Comercialización Profesional de Energía

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YPF incrementó la producción de shale gas un 126% en Vaca Muerta

Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream (exploración y producción) No Convencional de YPF, señaló hoy que la compañía “incrementó un 126%” la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año. “Hemos crecido un 126% en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta”, señaló Iuliano en una jornada virtual sobre Energía organizada por el diario Río Negro. Además resaltó el trabajo que comenzó a fines […]

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Pecom brindará servicios de O&M en ocho campos petroleros en Brasil

Pecom inició la semana pasada los servicios de Gerenciamiento, Operación y Mantenimiento para la empresa 3R Petroleum en los ocho campos terrestres de Água Grande, Bonsucesso, Finca Alto das Pedras, Pedrinhas, Pojuca, Río Pojuca, Tapiranga y Tapiranga Norte, que constituyen el Polo Rio Ventura, en la cuenca del Recôncavo, en Bahía (Brasil), cuya producción promedio es de 780 barriles de petróleo por día (bpd) y 41.000 m3/d de gas natural.

“Estamos muy felices y orgullosos de seguir creciendo en Brasil. Nuestros conocimientos técnicos sobre la operación y mantenimiento de yacimientos en cuencas maduras son un valor agregado que nuestros clientes destacan”, señaló Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM. Asimismo, el directivo agregó que “la obtención del contrato del Polo Río Ventura permite profundizar la estrategia de internacionalización de la compañía”.

Javier Gremes Cordero, CEO de Pecom

En junio de 2020, la empresa de servicios del Grupo Pérez Companc, empezó a brindar los mismos servicios para 3R Petroleum en sus siete campos de gas y petróleo situados en el Polo Macau, Río Grande del Norte. Dicho Polo engloba los campos de Aratum, Lagoa Aroeira, Macau, Serra, Salina Cristal, Porto Carão y Sanhaçu y está situado a 200 km de la ciudad de Natal. La producción total de petróleo y gas de esas áreas es de aproximadamente 5000 barriles de petróleo equivalente por día.

Con más de 70 años de experiencia en el territorio argentino, PECOM ofrece soluciones de operación y mantenimiento, ingeniería y construcciones, tratamientos y productos químicos, levantamiento artificial de fluidos (Artificial Lift), ensayos de pozos y servicios de alambre (Well Testing & Slick Line), servicios medioambientales y soluciones eléctricas y electromecánicas para yacimientos y refinerías. Ahora, la labor de la compañía en Brasil abarcará también la comercialización de bombas de profundidad para la producción de petróleo.

PECOM tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Perú. Cuenta con cerca de 5.500 colaboradores y en 2020 facturó 327,2 MM USD.

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Total: “Queremos ofrecer un conjunto de energías con menos emisiones de carbono”

Sergio Georgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de la petrolera Total, se refirió al cambio de nombre de la firma. Hizo foco sobre la importancia de la transición energética. Georgi hizo un balance de la importancia del plan gas para mantener los niveles de producción, pero aseguró que es importante ir hacia un libre mercado. En el mismo sentido se refirió al proyecto de la nueva ley de hidrocarburos que está desarrollando el gobierno nacional. En ese sentido, en sintonía con el resto de los directivos que pasaron por las octavas jornadas de Energía, es necesario dejar ingresar divisas […]

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PAE sobre la transición energética: “El gas está llamado a jugar un rol fundamental”

Danny Massacese, Upstream Managing Director de Pan American Energy brindó detalles de los planes de inversión de la operadora para 2022, enoctava edición de las Jornadas de Energía que organiza Editorial Río Negro. El geólogo, egresado de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, detalló los planes de inversión para el año que viene y cuál fue el impacto de la pandemia en la producción de la firma. Destacó la importancia de que Argentina sea un país exportador de gas. Detalló que en Vaca Muerta, a pesar de la grave crisis sanitaria, fue menor. Agregó que el objetivo […]

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Vaca Muerta 2021: Tecpetrol alcanzará un nuevo récord en Fortín de Piedra

