibilidad y la incorporación de más información para el usuario, en la cual se destacan las diversas herramientas digitales como la “Oficina Virtual”.

Este desarrollo fue realizado en el marco de los procesos de modernización y dada la situación generada por la pandemia del coronavirus (COVID-19), lo cual llevó a la empresa a mejorar el site de internet para que todos los usuarios de Naturgy puedan ingresar con facilidad a realizar todas las gestiones necesarias.

Mediante la “Oficina Virtual”, los usuarios pueden realizar numerosos trámites, destacándose entre ellos: consultas de consumos históricos, deuda, trámites por actualización de lectura de medidor internos, adhesión a F@ctura por mail, planes de pagos, pago de facturas, cambio de titularidad.

“Nuestro objetivo es dar un paso adelante en términos innovación y calidad en la atención de los clientes, lo que está en el ADN de Naturgy, por eso esta actualización es un proyecto muy ambicioso que va a ir creciendo con el tiempo y acorde a las demandas de nuestros usuarios”, enfatizó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

En la renovada web de Naturgy, desarrollada en formato Responsive que se adapte al diseño de distintos dispositivos móviles, se puede acceder, de manera fácil y ágil a información relevante del sector, recomendaciones sobre prevención y cuidados en el manejo del gas, con contenidos adaptados a distintos dispositivos y formatos.

A su vez, los usuarios pueden contar con un listado de gasistas matriculados para consultar en el momento de ser necesario.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

También en : Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/ 

Twitter: @NaturgyAr

Instagram: NaturgyAr

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Proyecto de ley de “Compre Argentino” de parte del gobierno

Buscan generar 30 mil nuevos empleos privados, fomentar la inversión de $ 40.000 millones anuales adicionales en investigación, desarrollo e innovación al año, y ahorrar US$ 300 millones de divisas anuales. Juntos por el Cambio presentó un proyecto para reemplazar indemnizaciones por un seguro El presidente Alberto Fernández presentó hoy desde el Museo del Bicentenario en Casa Rosada el proyecto de Ley de Compre Argentino, Desarrollo de Proveedores y Compras para la Innovación También busca generar puestos de trabajo y estimular el desarrollo de inversiones y transferencias de tecnología hacia los sectores de la economía nacional con mayores capacidades productivas. […]

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Mendoza Activa sumó más $50.000 millones en inversiones con su llamado de septiembre

La convocatoria atrajo en 10 días 1.458 proyectos y más de $9.000 millones en inversiones. El programa lanzado por el Gobierno de Mendoza suma desde su inicio más de $50 mil en nuevos emprendimientos, empleo y producción para la provincia. La segunda convocatoria de Mendoza Activa 2 atrajo 1.450 proyectos y más $9 mil millones en inversiones en diez días, con lo que el programa lanzado en 2020 por el Gobierno de Mendoza suma, en un año, $50 mil millones en trabajo y producción local. El llamado se abrió el 1 de este mes y cerró el viernes 10 con […]

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Rio Negro: Presentaron 11 ofertas para abastecer con energía renovable a tres localidades de la provincia

A través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), se recibieron las ofertas para el montaje de mini redes de generación solar y eólica en Aguada Guzmán, Colán Conhué y Laguna Blanca. La licitación es impulsada desde el Gobierno Nacional y las tres localidades fueron incluidas en el programa a partir de diferentes gestiones efectuadas por la Secretaría de Energía provincial. Este proceso licitatorio también incluye una mini red en una localidad rural de Catamarca. Las instalaciones serán similares a la que se construirá en Naupa Huen, donde ya fue adjudicada la realización de la obra para contar […]

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Vaca Muerta: la adenda de la adenda flexibilizadora

La conducción de petroleros deja pasar el fraude laboral a cambio de “chirolas”. El pasado 9 de septiembre las cámaras patronales de Vaca Muerta y el sindicato petrolero dirigido por Guillermo Pereyra firmaron un nuevo acuerdo para “mejorar la eficiencia y la optimización de los recursos” para brindar “competitividad internacional” a la actividad en la formación. Los conceptos que enmarcan este nuevo acuerdo, que es una adenda sobre la adenda al convenio colectivo ya firmada hace cuatro años, se corresponden todos al punto de vista de las exigencias empresariales para incrementar la productividad a costa de los derechos laborales. En […]

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El gobierno volvió a reprogramar la presentación de la Ley de Hidrocarburos

El acto será el miércoles 15 de este mes. El viernes comenzó a enviar las primeras invitaciones con fecha para este lunes, pero 24 horas después postergó el acto para el miércoles porque según dicen, los gobernadores no podían llegar ayer al mediodía. La convocatoria inicial era para el lunes a las 12 horas en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada Sin embargo, el sábado por la tarde reprogramaron la cita para este miércoles 15 de septiembre al mediodía. Esto no es sino una más de las sucesivas postergaciones que ya viene sufriendo la presentación del proyecto. La […]

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Acciones de YPF treparon más de 5% y alcanzaron la máxima trimestral

La petrolera de bandera subió 5,2% este lunes en Wall Street para cerrar en los u$s5,42, máximo desde el 16 de junio. Los ADRS de la empresa insignia argentina de hidrocarburos llegaron a registrar un récord intradiario de u$s5,85, un nivel que no se observaba desde agosto del año pasado. La mayoría de los activos argentinos subieron con fuerza este lunes como corolario de la derrota que recibió el Gobierno en las PASO, lo que abre incógnitas sobre los próximos pasos que se tomarán en materia económica. Los activos de las energéticas también fueron traccionados por una suba en el […]

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La reactivación del tren de carga acerca a San Luis a los grandes centros de consumo

El ministro de Producción, Juan Lavandeira, y el secretario de Transporte de la provincia, Sebastián Anzulovich, destacaron que el transporte ferroviario, reanudado el viernes 20 de agosto, tras ocho años inactivo, permitirá posicionar a la provincia en un lugar más competitivo en la región y sumar distintas alternativas de carga. El primer tren de cargas que partió el viernes desde la ZAL acerca la producción de San Luis a los grandes centros de consumo. La partida este viernes desde la Zona de Actividades Logísticas (ZAL) de un convoy de diez vagones rumbo a Buenos Aires con cargas industriales elaboradas en […]

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Orca, la planta energética que captura del aire 4000 toneladas de CO2 al año y lo convierte en un mineral sin riesgos

La startup suiza Climeworks puede que tenga una de las claves para luchar contra el cambio climático y además haga negocio con ello. La empresa ha inaugurado la planta de captura de carbono del aire más grande del mundo. Mediante el uso de la tecnología de Captura Directa del Aire (DAC, por sus siglas en inglés) este modelo de negocio está llamando la atención de muchas empresas que quieren atajar el problema de su huella de carbono. La planta, que ha sido bautizada como Orca, se sitúa en el Parque Geotérmico de Hellisheidi en Islandia y absorberá de manera anual […]

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Chevron, Exxon, Valero y otros ganan contrato para reservas estratégicas de EEUU: Departamento Energía

El Departamento de Energía de Estados Unidos adjudicó contratos petroleros a ocho compañías a partir de una venta previamente anunciada de hasta 20 millones de barriles de la Reserva Estratégica de Petróleo. Los contratos fueron adjudicados a Atlantic Trading & Marketing Inc; Chevron USA; ExxonMobil Oil Corp; Marathon Petroleum Supply and Trading; Motiva Enterprises; Phillips 66 Co; Unipec America Inc; y Valero Marketing and Supply Co, dijo el Departamento de Energía en un comunicado con fecha 10 de septiembre publicado en internet el lunes. El departamento había anunciado la convocatoria de ofertas el 23 de agosto, para cumplir con la […]

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Scania K320 IB Green Efficiency: 600 kilómetros de autonomía y 30% de ahorro en costos operativos para el bus de media distancia a GNC

La marca sueca presentó su chasis para ómnibus interurbano impulsado a GNC. Cuenta con un motor de 5 cilindros y 9.3 litros, que desarrolla 320 CV y 1.500 Nm de torque, asociado a una caja automatizada Opticruise de 12 velocidades más Retarder. Carrozada por Saldivia, posee 6 tanques de gas ubicados en la bodega y estará disponible en configuraciones de 46, 49 o 53 asientos. Desde hace varios años se vienen realizando pruebas con buses a GNC pero hasta ahora esta tecnología no se había logrado imponer como en otros países, a pesar de sus ventajas medioambientales y menores costos […]

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Pan American Silver presentó el reporte de sostenibilidad 2020 con estándares ambientales y sociales

La compañía minera canadiense Pan American Silver (PAS), que cuenta con proyectos de plata y oro en México, Perú, Bolivia, Argentina y Canadá, presentó el “Reporte de Sostenibilidad Corporativo 2020”, donde destacó “el progreso en los objetivos e iniciativas vinculados a la sostenibilidad en la industria minera”. El reporte fue elaborado bajo el estándar internacional Iniciativa de Reporte Global (GRI). La compañía informó “el desempeño de la empresa en los Indicadores de Desempeño Sostenibles establecidos para medir y supervisar las actividades sociales, ambientales, de salud y de seguridad clave en la empresa”.

La minera canadiense, que tiene 27 años de trayectoria en la construcción y operación de minas de manera responsable y de creciente producción, cuenta en la Argentina con los proyectos Manantial Espejo en Santa Cruz y el megaproyecto Navidad en Chubut, un desarrollo millonario donde se encuentra una de las reservas de plata más grandes del mundo que todavía no fue autorizado por la normativa provincial. En la Argentina, también presentó el canal de difusión a través de YouTube. Además, en su cartera tiene siete minas operativas en el continente americano: Timmins en Canadá; Shahuindo, La Arena, Huaron y Morococha en Perú; Dolores y La Colorada en México; y San Vicente en Bolivia.

“Nos enorgullece compartir el reporte anual de la compañía correspondiente al año 2020 que, además de comunicar la visión de la empresa en cuanto a la sostenibilidad y compartir la manera en la que se aborda el desarrollo sostenible refleja nuestro compromiso a largo plazo para aportar valor, gestionar con eficiencia y transparencia, y minimizar los riesgos económicos, sociales y ambientales”, comentó Gabriela Maceira, gerente de Sostenibilidad Social de Pan American Silver Argentina, en una rueda de prensa para periodistas de la Argentina.

Acciones de sostenibilidad en Chubut

•   Inversión local 2020 en Sustentabilidad: USD 432.000

•  Inversión 2021 en Sustentabilidad al 30/06/21. USD 92.000

Según informó Pan American Silver, la compañía llevó adelante “un proceso de diálogo abierto en virtud del cual se trabaja en conjunto con las comunidades del área de influencia y los distintos grupos de interés involucrados, en programas y acciones puntuales definidos en función de las necesidades relevadas en cada localidad con el objeto de crear mejoras incrementales en su calidad de vida”.

“Las actividades de 2020 y 2021 se vieron condicionadas por la pandemia de COVID-19, lo que requirió poner foco en el apoyo aspectos sanitarios e intentar mitigar su impacto económico sobre todo en grupos vulnerables de las comunidades cercanas”, resaltó la compañía.

El trabajo estuvo enfocado en “proveer elementos de protección personal e insumos a las instituciones sanitarias de la meseta central del Chubut, además de equipamientos como cascos de ventilación no invasiva para pacientes con Covid-19, equipo respirador y tests rápidos y elementos de protección como camisolines, barbijos microbianos con hilos de plata, mamelucos, máscaras faciales, guantes de látex e insumos como alcohol en gel, gasas y vendas”. Además, acompañó a 738 familias “mediante la distribución de alimentos no perecederos, elementos de higiene hogareña y leña. Esta actividad tuvo su foco en los grupos de la ruralidad”.

Proveedores locales

Respecto del desarrollo de proveedores locales, la compañía canadiense destacó “la colaboración con la empresa local TecnoGastre para brindar un mejor servicio de internet a la zona de la meseta. Particularmente, brindó el asesoramiento técnico y el financiamiento de la ampliación de la red, que permite que actualmente el servicio funcione en Gastre, Gan Gan, Blancuntre y Paso del Sapo”.

Covid-19

El Reporte de Sostenibilidad Corporativo 2020 incluye un apartado especial sobre Covid-19 donde se detallan las medidas, protocolos y procedimientos que llevó adelante la compañía “para garantizar la salud de los colaboradores y la seguridad de las operaciones y las comunidades”. Durante la pandemia, la compañía canadiense a nivel global realizó aportes por 2 millones de dólares y 15.000 familias de distintas comunidades locales fueron beneficiadas.

Destacados del reporte 2020

0 incidentes medioambientales relevantes.95 comunidades y pueblos indígenas beneficiados por los programas socioeconómicos de la empresa de manera directa o indirecta.843,995 horas de capacitación en seguridad.Adopción de una política de inclusión y diversidad, logrando un porcentaje de nuevas contrataciones y promociones de mujeres del 17% a nivel global.Asociación de 3 años y 1.5 millones de dólares con UNICEF en Canadá, para apoyar a niños vulnerables en Latinoamérica.

Además, la compañía logró reducciones en el uso de la electricidad mediante la implementación de proyectos de ahorro de energía, incluyendo un suministro de 100% energía eléctrica renovable certificada en la mina de Morococha en Perú, y una reducción en el uso de agua, en las emisiones de gases de efecto invernadero y en la generación de residuos peligrosos y no peligrosos que no están relacionados con las rocas en las operaciones a nivel global.

Por su parte, el presidente y CEO de Pan American Silver, Michael Steinmann, sostuvo que la compañía mantuvo “su compromiso por mejorar el desempeño sostenible de manera continua. Implementamos las prácticas recomendadas de la industria, tales como los Protocolos hacia una Minería Sostenible (HMS) de la Asociación Minera de Canadá, los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y el Estándar para Oro Libre de Conflictos del Consejo Mundial del Oro. Además, firmamos el Pacto Mundial de Naciones Unidas”. “Estas iniciativas nos ayudan a mejorar el desempeño y gestionar los riesgos, además de crear oportunidades para que colaboremos con colegas y grupos de interés a fin de mejorar el desempeño en toda la industria”, concluyó.

Metas 2021

Entre las metas para el 2021, Pan American Silver se comprometió a “lograr un rendimiento HMS de nivel A para todos los protocolos en todas las operaciones, ampliar las actividades de participación comunitaria mediante el diálogo abierto y la transparencia siguiendo las

prácticas internacionales recomendadas, continuar mejorando el acceso a la educación de calidad y el acceso a la atención médica en las comunidades cercanas a las minas, y seguir mejorando el desempeño de la auditoría del medioambiente”.

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Brasil supera 6,6 GW instalados en fotovoltaica y el 63% es generación distribuida

Cada mes, ABSOLAR analiza y consolida los datos del sector y produce una infografía con el escenario de la energía solar fotovoltaica en el país. En su última versión reveló que Brasil alcanzó los 10429 MW de potencia solar fotovoltaica instalada.

El dato que sorprende es que de los 10429 MW de potencia fotovoltaica instalada, el 63% corresponde a generación distribuida, marcando una tendencia que se viene reafirmando mes a mes, distinta a lo que ocurre en otros países de Latinoamérica en dónde los grandes parques siguen dominando el emrcado.

Este hito permitió superar la marca histórica de 10 gigavatios (GW) de potencia operativa de la fuente solar fotovoltaica, considerando grandes plantas y sistemas pequeños y medianos instalados en tejados, fachadas y terrenos.

Compartimos los datos actualizados publicados por la asociación brasileña.

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Otra opinión: Elizondo celebra que se pretenda ordenar la situación del Programa RenovAr

Francisco Elizondo, excoordinador de Energías Renovables en la Secretaría de Energía de la Nación, dialogó con Energía Estratégica y se manifestó sobre las resoluciones gubernamentales que prevén destrabar los contratos detenidos que fueron adjudicados al programa RenovAr y la Res. 551/2021 que reorganizó el MATER.

“La Secretaría de Energía enfrenta la situación de ordenar todo ese abanico de contratos y las distintas situaciones, las cuales están bien identificadas, y ofrecer soluciones acordes para cada caso”. 

“Me parece que hay una reconfiguración en muchos sentidos, que se busca emprolijar. Veo que hay intención y vocación de solucionar el tema y celebro que se quiera ordenar la situación”, expresó.

Es necesario mencionar que existen varios proyectos demorados o que siquiera han tenido posibilidad de iniciar construcción debido a diferentes circunstancias. 

Incluso, a mediados de abril, CAMMESA le solicitó a la Secretaría de Energía de la Nación que resuelva la problemática y detalló que hay más de cuarenta emprendimientos con causales de rescisión contractual que acumulaban 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados de todas las rondas de la licitación pública.

Cuadro reflejado en la carta de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A a la Secretaría de Energía

“Creo que el sector tiene las dificultades derivadas del financiamiento externo y del desdoblamiento cambiario. Me da la impresión de que esa situación es la que entró Argentina con muchos proyectos o contratos en marcha. Y necesariamente requería un ordenamiento general para ver qué sucede”, opinó Elizondo.

“Hay que tratar de hacer algo sensato para seguir fortaleciendo al sector, que nos queden algunas enseñanzas hacia adelante y se continúe trabajando y profundizando en cómo seguir implementando este tipo de proyectos”, agregó.

Y una de las enseñanzas que destacó se refiere a la garantía de cumplimiento de contrato impuesta durante el plan nacional, las cuales establecían un monto de USD 250.000 por cada megavatio de potencia contratada: “Poner una garantía muy alta puede ser contraproducente”.

“Aparecen dificultades propias de un país con sus problemas de inestabilidad macroeconómica y para los funcionarios, resulta muy complejo poder desarmar como todos los proyectos sin penalidades como pretenderían las empresas”, aportó.

Además, el exfuncionario sostuvo que, en el mediano plazo, ve complejo que se puedan fondear nuevos proyectos, aunque sí cree que se pueden finalizar aquellos que tienen alguna dificultad o que han iniciado con esta serie de medidas. 

“En proyectos más chicos y con algún nivel de avance, me parece que terminarán de consolidarse esos procesos. Pero en algunos más grandes y que ya mostraron dificultades desde el inicio, no creo que se encaucen”, afirmó.

Por otro lado, declaró que “pensar en contratar más energía, por más contratos que haya, mientras no esté resuelto el tema macroeconómicamente y hasta que no haya claridad en ese aspecto, difícilmente se pueda hacer”. 

Y siguiendo esta misma línea, a la vez de la contemplación de una capacidad en las líneas de transmisión que ya está al límite, Francisco Elizondo ve la oportunidad en la generación distribuida y el mercado privado: 

“Hay que terminar de ordenar cómo funcionan y potenciarlos, porque me parece que la etapa de grandes proyectos tendrá un momento en el que no se puede sostener permanentemente y el mercado se adaptará a otra dinámica”. 

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Ventajas y desventajas para las renovables con el nuevo reglamento de transferencias de potencia en Chile

Hasta las 23:59 horas del 24 de septiembre próximo quedará sometido a consulta pública el borrador (ver) del nuevo reglamento de transferencias de potencia, el cual propone cuatro objetivos principales:

Contar con un objetivo de suficiencia y una métrica de suficiencia para el sistema eléctrico nacional (SEN), que permita asignar potencia a las unidades generadoras en función del cumplimiento de dicho objetivo.
Determinar los requerimientos de suficiencia para sistema, de acuerdo con los periodos de mayor exigencia en el referido sistema, entregando una señal eficiente y sostenible a la demanda que sean consistentes con dichos requerimientos.
Contar con una metodología de asignación de potencia a las unidades generadoras que sea aplicable a cualquier tecnología y que dicha asignación sea en función del aporte que realizan las referidas unidades a la suficiencia del sistema.
Perfeccionar diversos aspectos metodológicos relacionados con la determinación de las transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos.

Para conocer más a fondo qué propone este nuevo reglamento y cómo afecta al sector de las energías renovables en Chile, Energía Estratégica dialogó con Daniela González Durán, abogada asesora de asuntos legislativos y regulatorios en el sector eléctrico y fundadora de la Consultora Domo Legal.

¿Cuáles son los pro y los contra del borrador del nuevo reglamento de transferencias de potencia para la industria de las renovables?

En primer lugar, hay que destacar el proceso llevado adelante por la autoridad. Ha sido un proceso bastante participativo y abierto, que ha permitido ir generando ciertos consensos y masa crítica respecto de lo que debía hacerse en este reglamento. La propuesta que se somete a consulta pública es muy distinta a las ideas o intuiciones iniciales.

Entrando al fondo, creo que establecer un objetivo de suficiencia para el sistema que deba ser determinado por la autoridad como una decisión de política pública que se haga cargo de la realidad y desafíos es positivo.

Otro de los aspectos relevantes es el cambio en el mecanismo de definición del horario de control de punta que se hará con un estudio y no sobre la base de un criterio técnico que quizás hizo sentido en algún momento pero que hoy se ve como arbitrario.

Se ha relevado también como un avance que se pasara de un sistema de dos estados de indisponibilidad forzada (IFOR) a cuatro estados, lo que permite reconocer de mejor manera la indisponibilidad de las instalaciones en forma independiente de su despacho.

Uno de los aspectos más llamativos de la propuesta es la introducción de potentes incentivos a la instalación de sistemas de almacenamiento que se establecen en las disposiciones transitorias, esto podría tener un impacto enorme en el futuro desarrollo del sistema y el proceso de descarbonización.

Es una señal que se pedía, pero posiblemente sorprende su magnitud; sin embargo, para que la señal tenga el efecto que se pretende, el régimen permanente debe ser consistente con esta señal.

En los contras, se incorpora una metodología que es compleja y cuyos efectos específicos, según el tipo de tecnología, ha sido esbozado por el ministerio, pero está aún por precisarse en función de lo que se determine la norma técnica.

Otro aspecto en contra es precisamente que para su efectiva implementación se requerirá de la elaboración de normas técnicas, cuya dictación ha mostrado ser compleja y requerir tiempos de discusión extensos. A esto se une la gran cantidad de aspectos relevantes que deberán ser determinadas por resoluciones exentas de la Comisión Nacional de Energía, que no tienen los mismos estándares de participación que las normas técnicas ni se sujetan al control de la Contraloría General de la República. Esto introduce incertidumbre.

Otro punto de atención es que esta iniciativa se inició en el contexto de la estrategia de flexibilidad que anunció el gobierno, ha requerido bastante tiempo y dedicación y otras medidas específicas y de corto plazo para abordar efectivamente las necesidades de flexibilidad del sistema han quedado rezagadas. Es necesario redefinir las prioridades para abordar esa temática considerando los impactos en el tiempo que tendría este reglamento y avanzar con decisión.

¿Cuáles cree que serán las principales consideraciones que hará la industria de las renovables sobre este borrador?

En este ámbito hay diversos legítimos intereses no todos alineados, incluso entre distintas tecnologías renovables. Probablemente aquellas empresas generadoras con centrales de tecnologías que sean más fuertemente castigadas con la nueva metodología harán sus observaciones. Una especial preocupación han levantado las empresas propietarias de plantas fotovoltaicas, que consideran que la metodología que se introduce castiga especialmente a las centrales solares.

Las empresas que cuentan con unidades generadoras en el sistema e invirtieron considerando a la potencia como un servicio que permite contar con ingresos predecibles y estables, demandarán probablemente tener un mayor período de adaptación a las nuevas reglas, mientras otro sector de la industria ha planteado la necesidad de adelantar los tiempos de implementación de esta iniciativa, considerando los desafíos de la transición y las necesidades actuales del sistema.

Llama la atención que la propuesta señala que los cambios al Margen de Potencia y Margen de Reserva Teórico que hoy existe debe aplicarse desde la publicación del reglamento. Recordemos que el Margen de Reserva Teórico, es el mínimo sobreequipamiento en capacidad de generación que permite abastecer la potencia de punta en un sistema o subsistema eléctrico con una suficiencia determinada, dadas las características de las unidades generadoras y de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico.

Esto implicará ajustar el tamaño del mercado inmediatamente, lo que impactará de manera muy pronta a las empresas que hoy participan de las transferencias de potencia. Este será un aspecto bien controvertido a mi juicio, no sólo desde el punto de vista de los ingresos sino porque se estaría eliminando la base del 10% de reserva teórica en situación de racionamiento preventivo. Parece una señal contraintuituva.

Un aspecto que creo que se valorará por el sector renovable es la señal, como indiqué anteriormente, a la inversión en almacenamiento en la medida que el régimen permanente sea consistente con el tratamiento transitorio. Es un incentivo para incorporar almacenamiento a los proyectos de generación renovable, como uno de los proyectos que resultó adjudicado en las licitaciones a clientes reguladas cuyos resultados se conocieron recientemente.

¿Cree que estas demandas del sector serán atendidas por el Gobierno en el nuevo reglamento de transferencias de potencia?

Difícilmente todas las demandas del sector podrían ser acogidas en este reglamento, pues los intereses o visiones de los agentes no son los mismos. Creo que, no obstante ello, existe un consenso en que hay algunos aspectos positivos en la propuesta, al menos, en el contexto regulatorio actual.

El período de implementación es uno de los aspectos más discutidos de la propuesta y para algunos su oportunidad. Para ciertos actores, los 9 años que tardará la implementación total, más o menos, es razonable, para otros, las exigencias del proceso de transición energética demandan una implementación más temprana. Creo que la decisión del Ministerio de incorporar incentivos al almacenamiento a contar de la dictación del reglamento trata de resolver estas visiones contrapuesta, pero todavía quedan dudas si será suficiente.

Por otra parte, se podría alegar que no es momento de hacer estos cambios cuando estamos en situación de estrechez, para otros es una oportunidad que no debe ser desaprovechada.

Los desafíos de la transición energética cada vez más justifican un rediseño de mercado, y este borrador no introduce un cambio relevante en el sentido indicado, pues se hace sobre la base del marco regulatorio actual. Es muy probable también que se planteen opiniones que demanden un ajuste mayor al diseño de mercado, expectativa que supera la discusión de este instrumento.

Por último, dado el limitado tiempo que le resta a esta administración y los tiempos que normalmente requiere la toma de razón de un reglamento en la Contraloría General de la República, podría no concluirse su tramitación, lo que abre la posibilidad que un nuevo gobierno revise las definiciones contenidas en este instrumento.

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¿Cuáles son los principales desafíos para el avance de proyectos renovables en Colombia?

En 2019, durante la subasta a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, el Gobierno adjudicó 14 proyectos eólicos y solares fotovoltaicos por 1.958,2 MW. Además, privados están llevando a cabo emprendimientos para autogenerarse con energía limpia.

Pero el avance de estas iniciativas no es tarea sencilla. Requieren de sortear una serie de desafíos. En una entrevista para Energía Estratégica, José Manuel Rincón, Director General Instra Colombia, brinda precisiones al respecto, en base a la experiencia de la compañía en otros mercados.

¿Qué tipo de trabajos están realizando desde Instra en Colombia?

En primer lugar, he de comentar que INSTRA COLOMBIA es la filial colombiana de la empresa española INSTRA Ingenieros S.L., compañía especializada en ingeniería de proyectos de energías renovables, plantas eólicas y fotovoltaicas, con gran experiencia en el sector, tanto en España como en otros países de Latinoamérica, como México, Argentina, Colombia, entre otros, trabajando para grandes utilities como EGP (Enel Green Power), IBERDROLA, ZUMA ENERGÍA, AES, etc.

Actualmente en Colombia estamos trabajando como Ingeniería de la Propiedad para EGP en el Parque Eólico de Windpeshi (209 MW) en la Guajira, y para AES Chivor en el Parque Fotovoltaico de San Fernando (60 MW). Por otra parte, estamos trabajando en tareas de ingeniería para codesarrollo con algunos promotores.

Podemos considerarnos muy satisfechos con el desarrollo del negocio en el país, el sector de las energías renovables está efervescente y esto está favoreciendo el crecimiento de los diferentes agentes.

¿Con qué tipo de desafíos se están encontrando respecto a la logística, desarrollo de ingeniería y construcción de proyectos eólicos y solares?

Los principales desafíos que nos estamos encontrando en proyectos no vienen de la ingeniería, ni de la tecnología, que son fácilmente exportables a cualquier lugar. Estos desafíos están viniendo de problemáticas asociadas al terreno, donde podemos destacar las siguientes:

Algunas zonas de desarrollos de proyectos energías renovables no disponen de infraestructuras (red viaria, alojamientos) lo que exige una gran planificación de la logística y el desarrollo de actuaciones previas complejas.
La disponibilidad de los puntos de conexión para asegurar que en plazo se puede poner en marcha la planta fotovoltaica o eólica.
La mano de obra especializada es limitada por lo que exige mayor formación y control.

¿Qué rol juegan las consultas previas para el avance de los proyectos?

En este país, donde existen centenares de comunidades indígenas, es muy importante que se realicen consultas previas, pero desde el comienzo de los proyectos.

Se necesita comunicar desde el principio a la comunidad los trabajos a realizar, conocer sus necesidades, y establecer las negociaciones oportunas para que el proyecto se desarrolle con normalidad.

Hay que cerrar acuerdos, pero no quedarse ahí, hay que tener personal dedicado para comunicar y verificar el cumplimiento de los acuerdos, la comunicación es primordial. Por ello hay que contar, desde el principio con profesionales con experiencia en cada una de las comunidades que ejerzan de interlocutores.

No es el primer proyecto que termina cayéndose por comenzar tarde las negociaciones, por no comunicar bien los avances del proyecto, y por supuesto por adquirir compromisos que no se pueden cumplir. Por ello hay que planificar muy bien este aspecto desde el mismo origen del proyecto, tanto en plazos como en costes, es un riesgo muy a tener en cuenta.

En cuanto a la contratación de personal calificado, ¿están encontrando deficiencias en Colombia? ¿Con qué tipo de perfiles laborales están encontrando esas deficiencias y cómo las están supliendo?

Como sabemos, Colombia es un país que ha iniciado relativamente hace poco tiempo el camino de las renovables. Por ello no existe experiencia dilatada en grandes proyectos de renovables, como los que se están empezando a construir, y los que están en fase de desarrollo. Si hay formación académica, hay buenos ingenieros, pero los clientes demandan experiencia para sus inversiones y la oferta es muy escasa de profesionales de este perfil.

INSTRA Colombia está construyendo equipos mixtos, con ingenieros de otras áreas (España, México) con gran experiencia en renovables, de más de 7 años trabajando en este tipo de proyectos, y con ingenieros colombianos de diferentes especialidades. Podemos decir que estos equipos están funcionando muy bien. El ingeniero colombiano sabe que el futuro está en las energías renovables y existe mucho interés en entrar en este sector frente a otros sectores.

Respecto a los trabajos de ingeniería en proyectos eólicos y solares, ¿en qué aspectos han mejorado en los últimos años?

Podemos decir que se ha mejorado en dos aspectos fundamentalmente:

Las nuevas y mejores herramientas tecnológicas (Software tipo GIS, modelado en BIM) han permitido reducir plazos e incertidumbres en la fase de tramitación y evaluación de costes.
En la fase construcción la planificación detallada de los procesos logísticos y la digitalización de estos procesos, así como de los procesos de commissioning y seguimiento han impactado de forma sensible, reduciendo plazos y costes y mejorando la calidad.

¿Cuáles son los errores más frecuentes de una ingeniería que no fue bien ejecutada y qué consecuencias traen?

Uno de los principales problemas que nos venimos encontrando es la falta de definición de proyectos en la fase de desarrollo. Si en la fase inicial no se otorga valor a los estudios previos (ambiental, arqueología, topográfico, geotécnico, social, geológico, etc.) e incluso a la ingeniería básica, en mi opinión, esto tiene una gran trascendencia para el éxito del proyecto. No se construyen unas bases sólidas y esto termina afectando con incrementos de costes y plazos de construcción del proyecto.

En este mismo orden de cosas, si en las due dilligence de compra/venta se limita el alcance técnico, se transfieren los riesgos a la construcción. Esta práctica trae problemas de retrasos, aumento de presupuesto, que puede obligar a los promotores a entenderse con los contratistas de la fase de construcción, con lo que esto supone para el equilibrio económico – financiero del proyecto.

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Los 10 proyectos renovables que ya recibieron licenciamiento ambiental en Colombia

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó la licencia ambiental al proyecto número diez proveniente de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), terminología que utiliza la entidad para denominar principalmente a proyectos solares fotovoltaicos y eólicos.

Esta licencia fue concedida al emprendimiento Parque Solar Portón del Sol, propiedad de la empresa homónima, ubicado en el departamento de Caldas, en el municipio La Dorada.

La central constará de 255.420 módulos fotovoltaicos, alcanzando una potencia nominal final de 121,2 MW, una subestación elevadora y obras complementarias.

“Para dar la viabilidad ambiental a este proyecto, se requirió por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, un proceso riguroso de evaluación del Estudio de Impacto Ambiental, donde se consideraron todas las variables de los medios físico, biótico y social del área de influencia del proyecto, un análisis de sus impactos ambientales, así como las medidas de manejo establecidas en el Plan de Manejo Ambiental (PMA)”, aseguran desde la entidad ambiental.

En efecto, hasta el momento la ANLA concedió licencias a 10 proyectos de energías renovables variables: seis solares fotovoltaicos por 1.071 MW y cuatro eólicos, por 1.198 MW.

Entre los eólicos se destacan los emprendimientos de EDPR adjudicados en la subasta a largo plazo de energías renovables: Alpha, de 234 MW, y Beta, de 350 MW. Además, el parque Windpeshi, de Enel, adjudicado en la subasta de Cargo por Confiabilidad, de 200 MW.

Según precisó la ANLA, el proyecto eólico Beta recibió su licencia ambiental el pasado 2 de septiembre. Allí se solicitó “efectuar cambios en el diseño en la planta del parque eólico y la instalación de 52 aerogeneradores de los 77 inicialmente autorizados en la licencia, con una mayor potencia de generación de 5.0 y 5.6 MW, los cuales se estima tendrán una capacidad instalada entre 260 y 291,20 MW”, indicaron desde la entidad.

Fuente: ANLA

 

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TotalEnergies comparte los proyectos de electrificación y renovables para los próximos años en Argentina

TotalEnergies compartió su visión corporativa y el plan de acción que llevará a cabo durante los próximos años en su camino para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la transición energética a nivel global, donde se busca alcanzar la neutralidad de carbono en todas sus actividades al 2050.

Pero en lo referido a Argentina, Bertrand Szymkowski, Field Operation Manager en Total Austral, expuso el portafolio de proyectos de electrificación y renovables, durante un webinar organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). 

Y si bien aclaró que aún se encuentran en distintas fases de estudio, hay varios emprendimientos en Neuquén y la idea es “mostrar la amplitud de lo que se quiere hacer en TotalEnergies”. 

El primero de ellos sería la conexión del bloque neuquino Aguada Pichana a la red de electricidad con 42 kilómetros de línea de alta tensión (132 kV) para el 2024. 

“Una vez conectado, la idea es realizar la compra de energía a través de la red que provenga de plantas renovables (PPA) y que el 80% de nuestro consumo sea a través de centrales de esa índole  que estén en la matriz energética del país”, aseguró el especialista. 

“También estudiamos una fase muy compleja de electrificación: El reemplazo de las turbinas a gas por motores eléctricos, además de la instalación de un banco de batería para reemplazar el generador de reserva y la electrificación de un turbocompresor para 2025”, agregó.

En esa provincia también analizan proyectos en el bloque San Roque para la compra de energía renovable entre el 20 al 50% del consumo que poseen. Mientras que la segunda fase buscará instalar un banco de baterías para reemplazar el generador de reserva. 

“En tanto, en Tierra del Fuego analizamos la implementación de una granja eólica y su banco de baterías para reemplazar parte de la turbogeneradora para el 2025. Es muy interesante porque nos permite lograr una baja de emisión sustancial, además que presenta desafíos logísticos y técnicos porque será una operación híbrida para asegurar operación continua”, señaló Szymkowski.

De este modo, y de concretarse el portafolio, se agregará a la cartera de proyectos que la empresa posee en el país de la mano de Total Eren, la cual desarrolla emprendimientos renovables, y que ya cuenta con los parques eólicos Vientos de Hércules (97,2 MW de potencia) y Malaspina (50 MW) en las provincias de Santa Cruz y Chubut, respectivamente; además de la central solar Los Caldenes del Oeste, de 30 MW de capacidad que se ubica en San Luis.

El representante de TotalEnergies afirmó que quieren reforzarse cada vez más en este eje. Y esto sigue la línea de contar con una oferta renovable de 15% de electricidad en 2030 y 40% en 2050, a la par de reducir la producción de petróleo al 35% en 2030 y 20% en 2050. 

 Por otro lado,  Bertrand Szymkowski comentó que “también se analizan los escenarios de granjas eólicas offshore, pero es un poco temprano para ello”, y que ven con buenos ojos el potencial de la geotermia en Neuquén para “proveer energía eléctrica”, ya que tienen “pozos con calores importantes”.  