Para agosto de este año proyectan incrementar las extracciones de gas a 18 millones de metros cúbicos por día. Aseguran que el lanzamiento del Plan Gas fue clave para reactivar el sector. La petrolera del grupo Techint anunció en las Jornadas de Energía de Río Negro que se prepara para batir el récord de producción en su área estrella en Vaca Muerta: Fortín de Piedra. El CEO de la compañía Ricardo Markous reveló que planean alcanzar los 18 millones de m3 de producción de gas en agosto de este año. “Estamos llegando al plateau de 2019 que se va a […]

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Vista tiene un horizonte de crecimiento del 40% en la producción de 2021

Octava edición de las Jornadas de Energía. Juan Garoby, Co-fundador y COO de Vista Oil & Gas y es el máximo responsable de las operaciones de la firma en Argentina y México. Garoby hizo un análisis del impacto de la pandemia en la producción y el crecimiento luego de un año complejo. “El año pasado fue bastante complejo. A fines de marzo entre la pandemia y la crisis del precio del crudo, se confirmó lo que llamamos una tormenta perfecta. Impactó fuerte, no solo a Vista sino a todas las compañías. Tuvimos casi tres meses parados. Luego empezamos a reactivar. […]

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Vaca Muerta: Shell va por una segunda planta producir 72.000 barriles

La petrolera tiene en carpeta la construcción de otra Planta Central de Procesamiento para finales de 2022. Dependerá de su avance en la producción, las condiciones de mercado y de las reglas de juego. Algunas semanas atrás la petrolera angloholandesa Shell inauguró una planta de Planta Central de Procesamiento (CPF, por sus siglas en inglés) en Vaca Muerta con una capacidad de 30.000 barriles y ya proyecta una planta gemela para ampliar su capacidad. Así lo confirmó el gerente de Operaciones de Argentina de Shell, Sebastián Regis,a Energía On. “El plan que tenemos es continuar con la perforación de 30 […]

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2035: FIN DE LOS MOTORES A COMBUSTIÓN EN UE

Desde Bruselas presentaron una serie de propuestas que contemplan para ese año el fin de la comercialización de automóviles movidos a base de combustibles derivados del petróleo y la implementación de impuestos a la aeronafta. La Unión Europea (UE) lanzó este miércoles las bases de su transformación para combatir el cambio climático, con un conjunto de propuestas que contempla el fin de la comercialización de automóviles con motores de combustión para 2035. El enorme plan se propone ayudar a alcanzar la meta de reducir para el año 2030 al menos el 55% de las emisiones de carbono con relación a […]

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La descarbonización de la economía en América Latina generará 15 millones de empleos, según el BID

La puesta en marcha de políticas fiscales orientadas a la descarbonización de las economías de América Latina y el Caribe puede generar hasta 15 millones nuevos empleos en la región para 2030, según un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El estudio del organismo sugiere que las políticas enfocadas al crecimiento económico verde tiene el potencial de aumentar la resiliencia al cambio climático y generar nuevas oportunidades de empleo. Asimismo, el texto destaca la importancia de reducir la dependencia económica en los combustibles fósiles, a través de la reducción de subsidios a empresas del sector, con el objetivo […]

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Menna presentó un proyecto de ley para garantizar la protección de las regalías petroleras

El diputado nacional Gustavo Menna (UCR-JxC) presentó ayer un proyecto de ley para garantizar que las regalías petroleras de las provincias productoras estén protegidas de embargos y ejecuciones judiciales por la aplicación de la Ley de Vacunas contra el COVID-19. Acompañaron la presentación legisladores pertenecientes a provincias que integran la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). El proyecto de ley incorpora a la Ley de Vacunas un artículo en el cual protege a las “regalías de cualquier especie que perciban a tengan derecho a percibir las provincias en función de concesiones de explotación de los recursos naturales existentes […]

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El ministro Quijandría Acosta planteó retomar subastas de energías renovables en Perú

De acuerdo con el Ministerio de Ambiente, Perú es responsable del 0,4% de las emisiones de co2 a nivel global. Visto aquello, a través de la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), el Estado se comprometió a que sus emisiones netas de gases de efecto invernadero no excedan las 208,8 MtCO2eq en el año 2030.