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Ecuador y Uruguay ratificaron su convocatoria a inversores en una reunión con Olade

El encuentro contó con la participación del Ministro de Relaciones Exteriores de la República Oriental del Uruguay, Francisco Bustillo Bonasso; el ministro de Energía y Recursos Naturales no Renovables de la República del Ecuador, Juan Carlos Bermeo; el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco ; el Embajador de Uruguay en Ecuador, Ricardo Baluga; el jefe de gabinete del ministerio de Relaciones Exteriores de Uruguay, Fernando López Fabregat; el presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Eduardo Rosero y miembros del Consejo Empresarial Uruguay – Ecuador. De manera virtual nos acompañó el director nacional de Energía de Uruguay, Fitzgerald Cantero Piali.

La Mesa Bilateral de Energía tuvo como objetivo principal promover el intercambio comercial, experiencias, vínculos de empresas de cada país para actuar ya sea en Uruguay o en Ecuador.

El secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, mencionó: “Desde Olade estamos complacidos de cumplir el rol como organismo internacional para apoyar la integración y el desarrollo de vínculos comerciales entre los países miembros de Olade, y abrir las puertas del Organismo a las empresas, gobiernos y a todos aquellos que están vinculados en el estrechamiento de relaciones entre países”.

“El sector energía tiene una incidencia muy fuerte en el desarrollo de nuestras sociedades, países y en la competitividad de los distintos sectores productivos. Por lo cual las capacidades que hemos desarrollado como países en diversas áreas, hoy pueden ser compartidas”.

Además, señaló: “Desde Olade celebramos esta iniciativa del Embajador de Uruguay en Ecuador, Ricardo Baluga, quien desde que asumió su cargo tuvo la idea de generar este espacio de intercambio de oportunidades y experiencias entre Ecuador y Uruguay, y desde Olade le damos todo nuestro respaldo para el desarrollo de la misma, tratando de generar y ampliar estos nexos comerciales entre países”.

Durante su intervención, el ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, Juan Carlos Bermeo, indicó que “se deben profundizar las relaciones bilaterales en el campo de las energías, y este espacio es una oportunidad enorme para compartir experiencias y buenas lecciones de lo que ha hecho Uruguay en su proceso de transición a energías renovables”.

También agregó: “Reitero mi invitación para que los inversionistas vengan al Ecuador; un país con un ambiente político estable y con enormes oportunidades para la inversión privada. ¡Hoy es el momento!”, acotó el ministro.

El ministro de Relaciones Exteriores de la República Oriental del Uruguay, Francisco Bustillo Bonasso, señaló “nos sentimos orgullosos que el 98% de la matriz eléctrica del Uruguay se compone de energías renovables. Nuestro país está situado a la vanguardia a nivel mundial por la participación de las energías renovables en su matriz primaria, mantiene un reconocido liderazgo en la creación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Tenemos un marco normativo favorable a las inversiones y una política energética con objetivos claros, fortalezas para continuar captando nuevas inversiones y avanzar en proyectos con incorporación de energías renovables”.

El director nacional de Energía de Uruguay, Fitzgerald Cantero Piali, quien participó virtualmente, recalcó que desde el Ministerio de Industria, Energía y Minería se acompaña y facilita todas las acciones que permitan el desarrollo de empresas de energía tanto de Uruguay en Ecuador como experiencias y oportunidades de empresas ecuatorianas que puedan tener en su país.

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Raízen lanzó “Ganate una moto con Shell Advance”

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, lanzó la promoción “Ganate una moto con Shell Advance”, que sortea una moto por semana y 1 año gratis de combustible Shell V-Power entre los clientes que adquieran cualquier lubricante de la familia Shell Advance, exclusiva para motos.

La promoción esta vigente desde el 13 de septiembre al 24 de octubre de 2021 en estaciones de servicio de la red, casas de repuestos, lubricentros y casas de motos.

De este modo, cada cliente que adquiera un lubricante de la línea Shell Advance podrá participar del sorteo escaneando el código QR presente en los afiches de cada establecimiento o ingresando al link correspondiente de la promo. Una vez ingresado sus datos (nombre, apellido, DNI y mail), cada participante será guiado por un BOT para cargar el código del lote o Nº del ticket de su compra que le permitirá registrarse y participar por estos increíbles premios.  

“La promo está pensada para continuar fortaleciendo nuestro vínculo con los clientes que ya conocen los beneficios de la familia Shell Advance y para incentivar a que nuevos consumidores confíen en nuestra línea de lubricantes especialmente desarrollada para motos”, sostuvo Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina. 

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Royal Dutch Shell y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de 800 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país. 

Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 107 años de historia en el país.

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Comenzó en Chile la construcción de la primera planta a nivel mundial que producirá combustibles ‘CO2 neutrales’

Comenzó en Chile la construcción de Haru Oni, la primera planta comercial integrada del mundo para producir combustibles CO2 neutrales a partir del hidrógeno verde con tecnología de electrolisis de Siemens Energy.  La instalación comenzará a producir en 2022 con una previsión de hasta 85.000 barriles por día de combustibles «carbono neutrales» limpios para el 2030, extrayendo hasta 12.000 toneladas de CO2 de la atmósfera por año.

De la presentación virtual del inicio de obra en Magallanes, al sur de Chile, participaron representantes de Andes Mining & Energy (AME), Porsche, Siemens Energy, Enel Green Power y ExxonMobil. También estuvieron presentes el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, y el director general del Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Energía de Alemania, Thorsten Herdan.

Andes Mining & Energy (AME) es el desarrollador principal del proyecto a través de Highly Innovative Fuels (HIF). El presidente de AME, César Norton, resumió el funcionamiento de la planta. “Haru Oni tomará los mejores recursos eólicos del mundo para producir hidrógeno verde y capturar dióxido de carbono de la atmósfera. A través del proceso de síntesis produciremos un e-combustible neutral en carbono, que puede ser usado como sustituto de los combustibles fósiles en las máquinas actuales”, dijo Norton.

Para el ministro de Energía de Chile la planta será un antecedente para futuros proyectos en el marco de la estrategia nacional para exportar hidrógeno verde. “En pocos meses, Chile estará produciendo desde Magallanes el combustible del futuro”, señaló Juan Carlos Jobet. A su turno, Thorsten Herdan destacó la importancia de Haru Oni en el contexto de la iniciativa alemana para la colaboración internacional en hidrógeno. “Para nosotros el proyecto es muy importante porque en Alemania nos esforzamos mucho para lograr una economía internacional del hidrógeno. Haru Oni es ciertamente un evento revolucionario”, ponderó el funcionario alemán.

Terminales automotrices

Michael Steiner, miembro del directorio ejecutivo en R&D de Porsche, explicó que los e-combustibles tienen una ventana de oportunidad en el período de transición que se abre hasta que los coches eléctricos dominen el tráfico mundial. “Necesitamos una solución urgente para la operación sustentable de las flotas existentes. Este objetivo puede ser alcanzado con los combustibles sintéticos verdes”, consideró Steiner.

En representación de Siemens Energy habló Armin Schnettler, EVP de Nuevos Negocios Energéticos de la compañía. Para Siemens Energy la economía del hidrógeno está despuntando en una escala global y constituye la segunda fase de la transición energética. “Necesitamos integrar todos estos proyectos de gran escala para cubrir el 50% del consumo energético final en el mundo a través del hidrógeno”, señaló Schnettler. La compañía alemana aportará la tecnología de electrolisis por membrana protónica, el corazón tecnológico de la planta. Por su parte, Gernot Kalkoffen, presidente del consejo de supervisión de Holding de ExxonMobil en Europa Central, destacó que aportarán la tecnología para convertir el metanol en combustible sintético.

El rol innovador del proyecto

En Haru Oni se busca demostrar el trabajo conjunto de un amplio espectro de tecnologías innovadoras en un solo lugar. “Este es un proyecto icónico; es la primera vez que se va a hacer un proyecto de producción de combustible sintético a partir de la energía eólica. Se conjugarán tecnologías que ya existen y que están probadas, pero haciéndolas jugar un rol totalmente diferente e innovador, que es justamente el valor que agrega esta solución”, explicó el gerente de Ventas de Generación y responsable de New Energy Business de Siemens Energy SpA, Marcelo Merli, consultado por EconoJournal.

La planta producirá combustibles sintéticos a partir del agua, la energía eólica y el CO2 capturado del aire. Este tipo de combustibles emiten aproximadamente un 90% menos de CO2 que los combustibles tradicionales. Los e-combustibles pueden contribuir a reducir significativamente las emisiones en sectores de la economía difíciles de descarbonizar, como lo es el transporte pesado por tierra y mar. En el caso de la e-gasolina, es compatible con la infraestructura de combustible líquido existente.

La producción de e-combustibles en Haru Oni irá escalando por etapas, comenzando por una primera fase piloto para producir 750.000 litros de e-metanol en 2022, de los cuales unos 130.000 litros serán transformados en e-gasolina. En una segunda fase se espera producir hasta 55 millones de litros de e-gasolina por año para el 2024 y más de 550 millones de litros anuales en una tercera fase a partir de 2026.

El proyecto constituye una apuesta al futuro que se medirá por el cumplimiento de esas etapas y el escalamiento de la producción. “Para Siemens es un orgullo estar en este tipo de proyectos tan innovadores y haber encontrado a un partner que tiene esa misma mirada. AME, Siemens Energy, Porsche y una serie de eslabones que hacen a toda la cadena de valor para la producción de este e-fuel están apostando al futuro”, remarcó Merli.

La producción de hidrógeno por electrosis

La planta tomará agua y utilizará energía eléctrica para separarla en oxígeno e hidrógeno. El hidrógeno es luego combinado con CO2 capturado directamente del aire para obtener metanol sintético: es la base de los combustibles climáticamente neutros como el e-diesel, la e-gasolina o el e-kerosene.

Siemens Energy aporta su tecnología de electrolisis por membrana protónica (PEM). Esta elección responde al hecho de que la planta está configurada especialmente para trabajar de forma flexible. La tecnología PEM permite aprovechar la energía variable tanto eólica como solar y así producir un hidrógeno limpio y competitivo en precio.

La producción de hidrógeno por electrolisis hoy se realiza principalmente con sistemas alcalinos. Pero la electrolisis PEM ha avanzado en su desarrollo y tiene un rango de operación mayor que los sistemas alcalinos en términos de densidad energética. “Las fuentes renovables tienen distinto tipo de variabilidad: instantánea, diaria y estacionaria. Las primeras dos son las que repercuten en la producción y por ende la PEM es mucho más flexible para adecuarse a esa variabilidad”, explicó Merli.

En la fase piloto la planta contará con un aerogenerador de 3.4 MW provisto por Siemens Gammesa más una línea de media tensión de respaldo. El equipo electrolizador será un Silyzer 200 de Siemens Energy, con una potencia nominal de electrolisis de 2 MW. En futuras etapas se ampliaría la capacidad instalada tanto de energía eólica como de electrolisis, dependiendo de cómo evolucione la demanda. En ese caso, la planta pasaría a contar con un equipo Silyzer 300, cuya potencia nominal es de 17.5 MW.

Por cada kilo de hidrógeno producido se consumen 51 kWh y 10 litros de agua en el proceso de electrolisis. El hidrógeno es luego combinado con carbono obtenido por captura directa de aire. La tecnología de captura de CO2 es aportada por Global Thermostat.

La estrategia chilena de hidrógeno verde

“La estrategia presentada por el gobierno es la piedra fundacional de esta posibilidad de que en Chile se empiece a producir combustibles sintéticos de la mano de la producción de hidrógeno verde, así como también la producción de amoniaco verde. Poner sobre la mesa una estrategia clara para ser un actor relevante en la producción de hidrógeno y de sus derivados fue un hito que ha generado un ecosistema que le da empuje a este tipo de proyectos”, destacó Merli.

Chile diseñó una estrategia dividida en tres etapas: establecer las bases (2020), activar la industria y desarrollar la exportación (2025) y conquistar los mercados globales (2030). Para el 2025 apunta a ser el primer receptor de inversiones en hidrógeno de Latinoamérica, con 5 GW de capacidad de electrolisis construida y en desarrollo y producción en al menos dos polos de hidrógeno verde en el país, generando exportaciones por US$ 2500 millones anuales y al precio más barato (menos de US$ 1.5 por kg). El objetivo final es llegar al 2050 generando exportaciones por US$ 25.000 millones en hidrógeno y amoniaco verdes. Europa y China aparecen como los principales mercados para la colocación del amoniaco. En cambio, la exportación de hidrógeno tiene como foco principal los mercados de Japón y Corea del Sur, con Europa en segundo lugar.

La entrada Comenzó en Chile la construcción de la primera planta a nivel mundial que producirá combustibles ‘CO2 neutrales’ se publicó primero en EconoJournal.

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ENBpar, nueva estatal brasileña para operar Itaipú y nucleares

El gobierno brasileño creó este 13 de septiembre una nueva empresa pública que administrará las plantas nucleares y la hidroeléctrica Itaipú, que Brasil comparte con Paraguay, entre otros activos operados por el gigante eléctrico estatal Eletrobras, que está en vías de privatización.

La medida instaura la Empresa Brasileña de Participaciones en Energía Nuclear y Binacional (ENBpar), que estará vinculada al Ministerio de Minas y Energía, según el decreto publicado en el Diario Oficial de la Unión.

La creación de esta nueva compañía estaba prevista dentro del proyecto aprobado por el Congreso y sancionado por el presidente Jair Bolsonaro para hacer viable la privatización de Eletrobras, la mayor empresa del sector eléctrico en Latinoamérica.

El Gobierno pretende poner Eletrobras en manos de la iniciativa privada mediante la emisión de nuevas acciones sin la participación del Estado, un proceso que espera concluir en el primer trimestre de 2022.

En este contexto, se calcula que se reducirá la participación pública en la compañía del actual 60 % a cerca de un 45 %, aunque el Estado conservará una «acción dorada», que le dará poder de veto en decisiones estratégicas.

La ENBpar está considerada un paso fundamental para avanzar en la venta de Eletrobras, pues asumirá algunos de los activos que hoy opera el grupo estatal y que no serán privatizados, por lo que continuarán siendo controlados por el Estado brasileño.

Entre ellos, la operación de centrales nucleares, hoy bajo el paraguas de Eletronuclear, filial de Eletrobras, y la titularidad del capital social y la adquisición de los servicios de electricidad de la hidroeléctrica Itaipú Binacional, en virtud del tratado firmado con Paraguay para la gestión conjunta de la represa.

La nueva estatal también administrará el Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica (Procel) y los contratos de comercialización de energía generada dentro del Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa), entre otras iniciativas.

Eletrobras es responsable actualmente de cerca del 30 % de la energía generada por Brasil y del 45 % de la transmisión, con una extensión sumada de más de 70.000 kilómetros de tendidos eléctricos.

El año pasado, obtuvo un beneficio neto de 6.387 millones de reales (hoy unos 1.215 millones de dólares), un valor 43 % menor respecto a 2019, debido al peor desempeño en el segmento de generación, entre otros factores.

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Nación entrega los $3.700 millones a Santa Fe con el fin de terminar los gasoductos

Santa Fe logró poner en marcha esta semana la expansión de sus gasoductos con una inversión de más de $3.700 millones garantizada por el gobierno nacional. La misma contempla la construcción de los tramos centro, sur y metropolitano. Un plan estratégico para la producción santafesina. “Fue muy difícil revivir este expediente, no teníamos de dónde sacar la plata porque el gobierno provincial ya había liquidado el anticipo de obra. Hubo mucha voluntad y coordinación política con el Ieasa y la Secretaría de Energía de la Nación”, dijo Juan D’Angelosante, presidente de Santa Fe Gas y Energías Renovables. Se trata de […]

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Reactivación hidrocarburífera: Mendoza suma una millonaria perforación

Se invertirán más de 2,5 millones de dólares en un nuevo pozo de 2.100 metros de profundidad en Malargüe. Con esta acción se llevarán a cabo estudios geológicos que servirán para explotaciones futuras. Generará 100 puestos de trabajo directos y otros 100 indirectos. El sector hidrocarburífero en Mendoza sigue creciendo a paso firme: los más de $6.000 millones en inversiones logrados con el Programa Mendoza Activa Hidrocarburos se traducen en reactivaciones de pozos abandonados y nuevas exploraciones y perforaciones. A las ya presentadas como parte del programa, se suma la exploración de la zona de Malargüe conocida como Miembro La […]

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YPF invierte en Mendoza para una producción de naftas más sustentable

En línea con la Secretaría de Energía de la Nación la refinería de YPF, ubicada en el Complejo Industrial Luján de Cuyo (CILC), completó con éxito la puesta en marcha de la nueva unidad para producir ETBE. que permitirá agregar al pool de naftas este componente de alto octanaje que se elabora utilizando como materia prima el bio-etanol. La ejecución de este proyecto, que se llevó adelante en plena pandemia de Covid 19, demandó una inversión de 21 millones de dólares y mano de obra para 200 personas de manera directa e indirecta durante los picos de trabajo. De esta […]

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Energía confirmó que a fin de mes IEASA dejará de proveer gas para GNC

Fue una de las tantas definiciones que funcionarios de esa dependencia brindaron a representantes de CECHA, con quienes se reunieron ayer para analizar la actualidad de las Estaciones de Servicio. Directivos de la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) se reunieron ayer de manera virtual con funcionarios de la Secretaría de Energía para analizar en conjunto el desarrollo de la actividad de las Estaciones de Servicio. El director de Refinación y Comercialización, Daniel Rigou, la asesora legal de la subsecretaría de Hidrocarburos, Verónica Tito y Mariano Santillán, director de Inspección y Seguridad, desarrollaron […]

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Investigadores científicos lograron transformar un gas tóxico en un combustible limpio

La transformación de este gas tóxico en combustible de hidrógeno es una alternativa al petróleo tradicional. Los desarrolladores aseguran que es pronto para decir si van a servir como reemplazo. Científicos de la Universidad Estatal de Ohio descubrieron un proceso químico con el que lograron convertir un gas tóxico en combustible de hidrógeno, según un artículo difundido hoy a través de la revista especializada ACS Sustainable Chemical Engineering de la American Chemical Society. El artículo, difundido a través de esta publicación, explicó que el proceso detallado convierte el sulfuro de hidrógeno, más comúnmente llamado “gas de alcantarillado”, en combustible de […]

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Argentina puede tener un rol global a partir de los nuevos sectores productivos

En el libro “Nuevos Sectores Productivos en la Economía Argentina”, Andrés López, director del IIIEP, apuesta a los hidrocarburos no convencionales, litio, biocombustibles, agricultura y ganadería de precisión, servicios del conocimiento, software, economía de datos, nanotecnología y sector espacial. La Argentina puede encontrar un nuevo rol productivo en la reconfiguración de las cadenas de valor globales e integrar localmente más actividades como proveedor regional que consoliden su proceso de transformación industrial, analizó el director del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de Buenos Aires (IIEP), Andrés López. Así se desprende del trabajo que concretó como compilador del libro “Nuevos Sectores Productivos […]

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Biotecnología argentina: una oportunidad para el desarrollo económico-social basado en ciencia y tecnología moderna

Somos producto del más maravilloso laboratorio biológico: la naturaleza. Hoy se calcula que existen unas 14 millones de especies, de las que apenas identificamos un 13%. Si ni siquiera las identificamos, mucho menos conocemos los diálogos moleculares que estos sistemas genéticos establecen. Ahí mismo, en esos sistemas, están buena parte de las respuestas que nos permitirán enfrentar los grandes desafíos ambientales, sociales y económicos del siglo XXI. ¿Cómo avanzamos en nuevos descubrimientos e investigaciones innovadoras? Biología e informática son las ciencias de este siglo; hermanadas, están generando resultados de gran magnitud. Y todo ello facilitado por la informática que permite […]

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Gremio y cámaras de petroleros sortean conflicto y convienen sumar personal de perforación

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras empresarias zanjaron un extenso conflicto y acordaron la incorporación de un operario adicional a las tareas de los equipos de perforación, con categoría de peón boca de pozo, por la necesidad de sumar nueva tecnología y optimizar el rendimiento de esos trabajos. Así, la dotación estará integrada por 41 operarios de perforación, con manejo de autoelevador, según estipula el convenio colectivo de la actividad, y también convinieron para las tareas de well service y fractura y soporte técnico en operaciones no convencionales la […]

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Son necesarios 10.000 para instalar energía solar en una casa particular

Se estima que una instalación domiciliaria con almacenamiento ronda los 10 mil dólares, y la recuperación de la inversión se aproxima a los 8 – 10 años. Los sistemas de generación solar fotovoltaica vienen en baja en cuanto al costo pero siguen siendo altos para el usuario promedio. Por tratarse en mayor medida de tecnología importada, sus precios están en dólares, dice especialista en energías renovables. El Grupo de Energías Renovables de la Unne señala que en la región nordeste se ha logrado demostrar la viabilidad de la generación solar fotovoltaica a través de pruebas piloto, se avanzó en la […]

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México invirtió $ 18.000 millones en la industria petrolera desde 2015

El año pasado aumentaron las reservas de hidrocarburos del tipo 1P en 29% y las 2P en 43% La Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) que junta al sector privado de la industria petrolera, reiteró su compromiso con el país a largo plazo e informó que desde el 2015 hasta la fecha se han invertido 18.000 millones de dólares y que tiene el potencial de invertir más de 42.000 millones de dólares en los próximos años en planes aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). La Amexhi agregó que México es el principal beneficiario de las rondas de […]

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El gobierno volvió a reprogramar la presentación de la Ley de Hidrocarburos y el acto será el miércoles

El gobierno comenzó a enviar el viernes una serie de invitaciones para la presentación del proyecto de ley de Hidrocarburos. La convocatoria inicial era para el lunes a las 12 horas en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada, tal como anticipó EconoJournal. Sin embargo, el sábado por la tarde reprogramaron la cita para este miércoles 15 de septiembre al mediodía. La excusa oficial fue que gobernadores de distintas provincias manifestaron su interés aunque por problemas de transporte no podían garantizar su asistencia para hoy, algo que el viernes ya se podía haber previsto, sobre todo tomando en cuenta que ayer hubo elecciones en todo el país. La desprolijidad se suma a las sucesivas postergaciones que ya vino sufriendo la presentación del proyecto.

La idea de incentivar las inversiones petroleras a través de una nueva ley de hidrocarburos viene siendo promovida por el gobierno desde la campaña electoral de 2019. El presidente Alberto Fernández prometió en la apertura de las sesiones ordinarias de 2020 que enviaría el proyecto al Congreso y volvió a hacerlo en la apertura de sesiones de este año. Sin embargo, el texto sigue sin conocerse.

Presidencia de la Nación decidió reprogramar la presentación oficial del Proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas para este miércoles 15 de septiembre con el fin de incluir como invitados a gobernadores de distintas provincias que manifestaron interés en asistir al acto, aunque por problemas de transporte no llegaban a concurrir al encuentro previsto para hoy lunes.

Los borradores se manejaron con tal hermetismo que que a fines de agosto los gobernadores que integran el Comité Ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) solicitaron a Martínez una copia del proyecto a través de una carta pública que difundieron por sus redes sociales. “Es de suma importancia para las provincias integrantes de la Ofephi, como titulares del dominio de los recusos hidrocarburíferos, poder contar con el texto del proyecto de ley para conocer en detalle el mismo y poder emitir una opinión circunstanciada”, aseguraron en el texto firmado por su secretario ejecutivo, Alejandro Monteiro.

Finalmente, todo pareciera indicar que este miércoles a las 11:30 Alberto Fernández presentará la demorada iniciativa en el Museo del Bicentenario. Asistirán funcionarios nacionales, provinciales, sindicalistas y empresarios de las principales compañías petroleras del país como YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, TotalEnergies, Vista Oil&Gas, y CGC, entre otras.

El proyecto contempla un régimen de promoción para las inversiones en la industria oil&gas por 20 años con especial objetivo en el incremento de la producción de Vaca Muerta. Como adelantó EconoJournal en junio al publicar uno de los borradores sobre los que trabajaba el gobierno, el objetivo es incentivar la producción y las exportaciones garantizando un porcentaje de libre disponibilidad de divisas para aquellos que cumplan las metas fijadas.

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Engie oficializó su plan de renovables con un pipeline de más de 1 GW en desarrollo en Perú

Algunos meses atrás, Energía Estratégica informó que Engie, grupo francés con presencia en varios países de Latinoamérica, tiene en la mira llegar a net zero para 2045 y objetivos para el año 2025 en adelante, entre los que espera alcanzar 50 GW de capacidad verde a gran escala y 32 GW en generación distribuida.

Y recientemente, durante el evento denominado “Solar & Wind Virtual Summit”, Daniel Camac, Country Manager Adjunto de la empresa, compartió más detalles de las metas a nivel LATAM y de la cartera de proyectos de la compañía. 

“Hacia finales del 2022 cerraremos la única planta de carbón que Engie tiene en Perú, de 140 MW. Ahora estamos enfocados en el desarrollo de generación renovable no convencional, como eólicos y solares a nivel global”.

Y si bien a nivel global prevén llegar a 20 GW y 40 GW en energía eólica onshore y offshore para los años 2025 y 2030, respectivamente, en Sudamérica poseen un portafolio renovable cercano a 14 GW.

“De ese número, 1.1 GW es la capacidad que tenemos en materia eólica y, al año 2025, esperamos crecer en 3 GW, con un foco principal en wind y solar”. 

Además, el especialista hizo hincapié en los proyectos que están llevando adelante en Perú: “Tenemos un pipeline de más de 1 GW en diferentes niveles de desarrollo, hay varios proyectos eólicos al sur de Lima y, cerca de Chile, proyectos netamente solares”. 

Uno de los emprendimientos con los que Engie avanza fuertemente en dicho país, es la central eólica Punta Lomitas, la cual tendrá una capacidad de 260 MW y se ubicará en el distrito de Ocucaje, en la provincia de Ica.

“Dimos el notice to proceed para la construcción de la primera planta eólica en Perú, que será la más grande que se tenga en ese momento. Este proyecto parte de un acuerdo bilateral y privado entre un generador y una compañía minera, a través de un green PPA”, declaró Camac al respecto. 

Y agregó: “Este contrato tiene el precio más bajo de cualquiera de los contratos – USD 26.5 por MWh -, inclusive de aquellos de las licitaciones con los distribuidores que ha tenido el país”: 

Es preciso mencionar que Engie Energía Perú logró la concesión para su construcción a mediados de marzo y que la inversión para la ejecución de este proyecto supera los USD 323 millones. Mientras que la puesta de operación comercial está prevista, a más tardar, en poco más treinta meses, conforme al calendario de ejecución de obras que forma parte del contrato.

Proyectos de hidrógeno

Si bien el Country Manager Adjunto de la compañía no dio demasiados detalles al respecto, sí reconoció que, en Sudamérica, “Engie trabaja en algunos pilotos para el desarrollo del hidrógeno verde tanto en el sector minero como en la producción de amoníaco”. 

“Las condiciones están dadas, y en la medida que el LCOE baje, permitirá que estos pilotos luego puedan ser industrializados”, aclaró. 

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EPM espera la concesión de permisos ambientales sobre Hidoituango para operar en 2022

De manera permanente, Empresas Públicas de Medellín (EPM) informa del estado de situación del proyecto hidroeléctrico Ituango (Hidroituango), mega- represa que contará con 2.400 MW de potencia instalada, capaz de sumarle un 17% más de energía eléctrica al país.

“Este viernes 3 de septiembre se cumplió un nuevo hito técnico en Hidroituango, en la meta de entrar a operar en el segundo semestre de 2022. Se trata del traslado de una cámara espiral y anillo estacionario al sitio definitivo en la casa de máquinas, que corresponde a la entrada en funcionamiento de lo que será la segunda unidad de generación de energía”, informó la compañía, a principios de mes.

En efecto, la empresa trabaja para poner en marcha una primera turbina de 300 MW en julio del año que viene y la segunda en noviembre, para llegar a los 600 MW. Los 2.400 MW finales, calculan, se irán instalando gradualmente con fecha definitiva al 2025.

Pero algunos analistas consideran que, desde el punto de vista técnico, es probable que EPM pueda arribar a las metas que se propone. Pero advierten que podrían aparecer contratiempos ligados al licenciamiento ambiental, ya que sobre el proyecto pesa una resolución (la 820) expedida por la ANLA en 2018, poco después de la contingencia.

Esta resolución impone una suspensión de todas las actividades regulares de la mega-represa que podría afectar el ingreso en operaciones que pretende EPM.

Sin embargo, Robinson Miranda, Director Social, Ambiental y de Sostenibilidad de Hidroituango, asegura a Energía Estratégica que la obra “tiene todos los permisos ambientales, la licencia ambiental y nuestro entendimiento, y el de muchas entidades gubernamentales, que esta medida suspensiva no es limitante para poder terminar el proyecto y, con ello, generar energía a mediados del próximo año”.

Y anticipa: “Junto con la ANLA estamos trabajando en una hoja de ruta para el levantamiento de esa medida suspensiva antes de poner a funcionar la primera máquina. Si eso no sucede, nosotros creemos que nos tocará hacer un razonamiento de alto nivel en Colombia para que esas máquinas, en aras a controlar los riesgos, entren en funcionamiento”.

Explica que el proyecto en encuentra en tal nivel de avance que no se pueden detener los tiempos de su progreso, porque ello podría desencadenar en serios problemas estructurales.

“Toda el agua del río Cauca, que es el segundo más importante de Colombia, hoy en día fluye a través del vertedero. Y esta estructura, hecha con todos los factores de seguridad, no está diseñada para que ese flujo sea constante. Por lo que necesitamos, en aras de mitigar el riesgo, hacer fluir esa agua por la casa de máquinas, para tener controlado ese riesgo”, justifica Miranda.

Y remata: “Yo opino que prima la gestión de riesgo ante una normativa o resolución ambiental: si el proyecto no opera, el riesgo de que se dañe ese vertedero y genere una catástrofe ambiental aguas abajo es verídico. Entonces nosotros sostenemos que es necesario poner en marcha este proyecto”.

Venta de energía

Por otra parte, fuentes vinculadas al mercado energético colombiano confiaron a este portal de noticias que EPM está ofreciendo al mercado eléctrico la energía de Hidroituango recién para el año 2024, a pesar de los pronósticos de la compañía de iniciar operaciones en 2022.

Al respecto, voceros de la empresa, del área de Generación, respondieron: “La energía de Hidroituango, dentro del portafolio de ventas de EPM, se irá aportando en forma gradual al mercado; una porción de la generación más cercana a su entrada en operación se venderá en el mercado spot, y se irá incrementando en forma paulatina la venta al mercado de contratos”.

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Chile apunta a exportar UDS 16 mil millones de H2 verde en 2040 pero encuentra desafíos

El pasado 23 de agosto, el Presidente de Chile, Sebastián Piñera, viajó a Colina, Provincia de Chacabuco, al yacimiento minero Las Tórtolas propiedad de Anglo American, para celebrar que la empresa puso en marcha la primera hidrogenera en una faena en América Latina.

“Tenemos identificados hoy día más de 40 proyectos de hidrógeno verde en nuestro país. Hay algunos que son para producir hidrógeno propiamente tal, como este que vimos hoy. Hay algunos que son para producir amoníaco, que es un derivado del hidrógeno y que se usa en los fertilizantes y explosivos para la minería. Otros que van a producir combustibles sintéticos, por ejemplo, en la Región de Magallanes. Entonces, tenemos muchos proyectos distintos, lo que da cuenta del enorme interés que hay por desarrollar esta industria a nivel local”, destacó, ese día, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien secundaba al presidente.

Asimismo, la semana pasada, Jobet anunció el primer proyecto que inyectará hidrógeno verde en redes de gas. Se trata de una prueba piloto que es llevada a cabo por la empresa Gasvalpo, a través de su marca Energas, y sustituirá hasta un 20% del gas natural. Los primeros beneficiados serán casi 2.000 familias de Coquimbo y La Serena, destacaron desde la compañía.

La Energy Partnership Chile-Alemania, iniciativa de alto nivel entre los Ministerios de Energía de ambos países, implementada en el país sudamericano por la GIZ, estimó que Chile “podría exportar al menos 2 millones de toneladas de hidrógeno al 2040” y generar “más de 500 mil empleos al 2050”.

Pero advirtió que, para lograrlo, deberán darse una serie de condiciones que la propicien. Para conocer los desafíos y oportunidades que están se están observando, Energía Estratégica dialogó con Rodrigo Vásquez, asesor técnico del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ en Chile.

¿Qué volumen de divisas podría generarle a Chile esa exportación de 2 millones de toneladas de hidrógeno al 2040?

De acuerdo con las proyecciones de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, para el 2040 el tamaño total del mercado para las exportaciones chilenas de H2 (hidrógeno), amoníaco, metanol, combustibles sintéticos, etc. se estima en 16 mil millones de dólares, de los cuales aproximadamente la mitad están cubiertos por el mercado europeo.

En un comunicado que han compartido desde la GIZ señalan que, para lograr ser competitivo, Chile deberá realizar “una inversión significativa en infraestructura, logística y alcanzar una capacidad de producción local”. ¿Sobre qué aspectos puntualmente se deberá centrar el país y en qué plazo debería realizar tal reconversión?

En el país existen variados puertos que podrían reconvertirse o adaptarse para la exportación de hidrogeno y sus derivados, habilitándose para barcos de gran calado, junto con sistemas de generación, compresión, licuefacción de hidrogeno, para su exportación, así como accesos al sistemas eléctricos o plantas renovables conectadas directamente.

También se podría pensar en la reutilización de infraestructura de gas existente, que pueda reconvertirse para transportar el hidrogeno desde ubicaciones con mayor recurso renovable hacia los puertos. Además, se deberá analizar la compatibilidad portuaria con los tipos de nuevos combustibles a exportar, en forma costo competitiva.

Por ejemplo, para alcanzar los niveles de exportación presentados en el estudio, es necesaria una inversión de capital en infraestructura de 80 a 100 millones de dólares tanto en el puerto de Mejillones en el norte como en el de Cabo Negro en el sur de Chile.  Utilizar la infraestructura portuaria existente en Chile como en Europa o Japón pueden reducir el costo final del hidrógeno en un 1%.

Teniendo en cuenta la construcción de centrales renovables, las plantas de producción de H2 y las plantas de licuefacción/metanol o de síntesis de amoníaco y la infraestructura portuaria, se estima que serán necesarias inversiones totales en infraestructuras de H2 de unos 3 mil millones de dólares hasta 2025 y de unos 20 mil millones de dólares hasta 2040.

De alcanzar tal reconversión, ¿a qué precios se podría generar ese hidrógeno verde exportable?

Se consideraron diferentes escenarios de precios en el rango del 1,5 a 4 USD/kg de hidrógeno verde al 2030, el cual dependerá del tipo de proyecto, el costo de la tecnología del electrolizador y balance de planta, ubicación y el factor de utilización, considerando, además, que la mayor parte del costo del hidrógeno es el precio de la energía renovable, la cual es muy competitiva en Chile.

Como ejemplo de esto, al costo promedio ofrecido en la última licitación fue de 23,8 USD/MWh lo cual refuerza el hecho del hidrógeno competitivo en Chile.

Hay versiones que advierten que un problema para el desarrollo masivo del hidrógeno en Chile es el agua. ¿Cuál es su punto de vista al respecto?

El uso del agua para producción de hidrogeno verde, comparativamente con otros procesos como los industriales, mineros o el consumo humano es marginal. De todas maneras, como el hidrógeno eventualmente se produciría en lugares donde no existe gran cantidad de agua (desierto de Atacama), las soluciones de gran escala deberán estará asociados a proyectos de desalación.

En términos de costo, actualmente el agua corresponde aproximadamente a un 2% del costo total del hidrogeno, por lo que el costo mayor del agua desalada no influiría mayormente en el costo final del hidrogeno verde.

En resumen, cualquier desarrollo del hidrógeno debe ser sustentable en el tiempo y el uso del agua en el lugar de producción no puede ir en desmedro del uso que se le esté dando a la actividad productiva local original.

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La competitividad de la eólica afectada por aumentos en el precio de materias primas

Durante el “Solar & Wind Virtual Summit”, Farid Mohamadi, Head of Sales en Colombia, Centroamérica y el Caribe para Enercon, alertó que los proyectos eólicos podrían costar unos USD 200.000 más por turbina, producto de aumentos en el precio de las materias primas. ¿A qué se refirió este referente de la industria?

“Hubo un cambio drástico en las condiciones de la cadena de valor”, introdujo Mohamadi.

Como parte del panel de debate “Claves de la competitividad del sector eólico en la región”, advirtió que además del alza en los costos de fletes marítimos el incremento en el precio de materiales como acero, aluminio, cobre y neodimio están afectando duramente a la industria eólica.