Para lograrlo autoridades como el ministro del Ambiente, Gabriel Quijandría Acosta, identificaron una serie de desafíos climáticos en distintos sectores productivos del país como el energético y el de transporte.   

En detalle, para el ministro Quijandría el desafío comprende 92 medidas de adaptación para reducir los niveles de vulnerabilidad y riesgo asociado al cambio climático y 62 medidas de mitigación para lograr al menos un 40% de reducción de emisiones de GEI en esta década que comienza.

Puntualmente en el sector energético, el ministro advirtió falta de atención a la urgencia climática y la necesidad de incorporar más energías renovables en el sector eléctrico.

«Una política que ha sido exitosa en el país ha sido la promoción de la incorporación de energías renovables en la matriz». 

«Estudios regionales, como aquellos elaborados por el BID, han hablado sobre las subastas impulsadas por el Ministerio de Energía y Osinergmin, mostrando como caso concreto los precios competitivos alcanzados sobre todo en la última convocatoria frente a fuentes tradicionales», indicó durante un evento organizado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

Desde la óptica del ministro, las NDC son «robustas» y el planteamiento para cumplir con ese compromiso es “viable, factible, creíble y alcanzable” para el sector energético peruano. Una alternativa para lograrlo podrían ser las subastas de energías renovables que continúan mostrando precios competitivos. 

«No resulta muy claro porqué hemos dejado de hacer esto, porqué hemos detenido el proceso de hacer nuevas subastas y llevar adelante estos procesos», cuestionó. 

«Hay una argumentación de que las subidas de los precios están asociadas a la incorporación de las energías renovables en la matriz. Pero yo no estoy seguro de que sea así. La proporción en la que han crecido no justifica que el efecto de ese crecimiento en el precio venga por la producción de energía renovable».

Según el relevamiento del ministro, las subastas habrían permitido a Perú aumentar su participación de ERNC de un 0,5% a un poco más del 6% en tres años. Por lo que el retorno de aquellas medidas de acción climática sería beneficioso para Perú. 

“Esfuerzos vinculados a la incorporación de energías renovables en la matriz, el aumento de eficiencia energética, la electrificación de la economía, soluciones basadas en la naturaleza y la economía circular es de donde va a salir la reducción de emisiones que necesitamos para bajar el 40% de las emisiones al 2030 y llegar a la carbono neutralidad al 2040”, concluyó. 

 

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Colombia dispone a consulta pública el pliego de la subasta de energías renovables

El Gobierno de Colombia dio un nuevo paso hacia el desarrollo de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables. Esta semana XM (nuevo administrador de este proceso) y FENOGE firmaron un contrato para financiar el despliegue técnico, jurídico y tecnológico requerido para implementar la nueva convocatoria.

En efecto, XM (ver plataforma) dio a conocer el Pliego (ver en línea) de la nueva subasta donde se detallan los aspectos que ya se venían fijando a través de distintas resoluciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, como que los contratos se celebrarán en pesos colombianos a un plazo de 15 años y que los proyectos adjudicados deberán entregar energía a partir del 1 de enero del 2023.

Este Pliego, preliminar, quedará sometido a consulta pública hasta el 23 de este mes. Así, quedará abierto a comentarios que los distintos actores del mercado pudieran realizarle, los cuales no serán vinculantes pero servirán al Gobierno para introducir cambios, en caso de considerarlo.

De acuerdo al cronograma establecido, el Ministerio de Minas y Energía tendrá tiempo hasta el jueves 29 de este mes para introducir cabios y, un día después, el viernes 30, se publicará el Pliego definitivo.