“Cuando teníamos una torre clásica de 300 toneladas, comprábamos a USD 600 la tonelada. Ahora, prácticamente un año después, está al doble: USD 1200 la tonelada”.

“Eso significa que tenemos un costo adicional de más o menos USD 200.000 por turbina. Es enorme la diferencia (…) y eso obviamente afecta a todo el sector”, alertó.

Para superar este aumento que podría complicar el avance de nuevas inversiones en el sector, Farid Mohamadi puso a consideración: “todos debemos absorber un poco este impacto”.

No sería una tarea fácil; por lo que, según el experto en eólica esta situación podría continuar afectando a la industria inclusive el próximo año. Pero estrategias para lograrlo habría más de una en toda la cadena de valor.

“Realmente, si bien no veo una mejora a corto plazo, pensamos que la eólica va a ser más competitiva que otros tipos de energía, porque estamos desarrollando las herramientas para enfrentar ese incremento de precio. Hay formas de optimizar la cadena de valor comprando en unas fábricas y no en otras, por ejemplo, para procurar aumentar lo menos posible a nuestros clientes, a los promotores”, señaló el gerente de ventas para toda la región norte de Latinoamérica y el Caribe de Enercon.

Ahora bien, cuando hablamos de competitividad en el sector energético también es preciso referirnos al mercado en el que podrán en juego sus precios las distintas tecnologías para generación.

Entre los aspectos que hacen a la madurez de algunos mercados por sobre otros, Farid Mohamadi destacó: el nivel del recurso natural, el apoyo del sector público, el precio promedio de la energía en ese mercado y el aporte de la banca.

Farid Mohamadi – Head of Sales en Colombia, Centroamérica y el Caribe – Enercon

Respecto al recurso, explicó que también hace a la competitividad de los proyectos eólicos el lugar de emplazamiento y los vientos que allí transiten. Mientras que en lugares como La Guagira o la Patagonia argentina o chilena, el recurso permite factores de planta envidiables para el resto del mundo; otros casos como Yucatán, tener la misma generación a partir de la cinética del viento exige a los desarrolladores diseñar los proyectos con torres mucho más altas y diámetro de rotor más amplio, lo que implica un costo mayor para la tecnología, que se ve reflejado luego en un costo de la energía comparativamente más alto que en otras localizaciones.

Otro aspecto a considerar sería el soporte de parte del gobierno. Desde la óptica de Farid Mohamadi, esto llevaría a valorar positivamente a los países que asumen costos adicionales en beneficio del sistema eléctrico, como ser la instalación de las nuevas líneas de transmisión requeridas para interconectar a los nuevos proyectos.

El precio promedio de la energía en cada mercado, dependiente muchas veces del sector público, y el apoyo de la banca afectará además el costo de capital y este a su vez impactará en el LCOE de los proyectos.

“Tenemos por ejemplo mercados muy maduros dónde todo el marco regulatorio está hecho para fomentar la energía eólica, para que haga parte de la matriz nacional.

Y en otros países el escenario no está tan desarrollado. Aún hay jurisdicciones donde ni siquiera se puede contratar un PPA entre empresas.

Esas diferencias entre los distintos países respecto al marco regulatorio y fomento a las energías renovables crea una disparidad de oportunidades importante entre unos y otros”, concluyó.

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Advierten que el aumento del flete marítimo hará que suba el precio de eólicos en subastas

El avance del coronavirus como pandemia sigue generando impacto alrededor del mundo. En el sector de las energías renovables, los fabricantes continúan topándose con barreras externas que llevan a que los precios de la tecnología se eleven. 

El aumento en el costo del flete marítimo sería una de las variables citadas por Peter-Michael Kuhrke Juckel, gerente de ventas para Colombia de Vestas, durante su participación en el “Solar & Wind Virtual Summit”. 

“El tema del transporte se ha visto distorsionado en el último tiempo”. 

“De 2020 a 2021, el costo de transportar un contenedor de un lado a otro se ha cuadruplicado”, alertó.

Esa demanda altísima de buques provendría de todos los sectores productivos. El referente de Vestas advirtió por ejemplo que los buques de carga general -utilizados usualmente para componentes de tecnología eólica- transportan cada vez más contenedores provenientes de otras industrias, dejando a este sector “muy expuesto” a la disponibilidad y nuevos precios impuestos por proveedores de estos servicios. 

Peter-Michael Kuhrke Juckel – Head of Sales Colombia – Vestas

“Aunque sí esperamos que en el corto/mediano plazo esto se solucione, el impacto lo tenemos hoy. Y proyectos de subastas que van a llevarse a cabo ahora, como la colombiana, pues estarán impactados por esto”, analizó. 

De allí es que valoró que derivado del aumento en el costo de fletes marítimos, junto al alza de materias primas y otros factores producto de la situación económica mundial que estamos viviendo, los proyectos eólicos podrían tener un alza de costos comparada a años anteriores. 

“Esperamos que los precios suban un poco”, indicó el referente de Vestas. 

Tal como advirtió Kuhrke Colombia no será ajena a aquella realidad. Por lo que en su análisis durante el evento de Latam Future Energy agregó: 

“Para la industria eólica específicamente la nueva subasta va a ser difícil porque tenemos plazos muy apretados para la fecha de puesta de operación y además dependemos de un tema muy importante en Colombia que es la interconexión; precisamente en La Guajira, la colectora, que será la línea de transmisión que va a conectar a más de 1 GW de proyectos, va un poco retrasada. Por lo que también dependerá mucho del riesgo que quieran tomar nuestros clientes en la subasta”.

Según el operador del mercado eléctrico, XM, se presentaron a esta edición 55 compradores (comercializadores) y 52 vendedores (generadores). Y pese a que podría producirse una leve alza en el precio promedio de proyectos ofertados, hay muchas expectativas positivas por la credibilidad que ha ganado el mecanismo en el país.

Oportunidad de negocios 

La subasta a largo plazo de energías renovables será el 26 de octubre. Y, un día después, Latam Future Energy ofrecerá un evento en Bogotá para analizar los resultados y concretar el más exclusivo networking, esperado por todo el empresariado local e internacional.

Cumbre de las Energías Renovables en Colombia

27 y 28 de octubre del 2021

Bogotá, Hotel Marriott

Acceda a más detalles del evento en www.latamfutureenergy.com

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Siemens Gamesa presenta su primera pala reciclable y está lista para su uso comercial offshore

La energía eólica es una de las piedras angulares para hacer frente a la emergencia climática. Con más de 200 GW de nueva capacidad offshore previstos para 2030 -según estimaciones del Consejo Global de Energía Eólica (Global Wind Energy Council, GWEC)- es fundamental desarrollar rápidamente soluciones tecnológicas reciclables.

Siemens Gamesa lidera este camino hacia un futuro sostenible con la tecnología RecyclableBlade, la primera pala de aerogenerador eólico reciclable del mundo, y lista para su uso comercial en el negocio eólico marino. Esta tecnología permite separar los componentes de la pala al final de su vida útil y reciclar los materiales para nuevas aplicaciones. La compañía ha fabricado ya seis palas reciclables, en la planta de Aalborg (Dinamarca).

«Tenemos que hacer frente al cambio climático de forma integral. Con esta nueva tecnología, hemos alcanzado un hito importante para una sociedad que pone en el centro el cuidado del medio ambiente. La RecyclableBlade es otro ejemplo tangible de cómo Siemens Gamesa lidera el desarrollo tecnológico y la economía circular en la industria eólica», afirma Andreas Nauen, Consejero Delegado de Siemens Gamesa.

La mayoría de los componentes de un aerogenerador, como la torre y los componentes de la nacelle, ya se pueden reciclar. Sin embargo, hasta ahora, los materiales compuestos que se utilizan en las palas de los aerogeneradores han supuesto un reto para el reciclaje., La pala reciclable de Siemens Gamesa cambia las reglas del juego y, basada en procesos probados y fiables, hace posible su reciclaje al final de su ciclo de vida, y marca el camino hacia un futuro en el que la plena reciclabilidad de los proyectos será un requisito del mercado.

Primeros desarrollos

Siemens Gamesa y RWE están comprometidos a instalar y monitorizar los primeros aerogeneradores de Alemania con palas reciclables en el parque offshore de Kaskasi. Se espera que el proyecto esté produciendo energía a partir de 2022.

Sven Utermöhlen, director general de la división Eólica Offshore de RWE Renewables, comenta:

«Estamos contentos de que nuestro parque eólico marino Kaskasi pueda ofrecer unas instalaciones fantásticas para probar las innovaciones; aquí nos estamos preparando para probar collares de acero especiales y para utilizar un método de instalación de cimentaciones mejorado. Ahora, Kaskasi instala la primera pala de aerogenerador reciclable del mundo fabricada por Siemens Gamesa. Se trata de un paso importante hacia el siguiente nivel de sostenibilidad de los aerogeneradores».

Siemens Gamesa está trabajando con EDF con el objetivo de desplegar varias palas con la tecnología RecyclableBlade en un futuro proyecto offshore.

Bruno Bensasson, Vicepresidente Ejecutivo Senior de Energías Renovables del Grupo EDF y Presidente y Director General de EDF Renewables:

«Estamos encantados de colaborar con actores industriales, como Siemens Gamesa, para contribuir al progreso de las soluciones tecnológicas de reciclaje en el sector de la energía eólica. El equipo de EDF Renewables está totalmente movilizado para desarrollar esta tecnología pionera con sus proveedores con el objetivo de mejorar continuamente la sostenibilidad medioambiental de nuestros proyectos. Este acuerdo está en línea con la razón de ser del Grupo EDF: conciliar la producción de electricidad baja en carbono que beneficia al clima y la reducción de los impactos ambientales locales».

Siemens Gamesa está trabajando con wpd con la intención de instalar varias palas reciclables en una
de sus futuras plantas de energía eólica marina.

Achim Berge Olsen, director general de wpd offshore y director de operaciones del grupo wpd: «Durante los últimos 20 años, wpd ha contribuido activamente al desarrollo sostenible de la industria eólica marina. Gracias a esta cooperación, estamos dando otro paso adelante para la sostenibilidad de la cadena de suministro en el futuro».

Desarrollo tecnológico

Las palas de los aerogeneradores de Siemens Gamesa están compuestas por una combinación de materiales fundidos con resina para formar una estructura ligera, fuerte y flexible. La estructura química de este nuevo tipo de resina permite separar eficazmente la resina de los demás componentes al final de la vida útil de la pala. Este delicado proceso protege las propiedades de los materiales de la pala, a diferencia de otras formas de reciclar palas de aerogeneradores convencionales. Los materiales pueden reutilizarse en nuevas aplicaciones tras su separación.

Esta tecnología ya está disponible para su uso comercial offshore.

Aerogeneradores totalmente reciclables para 2040

Siemens Gamesa ha lanzado recientemente su Visión de Sostenibilidad hacia 2040, que amplía los límites de la sostenibilidad para crear un futuro mejor para las generaciones venideras. Bajo este paraguas, la empresa anunció el ambicioso objetivo de rediseñar todas sus turbinas para garantizar que sean 100% reciclables para 2040.

«Aspiramos a producir aerogeneradores que puedan generar electricidad renovable durante 20-30 años. Cuando lleguen al final de su vida útil, podremos separar los materiales y utilizarlos para nuevas aplicaciones. La tecnología RecyclableBlade es un gran paso en esa dirección», dijo Gregorio Acero, Director de Calidad y Seguridad, Salud y Medio Ambiente de Siemens Gamesa.

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Comienza la construcción de la primera planta comercial de combustibles CO2 neutrales en Chile

Siemens Energy y el fabricante de autos deportivos Porsche se han unido a varias empresas internacionales para construir una planta industrial para la producción de combustible prácticamente neutro en CO2 (e-combustible) en Punta Arenas, Chile.

La ceremonia de “Inicio de obra” de este proyecto pionero contó con la presencia del Ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet.

Inicialmente se está construyendo una planta piloto al norte de Punta Arenas, en la Patagonia chilena, la cual se espera que produzca alrededor de 130.000 litros de e-combustibles en 2022. Posteriormente, la capacidad se ampliará en dos etapas hasta alcanzar unos 55 millones de litros en el 2024 y unos 550 millones de litros en el año 2026.

La empresa chilena dueña del proyecto, HIF (Highly Innovative Fuels), ya cuenta con los permisos medioambientales necesarios y Siemens Energy ya ha iniciado los trabajos preliminares para la siguiente gran fase comercial del proyecto.

“Me complace que estemos avanzando en este proyecto de referencia internacional para la economía del hidrógeno junto a fuertes socios internacionales del mundo empresarial y político», dijo Armin Schnettler, vicepresidente ejecutivo de New Energy Business en Siemens Energy.

«En el sur de Chile, estamos llevando a cabo uno de los proyectos más fascinantes de la industria energética para el futuro e impulsando la descarbonización del sector de la movilidad. Esto significa que estamos haciendo una contribución importante y rápidamente efectiva a la reducción de las emisiones de CO2 en el sector del tráfico y el transporte», agrega.

El fabricante de autos deportivos Porsche inició el proyecto de prueba y utilizará los e-combustibles en sus propios vehículos con motor de combustión.

Michael Steiner, miembro del Directorio de Investigación y Desarrollo de Porsche AG,  expresa: » Nuestras pruebas con combustibles renovables están siendo muy exitosas. Los e-combustibles permitirán reducir las emisiones fósiles de CO2 en los motores de combustión hasta en un 90%. Entre otras cosas, utilizaremos el primer combustible procedente de Chile en nuestros autos de carreras Porsche Mobil 1 Supercup a partir del 2022.”

Chile se ha fijado ambiciosos objetivos en el marco de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. Prevé una capacidad de electrolizadores de 5 gigavatios (GW) para el año 2025, la cual aumentará a 25 GW en 2030. El objetivo es producir el hidrógeno más barato del mundo y convertir al país en uno de los principales exportadores de hidrógeno verde y sus derivados.

El proyecto Haru Oni aprovecha las condiciones climáticas perfectas para la energía eólica en la provincia de Magallanes, al sur de Chile, para producir combustible neutro en CO2, utilizando energía eólica verde de bajo costo.

En primera instancia, los electrolizadores dividen el agua en oxígeno e hidrógeno verde utilizando la energía eólica. Luego, se filtra el CO2 del aire y se combina con el hidrógeno verde para producir metanol sintético, que a su vez se convierte en e-combustibles.

Está previsto que la planta experimental comience a producir a mediados del 2022. Además de Siemens Energy, Porsche y HIF, también participan en el proyecto Haru Oni las empresas Enel, ExxonMobil, Gasco y ENAP.

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IAPG: primer semestre subió producción de petróleo y bajó la de gas

La producción de petróleo total país del primer semestre del año fue de 14.3 millones de m3, es decir 79.093 m3/día, un 2 % más que en el mismo semestre del año 2020, que fue de 77.548 m3/día, reveló el informe periódico elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, (IAPG).

El resumen de dicho informe puntualizó que la producción No Convencional de petróleo, creció  28,4 %, alcanzando los 23.713 m3/día, contra los 18.463 m3/día correspondiente al primer semestre del 2020.

En cuanto al gas natural, la producción total país correspondiente al período enero-junio del año en curso alcanzó los 21,3 miles de millones de m3, es decir 118 millones de m3/día, un 5,8 % inferior a lo producido en el año anterior que fue de 125,3 millones de m3/día.

La producción No Convencional de gas natural bajó en los períodos comparados 5,4 %, alcanzando los 9,3 miles de millones de metros cúbicos, es decir 51,3 millones de m3/día contra los 54,2 millones de m3/día registrados en el primer semestre de 2020.

Asimismo, entre enero y junio últimos la perforación hidrocarburífera subió 52 %,  con 288 pozos terminados en este semestre, contra 189 pozos perforados en igual período del año 2020.               

La refinación de petróleo subió 11,6 %, ya que se procesaron 13,5 millones de m3 en el primer  semestre 2021, contra 12,1 millones de m3 elaborados en los primeros seis meses del año pasado.

Las ventas de motonaftas (Súper + Ultra) en el primer semestre del año en curso fue de 3,94 millones de m3, un 23,5 % más respecto al año anterior, que fue de 3,19 millones de m3, mientras que la venta de Gas Oil registró un alza de 13 % con 6 millones de m3 vendidos al mercado contra 5,3 millones de m3 vendidos el año pasado.

Por su parte el GNC tuvo un aumento de ventas de 24 % se expendió 1.095 millones de m3 este año contra 884 millones de m3 del año anterior.

El informe detalló además que las importaciones de gas natural crecieron  26,5 %,  con 4.054 millones de m3 importados durante el primer semestre 2021, mientras que en el mismo semestre de 2020 se importaron 3.205 millones de metros cúbicos.

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13.32 dollars per MWh: New renewable energy record prices in the Chilean Auction

Translated by Eliana Scasserra

The economic proposals submitted by the 29 companies competing in the 2021/01 Supply Auction have just been open (see below) for regulated customers of the electric system.

Enel submitted 550 economic proposals. However, none of them was the lowest one offered. The lowest economic proposal was submitted by Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA, which was 13.32 dollars per MWh for Blocks 1-A, 1- B, and 1-C.

It is worth mentioning that, in this auction, 2,310 GWh/year will be purchased spread out in different energy blocks pursuant to 15-year term agreements as of 2026.

In addition, it should be considered that the Energy National Committee (CNE, as per its acronym in Spanish) has informed that the replacement price or maximum price of the bids that may be awarded in the Electric Supply Auction correspond to the following:

0 USD/MWh for the Time Block No 1-A (for supply between 11:00 pm and 8:00 am);
0 USD/MWh for the Time Block No.1-B (for supply between 8:00 am and 6:00 pm);
0 USD/MWh for the Time Block No. 1-C (for supply between 6:00 pm and 11:00 pm).

The award of the bids will be held next September 2nd.

Below, there is a detailed list of the bids submitted by the competing companies:

1) Acciona Energía Chile Holdings S.A.

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 40.039 dollars per MWh and 41.253 dollars per MWh.

Two more bids were submitted for Block 1-B. The offered prices were 22.794 dollars per MWh and 23.485 dollars per MWh.

In addition, the company submitted two bids for Block 1-C. The offered prices were 43.521 dollars per MWh and 44.851 dollars per MWh.

2) Eólica Monte Redondo SpA

Three bids were submitted by this Engie’s subsidiary: one for Block 1-A, one for Block 1-B, and one for Block 1-C. The offered price was 33.5 dollars per MWh.

3) Inversiones Hornitos SpA

It submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices for each block were 34.5 dollars per MWh and 35 dollars per MWh.