Si el calendario quedara establecido tal como propone el Pliego provisorio, la entrega de sobres por parte de los oferentes tendría lugar del 3 al 6 de septiembre de este año. Y la adjudicación de proyectos se daría el 26 de octubre. La firma de contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) tendría lugar entre el 28 de octubre al 15 de diciembre de este año.

Fuente: XM“La publicación de los prepliegos y condiciones de la subasta es un paso más que nos permitirá seguir consolidando este salto histórico, permitiendo recibir aportes para tener la mayor participación y asignación en la subasta”, resaltó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

De acuerdo a cálculos del Gobierno, teniendo en cuenta las condiciones que impone la nueva subasta, podrían participar proyectos de energías renovables por alrededor de 4,2 GW, buena parte de ellos serían solares fotovoltaicos.

“La transición energética de Colombia es una realidad que se demuestra con hechos. Esta nueva subasta de energías renovables nos permitirá seguir afianzando la diversificación de la matriz eléctrica colombiana, haciéndola más resiliente y limpia, al tiempo que fortalece el liderazgo del país en la incorporación de este tipo de fuentes”, enfatizó Mesa.

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Sequía histórica del Paraná: Yacyretá al 50%, problemas en usinas térmicas y contingencia en Atucha por la toma de agua de las centrales nucleares

La bajante histórica que afecta al río Paraná por la peor sequía en casi un siglo en Brasil encendió las alarmas de las distintas plantas de generación de energía en la Argentina que necesitan abastecerse de agua de esta cuenca para su funcionamiento. El efecto inmediato es una baja en la generación hidráulica de Yacyretá. Pero, además, por la caída del Paraná están en riesgo potencial 2.400 MW de distintas centrales térmicas y las nucleares de Atucha I y II.

Según aseguraron fuentes gubernamentales a Econojournal, en el corto plazo “tenemos incertidumbre” y lo que ocurra con el caudal del río aguas arriba en los próximos 20 o 30 días “es clave” para la operación de las centrales eléctricas. “La sequía tiene un primer efecto directo y es la bajante del Paraná, que va a significar menos generación de energía de Yacyretá”, explicó un funcionario del área eléctrica del gobierno. “Pero hay un efecto indirecto que es la dificultad en las tomas de agua de las centrales térmicas”, añadieron desde la compañía. La falta de agua en el Paraná ya provocó que el gobierno tenga que reforzar las importaciones de combustibles convalidando precios récord.

“La cota (altura del río en la toma de agua de las centrales) en mayor riesgo es la de la Central Térmica de Vuelta de Obligado, pero como todavía no tenemos la previsión para los próximos dos meses estamos evaluando las condiciones. No tenemos certezas”, remarcaron las mismas fuentes del gobierno, que trabajan sobre los informes de previsión del Instituto Nacional del Agua (INA). Si la situación permanece estable en estos niveles del Paraná, “no vemos un problema de abastecimiento, pero si de costos (en la generación de energía). Es decir, si perdemos un ciclo combinado lo tenemos que reemplazar con más combustibles”, aclararon desde Cammesa.

Las plantas que están en riesgo

Por la sequía histórica que afecta a la cuenca del Paraná están con riesgo 2.400 MW. En todos los casos, los operadores están trabajando con planes de contingencia:

– La generación de Yacyretá, que está aportando 800 MW para la Argentina y 200 MW para Paraguay, podría verse afectada en el corto plazo. Según el último informe de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), esta semana se registró un caudal de 5.700 metros cúbicos por segundo (m3/s), cuando el promedio es de 13.000 m3/s en esta época del año. En junio, el caudal mensual promedió 6.200 m3/s, un valor igual al registrado en la caída de 1934 y el segundo más bajo desde 1901. La EBY cree “muy probable la profundización de la bajante del río Paraná”. Desde Cammesa estimaron que, si baja el entrante en 1.000 m3/s, la baja en turbinado de Yacyretá para la Argentina sería de alrededor de 200 MW.

–La Central Termoeléctrica de Vuelta de Obligado de 250 MW, en la localidad de Timbúes en Santa Fe, es la planta que tiene más riesgo de perder generación si el caudal del Paraná continúa bajando. La operación de esta central depende de cómo se comporte el río en los próximos días.

-La Central Termoeléctrica San Martín de 250 MW (también en Timbúes), si bien no tiene los niveles de riesgo de la de Vuelta de Obligado, su operación podría complicarse si se profundiza la baja del río.

-Con menor riesgo a las anteriores aparecen las centrales de generación de la localidad de San Nicolás, en la provincia de Buenos Aires, que suman 1.100 MW. Se trata de la planta a turbo vapor San Nicolás I de 300 MW y de la Central Térmica San Nicolás I (AES Paraná) de 800 MW.

–Las centrales nucleares Atucha I y II, instaladas en el partido de Zárate (Buenos Aires), toman agua de la misma cuenca. Están aportando en estos momentos alrededor de 1.000 MW. Si bien el riesgo es aún menor al de las centrales térmicas, la operación de estas plantas podría complicarse si persiste la caída del río Paraná. De hecho, se contrató una draga para garantizar la disponibilidad del agua.

-La bajante del Paraná también despertó una alarma por el acceso de los buques regasificadores de gas natural licuado (LNG) a la terminal de Escobar. Por ahora no hay riesgos de operación, pero si es necesario que los barcos hagan maniobras distintas a la habituales.

Sequía en Brasil y efecto aguas abajo

La sequía en Brasil es la peor en casi un siglo. Las precipitaciones se sostienen por debajo del promedio histórico desde octubre de 2019. Aguas abajo, el efecto es de una fuerte caída en todo el río Paraná que también está afectado el transporte por barco y, en algunas zonas, ya hay efectos sanitarios. En Cammesa también explicaron que la situación del río en la Argentina va a depender no sólo de las lluvias, sino también de lo que haga Brasil con los embalses.

Según el Instituto Nacional del Agua (INA), por el Paraná está ingresando a la Argentina el 40% del promedio de los últimos 25 años del caudal de agua y la bajante de 2021 está en los niveles de los registros históricos de 1934 y 1944. En Rosario, por caso, se registraron bajas de tres metros.

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Preocupación en AMER por el impacto de las políticas públicas sobre el sector de las renovables en México

La Secretaría de Energía de México (SENER) recientemente reconoció que el país no alcanzará las metas de generación limpia establecidas en la Ley de Transición Energética y el Acuerdo de París. 

Este dato se vio reflejado en la publicación del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2021-2035, que detalla la planificación anual con un horizonte a quince años y alineado a la política energética en materia de electricidad, y allí se detalla que México llegaría al 31% para 2024, pero la ley establece un mínimo del 35% para dicho año.

Raúl Asís Monforte González – Presidente de AMER

Al respecto, Energía Estratégica se contactó con Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C, quien expuso su visión sobre el tema en cuestión. 

“Es probable que esos pronósticos planteados en el PRODESEN – previamente mencionados- lo único que están mostrando es una realidad que no es posible ocultar”, señaló. 

A lo que apuntó el especialista es que “este gobierno se ha empeñado en entorpecer los proyectos de generación limpia, obstaculizarlos por cuanto medio tienen a su alcance, y eso ya ha enviado señales de incertidumbre a los inversionistas, y han ocasionado un freno al crecimiento que se tenía desde hace algún tiempo”. 

“Posiblemente más que haber alguna intención al reconocerlo, es que no puede ser ocultado, no hay modo de que aplicar políticas equivocadas no se vea reflejado en la realidad”, agregó.

– ¿Qué consecuencias podría acarrear el incumplimiento? – Frente a esta pregunta, y si bien las metas del Acuerdo de París y la NDC (por sus siglas en inglés) son metas voluntarias y no prevén sanciones, el presidente de AMER manifestó que “el país que incumpla, ya tendrá implícita una penalización debido a la pérdida de competitividad”. 