4) Solar Los Loros SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 33.5 dollars per MWh.

5) Enel Generación Chile S.A.

The company submitted 220 bids for Block 1-A. The lower offered price was 31.844 dollars per MWh and the highest offered price was 56.019 dollars per MWh.

In addition, 110 bids were submitted for Block 1-B. The lowest offered price ranged from 31.844 to 42.18 dollars per MWh.

Other 220 bids were submitted for Block 1-C. The offered price ranged from 31.844 to 56.019 dollars per MWh.

6) Sonnedix PPA Holding SpA

Three bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 26.8 dollars per MWh and the highest offered price was 32.4 dollars per MWh.

In addition, three bids were submitted for Blocks 1-B, and 1-C with the same offered prices as the ones submitted for Block 1-A.

7) Chagual Energía Spa

The company submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered price was 38.8 dollars per MWh.

8) FRV Development Chile I SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 30.69 dollars per MWh each.

9) Racó Energía SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 28.87 dollars per MWh each.

10) Colbún S.A.

Three bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 42.3 dollars per MWh and the highest offered price was 43.3 dollars per MWh.

In addition, the company submitted three bids for Blocks 1-B and 1-C. The offered prices were the same as those submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 42.3 dollars per MWh and the highest offered price was 43.3 dollars per MWh.

11) Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.

The company’s bid was 75 dollars per MWh for Block A-1, 39.7 dollars per MWh for Block 1-B, and 41 and 75 dollars per MWh for Block 1-C.

12) OPDE Chile SPA

Two bids were submitted for Block 1-A. One of them was 20.98 dollars per MWh and the other one was 21.554 MWh.

The same bids were submitted for Blocks 1-B and 1-C, which offered prices were 20.98 dollars per MWh and 21.554 dollars per MWh.

13) Copiapó Energía Solar SpA

Seven bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The lowest offered price was 33.716 dollars per MWh and highest offered price was 39.716 dollars per MWh.

14) Duqueco SpA

Ten bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 48.8 dollars per MW and the highest offered price was 69.3 dollars per MWh.

Likewise, the company submitted three bids for Block 1-B. The lowest offered price was 48.8 dollars per MWh and the highest offered price was 52 dollars per MWh.

In addition, ten other bids were submitted for Block 1-C. The lowest offered price was 48.8 dollars per MWh and the highest offered price was 71.7 dollars per MWh.

15) PV Salvador S.A.

The company’s bid for Block 1-C was 64.9 dollars per MWh.

16) Energía Coyanco S.A.

The company submitted two bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices were 48.8 dollars per MWh and 52 dollars per MWh.

17) Inversiones la Frontera Sur SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 58 dollars per MWh.

18) Chungungo Sociedad Anónima

The bid for Block 1-A was 35.5 dollars per MWh.

19) Atlas Energia SpA

Two bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices were 30.7 dollars per MWh and 28.78 dollars per MWh.

20) Likana Solar SpA

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 33.99 dollars per MWh and 35.99 dollars per MWh.

In addition, two similar bids were submitted for Blocks 1-B and 1-C. The offered prices were 33.99 dollars per MWh and 35.99 dollars per MWh.

21) Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA

A total of three bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered price was 32.789 dollars per MWh.

22) Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 13.32 dollars per MWh and 14.21 dollars per MWh. Additionally, five bids were submitted for Block 1-C. The offered prices ranged from 13.32 to 27 dollars per MWh.

For Block 1-C, two bids were submitted, which offered prices were 13.32 and 14.21 dollars per MWh.

23) Renovalia Chile Dos SpA

The company’s bid for Block 1-A was 51.52 dollars per MWh.

24) Pacific Hydro Chile S.A.

Six bids were submitted by the company: two for Block 1-A, two for Block 1-B and two for Block 1-C. The company submitted three bids corresponding to each block. The offered prices were 30 dollars per MWh and 33 dollars per MWh, respectively.

25) Parque Eólico San Andrés SpA

Three bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B and 1-C, which offered price was 25.2 dollars per MWh.

26) Conejo Solar SpA

The company’s bid was 39 dollars per MWh.

27) Librillo Solar SpA

The company’s bid was 51 dollars per MWh.

28) Parque Eólico Carica SpA

It submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C, which offered price was 83 dollars per MWh each.

29) GR Power Chile SpA

The company submitted three bids: two for Blocks 1-A and 1-C, which offered price was 42 dollars per MWh; and one for Block 1-B, which offered price was 27.49 dollars per MWh.

Translated by Eliana Scasserra

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Neuquén: una elección que incomoda a Gutiérrez y anticipa una interna para 2023

(Desde Neuquén). Las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) de este domingo movilizan al gobierno de Neuquén en una suerte de incómodo plebiscito. Omar Gutiérrez deberá medirse en internas con el adversario que busca sucederlo en el 2023 y el resultado de esa elección bien podrá leerse como una ratificación del rumbo de la gestión o una señal de descontento.

La forzada competencia que se abrió cuando el ex vicegobernador Rolando Figueroa decidió presentarse como precandidato a diputado nacional obligó al oficialismo del Movimiento Popular Neuquino a poner bastante más de lo que suele en la instancia de primarias.

Las elecciones nacionales siempre son incómodas para el partido provincial cuyo fuerte es, precisamente, la disputa por el territorio puertas adentro.

Neuquén renovará en noviembre tres bancas de diputados que hoy se reparten el MPN, el Frente de Todos y Juntos por el Cambio. En el escenario previo al cierre de listas para estas PASO, la hipótesis repetida anticipaba que cada espacio conservaría su representación, pero el quiebre de la alianza amarilla ahora entusiasma al partido provincial y al kirchnerismo con arrebatarles ese escaño.

Gutiérrez puso a jugar en la lista Azul a la actual secretaria de Cámara, María Eugenia Ferraresso. Es arquitecta, fue concejal por la ciudad de Neuquén y se define feminista. La secunda el secretario del Interior, Osvaldo Llancafilo, un ex sobichista de aceitado vínculo con intendentes y comisiones de fomento.

Revancha se busca

En la vereda de enfrente está Figueroa, el hombre que co-gobernó con Gutiérrez en su primer mandato pero que, un año antes de finalizar la gestión, le compitió en interna para quedarse con la candidatura de 2019. ¿Es esta una revancha o una segunda derrota sepultará definitivamente sus aspiraciones para ser gobernador?

Gutiérrez llega a la elección con la economía en recuperación, Vaca Muerta otra vez en la senda del récord y tiene a su favor un eficiente operativo de vacunación que permitirá que el 95% de las personas mayores de 18 años, las que asistirán a las escuelas el domingo, tengan al menos una dosis contra el covid-19. El porcentaje de este segmento con el esquema completo alcanza el 65%.

Un escenario bien distinto al de cuatro meses atrás, cuando el conflicto de los trabajadores autoconvocados de salud puso en jaque al gobierno y a la actividad petrolera con 22 días consecutivos de cortes de ruta. Lo que siguió fue el período más crítico de la pandemia en Neuquén: los casos subieron, la ocupación de las  terapias intensivas superó el 100%, los pacientes sin cama tuvieron que ser atendidos en guardias, las muertes escalaron.

La médica Luciana Ortiz Luna, removida de la gestión por Gutiérrez en el 2020, se convirtió en una de las voces más críticas sobre el manejo de la pandemia. Hoy acompaña a Figueroa en la boleta como segunda precandidata.

Pereyra, testigo de la interna ganada

Las únicas PASO en las que pudo imponerse una lista opositora a la oficial fueron las de 2013, cuando el líder petrolero Guillermo Pereyra enfrentó a la entonces vicegobernadora Ana Pechen. El contexto era otro: el dirigente sindical pudo capitalizar el descontento antikirchnerista que una oposición desordenada no conseguía seducir y contaba con recursos y una estructura casi tan potente como la que ofrecía el partido.

Nada de eso tiene Figueroa. “Adonde vamos, cae después el helicóptero con el gobernador a repartir cosas”, fue la queja de la lista cuando comenzó la campaña. Dicen, a quien pregunta, que tuvieron que operar casi “en la clandestinidad”, con actos discretos, recorridas sin aviso previo y poco espacio en los medios de comunicación.

En el oficialismo aseguran están confiados, pero algunos movimientos en la última semana subieron el precio de la disputa. Hay cierto temor a que puedan fugarse votos propios, con descontento y maltratos acumulados, y por ello el leitmotiv, casi como un imperativo, es “lealtad”.

Gutiérrez reunió a la planta política del Estado el lunes en una arenga a todo o nada para comprometer el voto de funcionarios y trabajadores. Los dirigentes que se habían visto poco, como el vicegobernador Marcos Koopmann o el mismo líder del sector Azul, Jorge Sapag, difundieron videos en la previa de la veda pidiendo lo mismo. “Los integrantes de nuestra lista están comprometidos, no solo con la provincia sino con el gobierno de la provincia. Tienen la vocación de ser legisladores nacionales, no tienen proyecto personal”, diferenció el exgobernador.

La ley petrolera y la (relativa) unidad kirchnerista

La irrupción de la ley de promoción de inversiones hidrocaburíferas en la agenda electoral generó cortocircuitos entre el gobierno provincial y la Nación.

Algunos sectores del Frente de Todos no terminaron de entender la jugada del secretario de Energía, Darío Martínez, por ofrecer, aunque fuera involuntariamente, una plataforma de campaña al Movimiento Popular Neuquino. El gobernador Omar Gutiérrez exigió conocer el texto, criticó aspectos supuestamente contenidos en la norma, apeló a la defensa de los intereses neuquinos frente al centralismo de la Nación. Sumó a ese paquete un reclamo contra el mismo funcionario por más de 1.100 millones de pesos en regalías hidroeléctricas mal liquidadas a la provincia.

El secretario de Energía, Darío Martínez, logró imponer a Tanya Bertoldi como precandidata a diputada del Frente de Todos.

Visto de otro modo, también puso a hablar como protagonistas únicos del debate electoral al partido provincial y a la alianza kirchnerista, aunque fuera a través de dirigentes y no de quienes integran las listas.

El MPN no es el único partido con internas en las PASO del domingo. El Frente de Todos logró una lista de unidad que condensa a las principales vertientes del peronismo en Neuquén -la del senador Oscar Parrilli, la del secretario de Energía y la del parlamentario Ramón Rioseco- pero deberá competir igual.

La lista de Tanya Bertoldi, la precandidata que logró imponer Martínez en el primer lugar tras arduas negociaciones en Buenos Aires y amenazas de ruptura, se disputará el pase a las generales con la de Asunción Miras Trabalón y la de Fabián Ungar.

A diferencia de lo que ocurre con el partido provincial, aquí no hay dudas sobre el triunfo del oficialismo, aunque sí sobre la capacidad de daño que puedan dejar estos sectores marginales que, evalúan en el Frente de Todos, no trabajarán con ellos para la elección de noviembre.

Divisiones

El espacio busca un triunfo en la instancia de primarias que le permita proyectar dos bancas en la general. Si ello ocurriera, el actual diputado Alberto Vivero, segundo en la nómina, lograría prolongar su mandato otros cuatro años.

La expectativa no es descabellada: en la elección de 2017, el peronismo logró la mayor cantidad de votos, pero con listas separadas. Esa división, hoy saldada, fue la que abrió lugar a la “ola amarilla” para quedarse con el primer lugar, aún por encima del Movimiento Popular Neuquino.

Este domingo, en cambio, el quiebre estará en Juntos por el Cambio. La alianza no logró repetir su conformación y la Coalición Cívica ARI llevará una boleta en solitario. El partido de Elisa Carrió optó por el conductor radial y ocasional columnista de Baby Etchecopar, Carlos Eguía, quien apunta a capitalizar para sí el voto de derecha y antikirchnerista.

El PRO, la Unión Cívica Radical y Nuevo Compromiso Neuquino mantendrán los colores de la alianza, pero bajo el nombre Cambia Neuquén, e intentarán retener el “auténtico” voto del espacio con un empresario de la fruta, Pablo Cervi.

El bajo nivel de conocimiento del precandidato obligó a la visita de dirigentes y exfuncionarios del macrismo en la provincia como Patricia Bullrich, Guillermo Dietrich, Alfredo Cornejo y Martín Lousteau.

La incógnita sobre la participación

El domingo habrá 526.441 personas habilitadas para votar en las PASO de Neuquén. La provincia suele promediar una participación del 80% en esta instancia, pero el impacto de la pandemia sobre el humor social abre interrogantes sobre ese porcentaje. En el 2011, más de un 73% del padrón votó en la elección a gobernador cuando buena parte del territorio aún estaba bajo las cenizas del volcán Puyehue.

En el oficialismo provincial venían anticipando fuera de micrófono una asistencia de alrededor del 65% en estos comicios, pero el gobernador Omar Gutiérrez salió en los últimos días de campaña a pedir una concurrencia a las urnas “masiva”. El MPN tiene cerca de 100.000 afiliados propios en la provincia, por lo que su interna interpela a una quinta parte del padrón total.

En los cuartos oscuros habrá en total 13 listas por ocho partidos y alianzas políticas. El FIT Unidad será otro espacio con más de una propuesta: la del ceramista Raúl Godoy versus la de Priscila Ottón. Los demás espacios solo deberán competir por el piso del 1,5% de votos para llegar a la general. En esa situación estará Libres del Sur, con Jesús Escobar; el Partido Socialista, que encabeza Sandra Ferrero; y el Movimiento al Socialismo, con Lucas Ruiz.

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Chubut: una disputa a tres bandas que pone en riesgo los votos del Frente de Todos en el Senado

El gobierno nacional pone en juego en Chubut la renovación de tres bancas para el Senado, pues en la última elección sumó dos por el Frente de Todos y luego incorporó como aliado al representante del oficialismo provincial. Si gana la elección, el kirchnerismo podría sumar dos representantes, pero una compleja disputa a tres bandas deja abierta la posibilidad de que en las elecciones de noviembre incluso termine tercero y se quede sin nada.

Tensiones en el Frente de Todos

La lista oficial del Frente de Todos lleva como precandidatos a integrar la cámara alta a Carlos Linares, y Florencia Papaiani. El ex intendente de Comodoro Rivadavia y actual presidente del PJ provincial tiene el apoyo de Cristina Fernández de Kirchner, a quien respaldó en el peor momento, del sindicato de petroleros privados y otros gremios clave de Comodoro Rivadavia como la UOCRA y Camioneros.

Linares es fuerte en Comodoro Rivadavia, donde tiene un amplio despliegue territorial, pero nunca pudo terminar de hacer pie en la zona del valle. Esa debilidad la intentó compensar poniendo como segunda a Papaiani, una ex diputada que perdió por poco la intendencia de Trelew. Papaiani es además la esposa de Gustavo Mac Karthy, un político de larga trayectoria en el valle que fue ex vicegobernador de la provincia durante la gestión de Martín Buzzi.

Pese a la inclusión de Papaiani, fuentes de la provincia señalaron a EcononoJournal que Linares no logra hacer pie en el Valle porque los referentes del peronismo en esa zona no están haciendo campaña a fondo por su lista. Lo que pasa es que tanto el vicegobernador Ricardo Sastre, que está enfrentado con el mandatario Mariano Arcioni, como el intendente de Trelew, Adrián Maderna, interpretan que si Linares gana pasará a encabezar las preferencias para la elección a gobernador de 2023. Por eso prefieren permanecer expectantes. Esa supuesta prescindencia es la que está complicando las chances del candidato cristinista. Cerca de Linares, sin embargo, le quitaron entidad al análisis que trazan en el valle. “Esta elección sólo define la representación en el Congreso. No es cierto que, en casa de ganar, Linares se posicione como el candidato a gobernador del Frente de Todos para 2023”, aclararon.

Pelea abierta entre opositores

Dentro de Juntos por el Cambio habrá cuatro listas compitiendo en las PASO, pero solo dos tienen chances reales. La favorita en las encuestas es la del PRO que lleva como precandidato a senador nacional al actual diputado nacional Ignacio “Nacho” Torres, quien estará acompañado por Edith Terenzi, mientras que la UCR corre de atrás con la boleta encabezada Sergio Ongarato, actual intendente de Esquel, y Jackeline Caminoa, presidente de la UCR de Chubut.

Torres lleva en su boleta a Ana Clara Romero como candidata a primera diputada nacional por Chubut. Con un arrastre consistente en los sectores medios de Comodoro Rivadavia, de donde es oriunda, Romero es la electora de peso del PRO en la región petrolera.

En el medio, Ignacio Torres, del PRO, que es favorito en la interna de Juntos por el Cambio. A su izquierda, Carlos Linares.

Según algunas encuestas, Torres no solo estaría en condiciones de ganar la interna, sino que podría imponerse por sobre Linares, lo que en teoría lo dejaría en una inmejorable posición de cara a las elecciones generales del 14 de noviembre, ya que los votos radicales le permitirían ampliar esa diferencia. ¿Por qué en teoría? Porque debido a la pelea interna entre el PRO y los radicales hay analistas que descartan que en este caso el todo sea la suma de las partes.

A fines de agosto, el diputado provincial Manuel Pagliaroni acusó a Torres, de financiar a páginas que fingen ser portales informativos para difundir noticias falsas sobre Ongarato y Gustavo Menna, primer candidato a diputado en la lista de la UCR. En diálogo con Radio Chubut, describió que hicieron un seguimiento de algunas de esas páginas donde descubrieron que en algunos casos fueron creadas hace un par de semanas, con la obvia intención de hacer campaña sucia contra los candidatos de su espacio. También se filtró un audio de Torres donde se lo escucha decir, a un interlocutor que no se identifica, que deben difundir un mensaje “antiradicalismo”.

Números inciertos

Por eso, es probable que varios radicales en noviembre opten por votar al candidato a senador de Chubut Somos Todos (Chusoto), el partido de gobierno provincial creado por el ex gobernador Mario Das Neves, quien fue sucedido por Mariano Arcioni luego de su muerte en octubre de 2017. Massoni es el actual ministro de seguridad, quien va junto a la actual diputada nacional Rosa Rosario Muñoz.

La lista de Chusoto expresa formalmente al gobernador Arcioni, aunque el alto porcentaje de imagen negativa del mandatario lo marginó al momento de la toma de decisiones. Fuentes del arco político de la provincia de la provincia indicaron que Massoni quedaría tercero, pero si es capaz de recoger a los heridos que dejen la interna de Juntos por el Cambio, y sumar algún que otro peronista del Frente de Todos dado su buena imagen en el valle, podría posicionarse mejor en noviembre y poner en riesgo a Linares.