“Hoy en día no hay forma más barata de generar nueva energía que las renovables y limpias, especialmente solar y eólica, por lo que no avanzar en ese sentido implicará tarifas más caras para las industrias de ese país, y por lo tanto será un obstáculo para competir con productos de otros países”, sostuvo. 

Además marcó la posibilidad de “la pérdida de prestigio y buena fama internacional, dado que todos los demás países del mundo, coinciden en que no solamente se deberían de cumplir las metas, sino que éstas deben ser aún más ambiciosas y alcanzarse más rápidamente si queremos un futuro verdaderamente sostenible para la humanidad”. 

Por otro lado, en lo referido al panorama a futuro de la generación distribuida proyectado en el PRODESEN, donde se plantea que la potencia instalada en dicha materia podría alcanzar entre 9.179 MW y 13.869 MW en el Sistema Eléctrico Nacional para el 2035 y que ocuparía entre un 13% y un 19% a partir de dicho año en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial, Raúl Asís Monforte González expresó lo siguiente: 

“En la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente AC, creemos que estos escenarios son factibles, pero no solamente eso, queremos que verdaderamente se realicen todas las acciones tendientes a impulsar la GD, para que se alcance o rebase inclusive el pronóstico más optimista”. 

“Es posible, y debemos lograr esa meta, el planeta ya no aguanta más emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), tenemos que parar esto, o nos quedaremos sin futuro”.

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Gobierno de Chile debate el rol del gas en la transición mientras mejora competitividad de las renovables

Chile está cursando un amplio debate sobre qué se debe hacer con la norma técnica de Gas Natural Regasificado que presentó la CNE a consulta pública (descargar), la cual modifica la medida que se viene aplicando desde el 2016 y que dicta la inflexibilidad del gas, es decir, que toda empresa que le quede fluido sobrante pueda reclamar su prioridad dentro del mercado spot a costo cero.

La nueva norma de la CNE propone continuar con la inflexibilidad del gas pero acortarla a volúmenes anuales máximos de despacho; sin embargo, hay detractores de esta medida tanto por mantener el statu quo como por eliminarla completamente. Una de las que plantea su eliminación es Ana Lía Rojas, directora de la firma de asesoría energética EnerConnex.

En principio, la especialista valora que se esté dando este nivel de discusión pero manifiesta que el gas debería volver a ser flexible: que compita en precios con otras tecnologías.

En diálogo con Energía Estratégica, Rojas explica que la inflexibilidad del gas surgió como una medida excepcional, pero que su espíritu se desdibujó en los últimos años.

Los números la respaldan: según la CNE, en 2019 el 62% del  gas que se despachó fue declarado como inflexible, mientras que en el 2020 un 42%.

La consultora advierte que esto acarrea básicamente dos problemas, que califica como “graves”. Por un lado, -sostiene- desincentiva proyectos de energías renovables, sobre todo en aquellos que se enfocan directamente sobre el mercado spot, y eso repercute en las metas medioambientales de Chile.

“Lo que hagamos en esta década será fundamental para alcanzar la Carbono Neutral al 2050. Tenemos poco tiempo y tener una distorsión de los costos marginales que abarate el mercado no es la señal correcta que necesitamos para obtener las inversiones que nos va a permitir movernos hacia la transición energética”, opina Rojas.

Por otro lado, la especialista alarma “un problema mayor” al anterior: “Esta situación de depresión del costo marginal por las cuantiosas declaraciones de gas inflexible genera un descalabro en las cuentas de las empresas de energías renovables que no tienen contratos y le están vendiendo al spot. Estas empresas han empezado a entrar en una situación sumamente frágil desde el punto de vista financiero y algunas de ellas ya están en default”.

“Esto está generando que empresas incumbentes tiendan a comprar, a adquirir, activos de estas compañías más pequeñas que por no tener respaldo entran en dificultades financieras. De este modo se promueve una reconfiguración hacia la concentración del mercado”, observa la directora de EnerConnex.