Pero allegados al ex intendente de Comodoro desacreditaron esa alternativa. “Nosotros tenemos un total de votos para el Frente de Todos de 31/32 puntos. En segundo lugar, todas las listas de Juntos por el Cambio, que sumarían 29%. Y en tercer lugar Massoni, mucho más lejos, con 15%”. “De hecho, lo que nos preocupa es que Massoni no quede tan abajo para que no se desinfle en las generales«, concluyeron.

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Con la finalización del Nordtream 2 se abre una nueva etapa en las relaciones entre Rusia y Europa

La empresa rusa Gazprom anunció que quedó concluida la construcción del gasoducto Nord Stream 2, el 10 de septiembre pasado, que había comenzado en 2018. El proyecto permitirá duplicar la capacidad de transporte del gasoducto Nord Stream I desde Rusia hacia Alemania a través del mar Báltico.

El ducto tiene su punto de partida en la localidad de Ust-Luga, en la provincia rusa de Leningrado. Desde allí el gasoducto pasa por el lecho del mar Báltico, a través de las zonas económicas y aguas territoriales de Dinamarca, Finlandia y Suecia, y termina en la ciudad alemana de Greifswald. Gazprom detalló que las secciones danesa y alemana del Nord Stream 2 están en las pruebas finales y pronto estarán operativas. En comparación con otras rutas de suministro del gas natural ruso a Europa, el Nord Stream 2 es 2.000 kilómetros más corto.

Viabilidad política y económica

Con un costo que rondó los € 9.500 millones el gasoducto Nord Stream 2 está conformado por dos grandes líneas paralelas de tubos de acero sin costura de 48 pulgadas, con una longitud total de 1.234 kilómetros, que tiene como fin transportar hasta unos 150 MMm3/d, con una presión operativa máxima de 220 bar.

Como dato de referencia es preciso señalar que en la Argentina, la producción total asciende alrededor de 130 Mm3/d, mientras que en Rusia -primer productor de gas natural del mundo- produce unos 1.800 MMm3/d.

El proyecto fue realizado por la firma Nord Stream AG, fundada por la empresa Gazprom, y cuenta con inversiones de las compañías ENGIE, OMV, Shell, Uniper y Wintershall Dea. No está claro el dato de los contratos que viabilizaron el proyecto, pero el gasoducto está construido y listo para operar.

En su oportunidad allá por el 2006, Gazprom Export firmó un contrato con la empresa alemana de gas Wingas, una operación conjunta de Gazprom y Wintershall (filial de BASF), para suministrar 9 MMm3/d millones de m³ de gas natural al año durante 25 años. 

En junio de 2006 Gazprom y la danesa DONG Energy firmaron un contrato por 20 años para el suministro de 5,5 MMm3/d de gas ruso para Dinamarca, mientras que DONG Energy suministraría 2 MMm3/d de gas natural por año para la filial de Gazprom, Gazprom Marketing and Trading, en el Reino Unido. Desde Nord Stream 2 AG comunicaron que antes de fin de año se estarán transportando unos 15 MMm3/d.

Victoria geopolítica de Moscú

La importancia geopolítica de la integración energética es asunto de alto vuelo. No es casualidad que en 2006 y tras su salida de la cancillería alemana, Gerhard Schröder asumiera como asesor de la junta de accionistas de Nord Stream un proyecto que impulsó personalmente y que cristalizó gracias a su amistad con el presidente ruso, Vladímir Putin.

La realización del enorme gasoducto se vio obstaculizada por la oposición de varios países, principalmente Ucrania y Polonia y los EE.UU. de inmediato intentaron subrogarlos en la defensa de sus intereses. La potencia americana desde la caída del Muro de Berlín, intenta conjurar el hinterland ruso en la región.

Se supone que el gas ruso contribuirá a la reducción del uso de carbón en Alemania que a pesar de las promesas descarbionizadoras ocupa alrededor del 30% de su matriz. El verde es un lindo color pero la realpolitik tiene argumentos de más peso. Washington consideró que el gasoducto aumentaría la influencia rusa sobre Europa y afectaría de manera negativa tanto la seguridad energética del continente como el mercado del gas en Europa del Este.

En el Departamento de Estado de  los EE.UU. consideran que el gasoducto refuerza la influencia de Rusia y crearía riesgos para Europa al hacerla dependiente del gas ruso, en lugar  de depender del gas transportado por territorio ucraniano. Ucrania produce unos 60 MMm3/d y por su territorio atraviesan gasoductos de exportación provenientes de Rusia que fueron motivos de duras disputas entre la Federación Rusa y la antigua ex República Socialista Soviética de Ucrania.

Explicarle a los europeos que es mejor para sus intereses económicos y estratégicos es hilarante, sobre todo cuando los Estados Unidos pidieron abrir el mercado a su gas natural licuado, más caro para los europeos.

Mediante la consabida aplicación de sanciones comerciales a las empresas participantes del proyecto lograron atrasar la construcción a fines de 2019, el Departamento del Tesoro de los EE.UU. sancionó a 13 barcos rusos y tres entidades, incluido un servicio de rescate marítimo, por su participación en la construcción del gasoducto.

Donald Trump había declarado que los críticos del proyecto afirman que el Nord Stream 2 hará a Europa dependiente del gas ruso y de esta manera le dará a Moscú un instrumento para el chantaje en el ámbito de la energía. A pesar del combate dialéctico, Alemania prefirió el riesgo de la dependencia rusa y procedió a la asociación de sus empresas, con Gazprom.

Mientras tanto, Rusia declaró en repetidas ocasiones que se trata de un proyecto exclusivamente comercial y “mutuamente beneficioso”. En el mismo sentido se expresó el portavoz del presidente de Rusia, Dmitri Peskov, quien hizo hincapié en que el proyecto “no puede suponer ninguna amenaza para nadie”.

Serguéi Makogón, jefe de la compañía Operator GTS Ukrainy (Operador del sistema de transporte de gas de Ucrania), estimó en mayo de este año, que a su país —cuyo presupuesto para el 2021 es de € 37.000 millones— la puesta en funcionamiento del Nord Stream 2 le costará entre €  4.000 ó 5.000 millones anuales en tarifas de transporte de gas.

Para calmar las aguas, el presidente ruso, Vladímir Putin, y la canciller alemana, Angela Merkel, aseveraron que Moscú seguirá transportando gas a través del territorio ucraniano incluso tras la expiración del acuerdo.

Ucrania atraviesa una gran crisis política interna entre buena parte de la dirigencia económica que prefiere mantenerse en la órbita del rublo y la otra que prefiere ingresar en el área del euro.  En estas pujas hizo pie EE.UU. pero finalmente y al igual que en Afganistán, Biden decidió enarbolar la bandera del fracaso, retirando su oposición al gasoducto al admitir que ya no lo podría frenar y tampoco puede arriesgarse a una ruptura con Alemania.

Gas más barato y limpio

A principios de junio, el presidente ruso, Vladímir Putin, indicó que el gasoducto permitirá a los consumidores de Alemania recibir un gas más barato que el que pueden recibir a través de los gasoductos que pasan por otros países.

Asimismo, el jefe de Gazprom, Alexéi Míller, declaró en julio que entre los objetivos de la construcción del gasoducto se encuentra “una disminución en el costo del gas para los consumidores finales debido a una ruta de transporte más corta”.

El costo y daño ambiental se reducen gracias a las nuevas y modernas tuberías y una menor cantidad de estaciones de compresión.

Mientras tanto, varios expertos destacan que el sistema de tránsito de gas ucraniano ya es obsoleto y requiere inversiones para su reparación, lo que puede disuadir a los clientes europeos.

M.R.M.

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Después de las PASO, Alberto Fernández presenta el lunes el proyecto de Ley de Hidrocarburos

Será el primer acto oficial del Presidente después las elecciones primarias del domingo. El lunes a las 12 del mediodía Alberto Fernández presentará formalmente ante empresarios el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas. La cita tendrá lugar en el Museo del Bicentenario, lindero a la Casa Rosada. La Secretaría de Energía, que dirige Darío Martínez, empezó a cursar las invitaciones a directivos de empresas petroleras hoy por la tarde.

La presentación llega luego de que gobernadores petroleras y sectores de la industria reclamaran el acceso al documento que se elevará al Congreso de la Nación. Participarán directivos de YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Pluspetrol, Total, CGC y Vista Oil&Gas, entre otras empresas productoras de hidrocarburos. EconoJournal confirmó el envío de las invitaciones con tres fuentes del sector privado.

La presentación en sociedad del proyecto se demoró en el tiempo. Ahora, el gobierno le asigna un lugar preponderante en la agenda, justo después de las PASO, con resultados inciertos para el oficialismo en varios distritos centrales del país.

«Parece que, más allá de los resultados, la idea es mostrar iniciativa y que el gobierno sigue trabajando en asuntos de largo plazo, como el incentivo de inversiones en Vaca Muerta«, especuló hoy por la tarde el presidente de una petrolera. Está previsto que del encuentro participe también el ministro de Economía, Martín Guzmán.

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YPF invirtió US$ 21 millones en Luján de Cuyo y mejora la calidad ambiental de sus naftas

La refinería de YPF ubicada en el Complejo Industrial Luján de Cuyo (CILC), completó con éxito la puesta en marcha de la nueva unidad para producir ETBE, que permitirá agregar al pool de naftas este componente de alto octanaje que se elabora utilizando como materia prima el bioetanol.

La ejecución de este proyecto, que se llevó adelante en plena pandemia de Covid 19, demandó una inversión de 21 millones de dólares y mano de obra para 200 personas de manera directa e indirecta durante los picos de trabajo.

De esta manera, el Complejo Industrial Luján de Cuyo se pone en línea con los requerimientos impuestos por la Secretaría de Energía de la Nación que exigen el agregado de bioetanol a los combustibles que se comercializan en el territorio nacional.

Este producto es considerado una energía renovable y su empleo disminuye la emisión de gases contaminantes a la atmósfera, por lo que este nuevo hito en el CILC constituye además un gran aporte para disminuir la contaminación ambiental.  El ETBE es el producto de la eterificación del bioetanol, por lo tanto, a través de su incorporación en la mezcla de naftas, se podrá incrementar el octanaje de las mismas.

Para completar el plan de conversión de la unidad MTBE a ETBE se instaló una nueva unidad de oxigenación ORU (Oxigenate Removal Unit) lo que lo convirtió a este proyecto en uno de los más relevantes actualmente en el Complejo.

Dentro de las empresas que formaron parte del proyecto se destaca el protagonismo de AESA, que tuvo a su cargo el movimiento de suelos y la construcción de la estructura civil principal, gran parte de la ejecución de piping y estructuras, y el cableado e instalación de la instrumentación asociada al Sistema de Control de Regenerante, DCS y ESD. Tambien ejecutaron distintos tipos de tareas las empresas Tomio, Marpi, UOP y Honeywell.

Cabe destacar que todo el cálculo y el diseño mecánico de los equipos fue desarrollado en la Refinería de Luján de Cuyo y casi la totalidad de equipos necesarios como así también la mano de obra fueron provistos por empresas locales.

El proyecto en cifras:  • Se ejecutaron 22.000 pulgadas de soldaduras (equivalente a soldar 13 kilómetros de caños de 10 pulgadas).  • Se utilizaron 130 toneladas de equipos, estructuras y soportes.  • Se demandó un total de 280.000 horas hombre, equivalente a 40 personas trabajando todos los días durante más de dos años con picos de 200 operarios entre planta y talleres.  • La obra se ejecutó sin incidentes y fue un desafío su avance en contexto de pandemia.  Se conformaron equipos de trabajo en modo teletrabajo y presencial, detalló YPF.

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Martínez espera contratos a mediano y largo plazo para construir el gasoducto con Brasil

El secretario de Energía, Darío Martínez, aseguró que para avanzar en la construcción de un gasoducto que comunique Vaca Muerta con Brasil, el Gobierno quiere “tener clara la intención de comprar gas argentino” por parte de las empresas del país vecino “a través de contratos a mediano y a largo plazo”. “Para nosotros es prioritario eso: qué tipo de contratos se pueden hacer para justificar una inversión” de tal magnitud, aseguró Martínez en declaraciones al medio Plus Energético. Al respecto, confió que mantiene conversaciones con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque y también reveló negociaciones con […]

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Weretilneck habló de los desafíos del sector hidrocarburífero de Río Negro

 En el marco del encuentro virtual “La energía en proyección”, Weretilneck habló de los desafíos del sector hidrocarburífero de Río Negro. Destacó las posibilidades que podrá aprovechar la provincia en el desarrollo de iniciativas de almacenamiento de gas natural, contemplados en el proyecto de promoción de inversiones hidrocarburíferas que llegará Congreso. Weretilneck se reunió este miércoles con los socios de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) para analizar las perspectivas futuras del gas y el petróleo para el país. De acuerdo a lo informado por la AmCham, en un encuentro virtual titulado “La energía en proyección”, […]

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Pablo González: “YPF produce, transporta, refina y vende”

En una entrevista radial, el presidente de YPF se refirió a la gestión al frente de la empresa estatal hidrocarburífera. La gestión de Aranguren, la inversión, biocombustibles, la relación con los sindicatos, deudas y la apuesta a las energías limpias. El presidente de YPF, Pablo González fue entrevistado esta mañana por Tiempo FM donde hizo un repaso de su gestión, como encontró la empresa estatal cuando asumió y la proyección a futuro. GESTIÓN ANTERIOR En primer término, González dio cuenta que durante la gestión de Juan José Aranguren en el ministerio de Energía del ex presidente Mauricio Macri “había caído […]

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Neuquén: Acuerdo entre empresas y el gremio sobre cuestiones laborales en Vaca Muerta

Trabajadores petroleros y cámaras de empresas firmaron un cambio en la adenda de productividad.El convenio modifica la adenda, algo que pedía el gremio ya que denunciaba condiciones de trabajo agotadoras, con peligros de accidentes. Las petroleras y el sindicato de trabajadores de Neuquén firmaron ayer un “acuerdo para el fortalecimiento del sector hidrocarburífero” para concluir una etapa de conflictos que hubo sobre la adenda. El acta fue firmada por las cámaras de empresas productoras (CEPH) y las operadoras de servicios (CEOPE) junto al Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, al mando de Guillermo […]

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Energy Vault, la empresa tecnológica que apuesta por el almacenamiento de energía

basado en la gravedad a escala de red para acelerar la descarbonización mundial, cotizará en la Bolsa de Nueva York gracias a la fusión con Novus Capital Corporation II Novus Capital Corporation II (NYSE: NXU, NXU.U, NXU WS) («Novus»), una empresa estadounidense dedicada a las adquisiciones con fines especiales que cotiza en bolsa, y Energy Vault, Inc. la empresa que desarrolla soluciones de almacenamiento de energía a escala de red basadas en la gravedad con su tecnología patentada, acaban de anunciar que han llegado a un acuerdo definitivo para una combinación de negocios. Tras el cierre de la transacción, la […]

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Neuquén reclamó a Nación por diferencia en liquidación de regalías hidroeléctricas

Es por una diferencia -de 1.164 millones de pesos, más intereses- en la liquidación de regalías hidroeléctricas a partir de una reinterpretación realizada por la secretaría de Energía de Nación en base a una Resolución del año 2013. La provincia de Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, presentó ayer a Nación un reclamo por diferencia de liquidación de regalías hidroeléctricas. El reclamo abarca el período comprendido entre agosto de 2016 y julio de 2021 por la suma de 1.164 millones de pesos, más intereses. El gobernador Omar Gutiérrez destacó que “esto va en línea con la […]

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Tierra del Fuego: La Secretaría de Hidrocarburos de la provincia y la UNTDF firmaron un convenio marco de trabajo colaborativo

El Secretario de Hidrocarburos del Gobierno de la provincia de Tierra del Fuego AIAS, Alejandro Aguirre, habló sobre la firma del convenio marco con la Universidad Nacional de Tierra del Fuego para la colaboración y el trabajo en territorio, investigación y divulgación científica. Señaló que en este convenio también se contempla la ejecución de prácticas profesionales asistidas a las y los estudiantes en el final de su trayecto de grado para obtener experiencia laboral. En este sentido, Aguirre manifestó que “firmamos el convenio marco de colaboración y cooperación institucional entre la Universidad Nacional de Tierra del Fuego AIAS y esta […]

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Carga de GNC a camiones: No hay norma nacional y las distribuidoras adoptan sus propios criterios

No hay acuerdo sobre cómo aplicar la normativa para abastecer al transporte pesado. ENARGAS posterga el envió a consulta pública de la ordenanza que regula el suministro de gas al transporte pesado y las bocas de carga se ajustan a las pautas que imponen las licenciatarias zonales. Anteayer se realizó la reunión ordinaria de la Comisión de Usuarios de Expendedores de GNC del ENARGAS, para analizar las cuestiones propias del sector. De dicho encuentro surgió el compromiso de las autoridades de enviar a consulta pública la reglamentación del abastecimiento de gas al transporte pesado, especialmente las distancias que deberán observar […]

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Putin anuncia la creación de nuevo plan energético y económico con Bielorrusia para finales de 2023

El presidente ruso, Vladimir Putin, ha anunciado este jueves la creación de un nuevo plan energético y económico con Bielorrusia para finales de 2023, con la creación de un proyecto conjunto de gas, la unificación de sus mercados de petróleo y productos derivados del crudo, así como un convenio sobre electricidad. “Hemos pactado llevar a cabo una política macroeconómica común, armonizar la política monetaria, integrar los sistemas de pago, garantizar la seguridad de la información y profundizar en cooperación aduanera y fiscal”, ha explicado Putin tras reunirse en Moscú con el presidente bielorruso, Alexandr Lukashenko. “Nos estamos moviendo hacia una […]

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Una comunidad mapuche propuso una “aduana” para permitir el ingreso a un territorio en disputa en Neuquén

Son los Kaxipayiñ que piden a Nación y a Provincia que termine con el relevamiento de tierras. A partir del lunes 13, los mapuches anotarán a los socios que entren y salgan del lago. El conflicto entre los mapuches Kaxipayiñ y el Club de Caza y Pesca del lago Mari Menuco llegó otra vez a un pico de tensión: integrantes de la comunidad estuvieron apostados en el portal de ingreso de la Ruta Provincial 51 y sostuvieron que a partir del próximo lunes 13, dejarán entrar a los socios “anotando a cada uno”, en una franja de ingreso al “territorio […]

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Las startups argentinas recibieron una inversión de 1.200 millones de dólares sólo en 2021.

El capital emprendedor y semilla se quintuplicó. Las BioTech y las FinTech son las más buscadas por los que quieren aportar capital Según un estudio de la Asociación Argentina de Capital Privado, Emprendedor y Semilla (ARCAP) y Microsoft, la cantidad de transacciones de capital emprendedor y semilla aumentó notablemente con respecto al primer semestre del 2020. La suma total llegó a los 210,7 millones de dólares, cinco veces más que el mismo periodo del año pasado. Pero lo mejor llegó en el bimestre julio-agosto, cuando diez startups argentinas superaron los 950 millones de dólares en inversiones. BioTech, FinTech y Software […]

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Bolivia agota sus recursos por falta de nueva Ley de Hidrocarburos

La falta de una normativa sumado a la disminución de la producción y caída de las reservas de gas, provocan que los recursos económicos se acaben de a poco y los anuncios gubernamentales, sean solo promesas que no se cumplen, reflexionó el exsecretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, José Padilla. Las autoridades del sector hidrocarburos indicaron que la producción de gas subió a 47 millones de metros cúbicos día (MMmcd), pero aún no llega al pico de 2013, de 60 MMmcd, y la pasada gestión bordeaba los 43 MMmcd. La declinación de los megacampos de gas es […]

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Schneider y AVEVA unifican operaciones de minería para mejorar su seguridad y sostenibilidad

Los partners Schneider Electric y AVEVA están integrando las operaciones de 15 instalaciones distintas de Vale, para aumentar la seguridad, la sostenibilidad y la eficiencia de sus operaciones.

Vale de Minas Gerais

Líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, y AVEVA, líder mundial en software industrial para la transformación digital y la sostenibilidad, están unificando las operaciones de Vale, empresa mundial de recursos naturales y minería.

La combinación del software, la tecnología y la experiencia en minería de AVEVA y Schneider Electric proporciona a Vale la capacidad de integrar, centralizar y monitorizar de forma remota las operaciones de sus instalaciones en Mariana e Itabira en Brasil.

Vale se encuentra entre las cinco empresas mineras más grandes del mundo. Con sede en Río de Janeiro, el principal productor mundial de mineral de hierro, pellets y níquel cuenta con una plantilla de más de 170.000 personas en 38 países. El Complejo Mariana y el Complejo Itabira son dos de los principales puntos de producción de mineral de hierro de Vale, ubicados en Minas Gerais (Brasil). Juntos, los complejos son responsables de más del 75% de los datos de producción de las operaciones mineras de Vale en Minas Gerais.

La digitalización es fundamental para impulsar la eficiencia y la sostenibilidad en la minería, además de mejorar la seguridad a través de las operaciones en remoto. Con esta colaboración, Vale puede unificar las operaciones de múltiples instalaciones y actualizar su antiguo sistema por uno capaz de controlar de forma remota las diversas tecnologías de cada instalación minera. Con la solución de gestión remota, Vale aumenta su seguridad y reduce sus gastos operacionales, al mismo tiempo que mejora su eficiencia energética y, por lo tanto, su sostenibilidad.

Vale eligió a Schneider Electric y AVEVA por el rendimiento y la visibilidad que proporcionan sus soluciones, además de su flexibilidad, por ser agnósticas, lo que facilita la integración de múltiples tecnologías en varias instalaciones.

“Nuestro objetivo es mejorar de forma constante la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad, no solo ahora sino también para el futuro”, asegura Paulo Henrique Fontes Coura, líder senior de automatización de Vale. “Schneider Electric y AVEVA se han convertido en una parte integral de ese camino. Han proporcionado un servicio completo y personalizado de principio a fin que nos ayudó con la optimización, incluyendo la formación, el apoyo y el asesoramiento en todo momento”.

“Esta colaboración ha creado mucho más que la suma de sus partes”, afirma Gilberto da Cunha Vieira, Líder de Ingeniería Eléctrica y Automatización de Vale. “Estamos enormemente agradecidos a Schneider Electric y AVEVA por unir nuestras instalaciones”.

Schneider Electric ha implementado EcoStruxure Control Expert – Asset Link, en combinación con AVEVA System Platform y Modicon M580, para proporcionar visibilidad y unificar las operaciones de Vale. La tecnología permite que los datos se integren directamente en el sistema, por lo que los responsables de Vale tienen información al detalle sin tener que transferirla manualmente. Al reunir estos datos, ahora Vale puede crear un centro de operaciones principal y gestionar todo de forma remota. Esto mejora la eficiencia operacional, con menos personas onsite, lo que aumenta la seguridad.

Además, se han ahorrados costes gracias a poder contar con datos más rápidos para tomar decisiones; se ha obtenido una visibilidad y compatibilidad total para todas las plantas, proporcionando una única visión holística; y se ha conseguido una mejor coordinación en las operaciones y mayor eficiencia y productividad al unificar múltiples disciplinas en el mismo sitio. El proyecto ha permitido también una estandarización completa a través de una plataforma, con varios fabricantes de dispositivos, y una mayor sostenibilidad a través de la optimización de recursos

“Actualmente, la información es imperativa”, dice Rob Moffitt, President Mining, Minerals and Metals de Schneider Electric. “Impulsa la seguridad, la sostenibilidad y la rentabilidad. Es vital que un sector del que dependemos pueda funcionar de manera eficiente, segura y sostenible. El sistema que hemos creado para Vale junto con AVEVA es fundamental para este proceso. Esperamos que Vale desbloquee su potencial para entender, gestionar y mejorar sus operaciones en todo Brasil”.

“Las operaciones mineras son entornos con muchos datos, en los que la transformación digital puede impulsar la sostenibilidad y productividad para usar mejor los activos y optimizar el valor”, comenta Marc Ramsay, Vice President, Global Strategic Partners de AVEVA. “Junto con EcoStruxure de Schneider Electric, la AVEVA System Platform ayuda a Vale a crear las minas del futuro a través de operaciones contextualizadas, sobre una base colaborativa basada en estándares que unifica personas, procesos y activos en todas las instalaciones de la empresa, para una mejora operacional continua y real y para ayudar a tomar decisiones”.

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Ecuador anuncia convocatorias para construir más de 1000 MW de energías renovables 

La actualización del Plan Maestro de Electricidad de Ecuador plantea una ampliación ambiciosa del parque de generación por más de 6000 MW al 2031. Y, según detalla su anexo, estas nuevas inversiones no se harán si no es a partir de energías “limpias” (renovables y gas) que permitan una alineación con el compromiso por el cuidado del medio ambiente y la sostenibilidad energética.

Entre las convocatorias que se realizarán bajo la presidencia de Guillermo Laso, se prevén dos próximos Procesos Públicos de Selección (PPS) por un total de 1000 MW para contratar bloques de energías renovables no convencionales a largo plazo. 

La primera de estas iniciativas, impulsada por la gestión de gobierno anterior, contemplaba 200 MW de hidro, eólica, solar y biomasa. Con la asignación de Juan Carlos Bermeo Calderón como nuevo ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador, aquella meta se incrementó a 500 MW para ampliar la participación de estas fuentes de generación. 

Ahora, Ecuador redobla su apuesta por las energías renovables. En exclusiva para Latam Future Energy, Gabriel Argüello, nuevo viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, anunció que será a finales de noviembre de este año cuando concreten aquel primer proceso y reveló que durante 2022 abrirán un nuevo PPS para Bloques de ERNC también de 500 MW. 

No es menor el aporte a la actualización del Plan Maestro de Electricidad. El mismo contempla además una tercera convocatoria para Bloques de ERNC de 120 MW e incluso una cuarta convocatoria para Bloques de ERNC de 320 MW con fechas todavía inciertas pero que sumarán nueva potencia renovable junto a más de 20 proyectos hidro, eólicos, solares y de gas hasta superar los 6000 MW de nueva capacidad en esta década que comienza.

Palabras de Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador

“El nuevo motivador y catalizador en la transición energética es la incorporación en el plan del aumento de 200 a 500 megavatios de energía renovable este bloque comprende pequeñas centrales hidroeléctricas, bloques de eólicos y fotovoltaicos y un componente de biomasa. 

La promoción de este proyecto se realizará este mes y su convocatoria a Concurso Público de Selección (PPS) con inversión privada se realizará a fines de noviembre de este año. La inversión estimada es de 750 millones de dólares. [Estos proyectos] ingresarán a partir del 2024. 

También se convocará el desarrollo de un sistema de transmisión para incorporar al sistema petrolero con energías limpias hacia el Sistema Nacional Interconectado.

El siguiente gran paso en este proceso de transformación es el lanzamiento en el año 2022 de un nuevo Bloque de 500 megavatios de generación renovable, también ya incorporados en el nuevo Plan Maestro de Electricidad. 

Más adelante, se consideran nuevos bloques hidroeléctricos, biomasa y geotermia. El Ecuador consolida de esta manera su compromiso con el cuidado del medio ambiente y de sostenibilidad energética.

Tenemos grandes retos por cumplir dentro de la región para fortalecer la integración las interconexiones jugarán un rol clave en la complementariedad y mitigación de riesgos técnicos en la operación de los sistemas con base a la generación de energías renovables. 

Ratifico el compromiso de continuar con dedicación y transparencia generando oportunidades para el desarrollo productivo y social del Ecuador y de la integración regional». 

Acceda aquí a las declaraciones completas que realizó la autoridad que dirige la cartera de energías renovables en Ecuador, durante la apertura del Solar & Wind Virtual Summit, organizado por Latam Future Energy (una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam).

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Abierta inscripción al programa de especialización en proyectos de energías renovables

El Centro de Sustentabilidad para Gobiernos Locales (CeSus) abrió inscripciones para la cuarta edición de su Programa Ejecutivo en Proyectos Sustentables y Energías Renovables. 

“Trabajamos a partir de las capacidades y destrezas que tienen los distintos profesionales que participan como alumnos para impulsar sus proyectos con sustentos sólidos y vincularlos con sectores específicos donde se podrán llevar a cabo”, adelantó Gustavo Roldán, docente a cargo del programa.  

No se trata de un curso de instalador ni una capacitación virtual para quienes se inician en el sector energético. La propuesta es para orientar a los interesados en concretar sus ideas como emprendimientos sustentables viables en la coyuntura latinoamericana. 

Por su vocación como centro de formación y asesoría en sustentabilidad para Gobiernos locales, el CeSus pone especial atención en participantes del sector público además de empresarios, colaboradores y emprendedores con diseños en carpeta. 

Entre sus filas pasaron más de 120 alumnos que recibieron tutorías personalizadas, cuyo éxito se ve reflejado en los proyectos que han podido plasmar sus egresados en distintos países de la región. 

Esta nueva oportunidad académica de alto impacto inicia este 28 de septiembre. Consistirá en 12 clases teóricas-prácticas bajo modalidad virtual con asesoramiento de grandes profesionales del sector. 

Esta edición contará con nuevos referentes invitados además de la destacada plantilla docente que afianzó el programa en los últimos dos años.

Consulte el cuerpo docente aquí 

Es importante destacar que este Programa Ejecutivo emite certificado digital de aprobación al contar con un 75% de asistencia a las clases y entrega de un trabajo final.

No pierda la oportunidad de llevar su proyecto de sostenibilidad y energía renovable a la vida cotidiana, proponerlo a autoridades locales y generar un impacto significativo en las comunidades.

FECHA: del martes 28 de septiembre al martes 14 de diciembre
MODALIDAD: Virtual / 12 clases + tutorías personalizadas por alumno
HORARIO: Curso A: martes de 18 a 21 hs ARG
Tutorías 1 hora semanal
PLATAFORMA: ZOOM en vivo (las clases quedan grabadas para ser vistas según disponibilidad del alumno)
INSCRIPCIÓN: Consultas e informes
https://forms.gle/tZm4Ut4eV8u3Mkag6

Acceda al programa detallado en la página oficial del CeSus: https://cesus.org/ 

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Yingli inicia primera etapa de fabricación en su nueva planta de 5GW

Yingli Energy anunció la apertura y primera fase de fabricación de su más reciente planta de producción de Tianjin 5GW, donde fabricarán módulos solares de doble vidrio, vidrio sencillo y módulos completamente negros.

Con potencia que cubren de 400 W a 660 W y una eficiencia que supera el 21%, siendo estos los más avanzados de la industria.

La nueva fábrica de Tianjin Yingli, cuenta con un modelo de prácticas importantes para el desarrollo de la inteligencia industrial. Ya que cumple estrictos requisitos de «fábricas
ecológicas», con unidades de fabricación inteligentes, almacenes 3D y sistemas de transporte logístico, unidad de control de productos inteligentes, entre otras funciones.

“Yingli está como participante activo en el desarrollo de la industria fotovoltaica. Busca activamente la transformación inteligente, desarrollando nuevas tecnologías verdes y
otros aspectos que promuevan el rápido desarrollo de la industria de las energías renovables no convencionales”, asegura Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Es así que desde 2018, Tianjin Yingli fue aprobada como una «fábrica verde». Por tal motivo cuenta con una gestión sistemática en diversos aspectos como la selección inofensiva para el medio ambiente de materias primas, conservación de energía, reducción de emisiones nocivas y control automático del proceso productivo.

Reflejando así el gran sentido ecológico de las empresas de fabricación fotovoltaica.

Esta nueva fábrica contó con una inversión aproximada 255 millones de dólares, la cual está cambiando las industrias de características local, utilizando nuevos productos
fotovoltaicos que ahorran energía e integra el desarrollo de sectores como la agricultura y programas de sostenibilidad ecológica.

Apenas Tianjin Yingli entre con toda su capacidad de funcionamiento, se espera alcanzar una capacidad anual de 6,850 millones de yuanes. Además, en los próximos dos años,
Yingli espera aumentar el envío 15 GW de módulos a nivel mundial, mediante inversiones en tecnologías de fabricación.

“Trabajamos en afianzar los clientes que han sido fieles a nuestra marca por muchos años conociendo nuestra calidad y cumplimiento, buscando llegar a nuevos clientes para agrandar esa huella positiva que estamos dejando en el planeta” añade Neira Ardila.

 

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EE.UU. prevé incrementar la asistencia para ayudar a elevar la capacidad en energías renovables al 70% en Latinoamérica y el Caribe

El enviado especial para el Clima de Estados Unidos, John Kerry, anunció que su país tiene previsto incrementar la asistencia para ayudar a elevar al 70% la capacidad en energías renovables en Latinoamérica y el Caribe para el 2030. El anuncio fue en el acto de apertura de la Cumbre Latinoamericana sobre Cambio Climático organizada por Argentina. Kerry garantizó que habrá financiamiento de los bancos de EE.UU. para la transición energética pero destacó que es necesario tomar decisiones políticas.

“Hoy estoy listo para anunciar que tenemos planes para elevar nuestra asistencia en energías renovables para Latinoamérica y el Caribe, un esfuerzo regional liderado por el presidente Duque de Colombia, para incrementar la capacidad en energías renovables al menos hasta el 70% a través de la región para el 2030”, dijo Kerry.

El acto de apertura de la cumbre denominada «Diálogo de alto nivel sobre acción climática en las Américas» fue encabezado por el presidente Alberto Fernández, quien marcó la «necesidad de pensar mecanismos innovadores para reconstruirnos mejor». En ese sentido, puso sobre la mesa la propuesta del gobierno para canjear deuda externa por acciones climáticas. “Los canjes de deuda por acción climática, los mecanismos de pago por servicios ecosistémicos y el concepto de deuda ambiental, junto a la categoría de acreedores ambientales -que son los países menos desarrollados- son otras claves para la salida de la crisis”, dijo Fernández.

Financiamiento

Kerry no ahondó demasiado en el contenido de los planes para alcanzar esa meta en energías renovables en la región. En cambio, destacó que los bancos más importantes de Estados Unidos comprometerán billones de dólares a nivel global en materia de esfuerzos de adaptación al cambio climático en los próximos diez años.

“Hemos estado trabajando con los seis principales bancos en los Estados Unidos. Estos han dicho públicamente que el piso de lo que están dispuestos a invertir en el curso de los próximos diez años de forma de acelerar esta transición es de 4.16 billones de dólares, y esto es sin contar a los administradores de fondos, inversores privados y filántropos. Tenemos la capacidad de poner el financiamiento sobre la mesa, lo que necesitamos son decisiones políticas para que esto ocurra”, alentó Kerry a los países de la región.

En abril, JP Morgan anunció que comprometerá más de US$ 2.5 billones durante la próxima década en soluciones a largo plazo que aborden la acción climática y contribuyan al desarrollo sostenible. De ese dinero, un billón será destinado a proyectos verdes, incluída la energía renovable y las tecnologías limpias. El banco de inversión estadounidense también establecerá objetivos de emisiones para su cartera de financiamiento. Los objetivos se establecerían sector por sector y primero se centrarán en los sectores de petróleo y gas, energía eléctrica y fabricación de automóviles.

Por otra parte, el banco Citi también anunció que comprometerá un billón de dólares en finanzas verdes para el 2030.

Criterios ESG

El gobierno estadounidense está impulsando medidas y reformas para facilitar la canalización de fondos públicos y privados hacia proyectos de energías renovables y tecnologías verdes. En agosto, el Tesoro instruyó a sus representantes en los bancos multilaterales de desarrollo en los que el gobierno tiene una participación accionaria a que prioricen el otorgamiento de financiamiento para proyectos en energías limpias por sobre proyectos en gas y petróleo.

También está en discusión aplicar mayores criterios ESG (Environmental, Social and Governance) en el sistema financiero estadounidense. La E de Environmental engloba el efecto que la actividad de las empresas tiene en el medioambiente, de forma directa o indirecta, la S de Social incluye el impacto que una determinada empresa tiene en su entorno social, en la comunidad y la G de Governance alude al gobierno corporativo de la empresa, por ejemplo, a la composición y diversidad de su Consejo de Administración, las políticas de transparencia en su información pública o sus códigos de conducta.

La Securities & Exchange Commision trabaja en una propuesta para introducir regulaciones que obliguen a las empresas que cotizan en bolsa a entregar a pedido de sus accionistas información sobre el impacto ambiental directo o indirecto y los riesgos financieros asociados de las actividades que llevan adelante. La publicación de reportes sobre sostenibilidad ambiental es hasta ahora una decisión voluntaria de las empresas.

El establecimiento de requisitos obligatorios de apertura de información sobre sostenibilidad ambiental podría generar mayores dificultades de financiamiento para las compañías con activos en combustibles fósiles y desincentivar el flujo de inversiones hacia estas.

La entrada EE.UU. prevé incrementar la asistencia para ayudar a elevar la capacidad en energías renovables al 70% en Latinoamérica y el Caribe se publicó primero en EconoJournal.

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