Más renovables

Una de las hipótesis que manifestó la Comisión Nacional de Energía (CNE) es que si se eliminara la inflexibilidad del gas los costos del sistema eléctrico aumentarían a casi el doble: de 55 a 60 dólares por MWh a 90 o 100 dólares por MWh.

Ana Lía Rojas, directora de EnerConnex

Sin embargo, para Rojas ese escenario no tiene asidero real. “Esos cálculos se realizan suponiendo que el gas se reemplazará por diésel, pero eso no tiene ningún sustento ni económico ni técnico. La eliminación de la inflexibilidad va a permitir un mayor espacio para las renovables y para el gas flexible”, asevera.

Justifica: “El gas está pensado para ser el combustible de la transición energética, para apoyar a las energías renovables variables. Pero las empresas gasíferas también tienen que hacer inversiones para poder ampliar sus capacidades de almacenamiento y de regasificación, que hoy día se ve limitada por la inflexibilidad”.

Rojas cuenta que actualmente el mercado mundial del GNL ha cambiado respecto a algunos años atrás. “Hoy el mercado es más líquido, lo que permite redireccionar o reubicar cargamentos de GNL que en el punto de destino no se requieran por esta limitación de almacenamiento; eso se da en todos los mercados”, indica.

Sin embargo existen críticas que señalan que las energías renovables más económicas (eólica y solar fotovoltaica) tienen la limitación de la variabilidad, y que una situación de faltante de gas por la eliminación de la inflexibilidad podría generar problemas en el sistema.

Ante ello, Rojas manifiesta: “Eso podría solucionarse con señales de precios para las tecnologías que permiten que tanto la eólica y la solar fotovoltaica se transformen en centrales de base, como es con la incorporación de baterías. Hasta el día de hoy no hay señales de inversión para el almacenamiento, y esto ralentiza la transición energética”.

Además, cuenta que existen soluciones que permiten que las renovables ofrezcan otros tipos de servicios y atributos a la red eléctrica para que sean transformadas en tecnologías gestionables, como lo es la electrónica de potencia.

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La provincia de Buenos Aires sigue a la espera de la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

El proyecto de ley provincial impulsado desde la Honorable Cámara de Diputados, el cual propone adherir a la Ley Nacional N° 27.424, la cual establece el “Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública”, fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero todavía deberá pasar por tres comisiones distintas del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta última cámara.

Incluso el expediente D 169 2021 – 2022 – así está catalogado – ingresó a la primera comisión, la de Usuarios y Consumidores, recién el pasado miércoles 7 de julio, por lo que todavía allí se encuentra en estudio para definir si hay despacho favorable o no. 

Si el proyecto de ley provincial logra dicho despacho, también tendrá que tratarse en, al menos, otras dos comisiones más: Presupuesto e Impuestos y en la denominada Legislación General. Y además, según pudo averiguar Energía Estratégica, no sorprendería que también deba ingresar a la comisión de Asuntos Constitucionales y Acuerdos. 

Cabe mencionar que para que el proyecto tenga despacho en cada comité y avance en el proceso legislativo pertinente, precisará tener dictamen favorable en cada comisión, es decir, el cincuenta por ciento más un voto legislativo a favor. 

Sin embargo, si el proyecto llegara a requerir modificaciones o su continuidad es denegada, ya sea por decisión de alguna de estas comisiones o en el propio parlamento de la Honorable Cámara de Senadores de la Provincia de Buenos Aires, el expediente retornará a la cámara de origen, en este caso la de diputados y tendrá que comenzar nuevamente el proceso legislativo. 

Pero en caso que el Senado bonaerense también dé el visto bueno a la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires se convertirá en la décimo cuarta entidad territorial argentina en adherir a una ley que ya cuenta con dos distribuidoras inscriptas en la provincia.

Las mismas son la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (Edenor) y la Empresa Distribuidora y Comercializadora Sur S.A. (Edesur). 

Y según el último informe de avance publicado por la Secretaría de Energía de la Nación, Buenos Aires ya cuenta con 133 usuarios-generadores y acumula una potencia instalada de 793 kW. Mientras que hay otros 125 U/G y 864,8 kW de potencia reservada dado los trámites en curso. 

Además la normativa nacional actualmente cuenta con 503 usuarios-generadores conectados a la red a lo largo de todo el país, y con una capacidad instalada total de poco más de 5,2 MW, bajo lo contemplado en el último reporte de avance al cierre de junio. 

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«SolisCloud»: Así es la nueva plataforma de monitoreo fotovoltaico inteligente

A raíz de la pandemia, los sistemas de monitoreo a distancia de sistemas energéticos renovables se fueron sofisticando para facilidad de los usuarios e instaladores. Entre los fabricantes que apostaron a mejorar sus plataformas digitales se destaca Solis.

Desarrollado íntegramente por Ginlong Technologies, SolisCloud llegó para seguir innovando en el sector fotovoltaico junto a inteligencia artificial al servicio de la electrónica de potencia. 

“Había una debilidad en nuestro sistema de monitoreo anterior m.ginlong. Si bien era un sistema robusto, era limitada la información que recogía”, introdujo Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis. 

“Ahora, estamos invitando a todos nuestros clientes a migrar a la nueva plataforma donde encontrarán muchas más ventajas en lo que respecta al monitoreo del sistema solar -inversor, paneles, cargas críticas, etc.- y ahora también el almacenamiento”, agregó. 

SolisCloud ya está disponible para toda Latinoamérica. Los clientes de Solis pueden descargarla en su appstore, playstore o ingresando directamente al sitio www.soliscloud.com

Esta solución gratuita cubre a todo el abanico de inversores Solis en todos los segmentos de mercado, permitiendo un monitoreo en tiempo real con datos precisos sobre la energía 24/7, un análisis estadístico en detalle, generando alarmas inteligentes y optimizando el control remoto del sistema. 

Principalmente en el segmento residencial SolisCloud se posiciona como una de las principales herramientas digitales para instaladores que deben gestionar varios sistemas a distancia, ya que pueden realizar  cambios en la operación y en la configuración de los equipos de manera remota.

Van tres meses del lanzamiento oficial en Latinoamérica de esta plataforma en nube y el referente regional de la empresa china se anima a vaticinar que la industria irá por más.

«Claro que se puede seguir innovando. Claro que se puede seguir bajando los costos», confió el empresario.

Durante su participación en el más reciente evento de Latam Future Energy, Sergio Rodríguez desestimó el preconcepto de que los productos tecnológicos chinos sean de mala calidad y pronosticó que las mejoras en su oferta traerá aparejada una mayor competitividad. 

“Aunque existen productos de mala calidad, también hay excelentes productos”. 

“Es un mercado bastante joven, hay mucho campo para innovar”. 

Desde la perspectiva del referente de Solis, los fabricantes chinos facilitaron el acceso universal a la energía solar, bajando los costos de la tecnología frente al de otros competidores. 

“Con la llegada de empresas asiáticas como Solis, que tienen menos de 15 – 20 años en esta industria, la cantidad de productos y la cantidad de tecnología que se ha traído al sector ha ayudado a democratizar el mercado”. 

“El almacenamiento llega a independizar al usuario porque aislado de la red uno puede usar la energía a demanda y ser generador y consumidor. Sobre esto nos enfocaremos en los próximos años”, adelantó Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

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“El hidrógeno verde debe formar parte incuestionable de la futura planificación energética de Ecuador”

El desarrollo y potencial de producción del hidrógeno verde en Latinoamérica sigue siendo una tendencia que cada día suma más voces en el sector energético y cada vez más los países enfocan su mirada a este vector energético. 

Justamente el avance en dicha materia en Ecuador fue uno de los temas abordados por Kurt Freund, rector de la Universidad del Pacífico, durante el evento denominado “Expo Virtual Energías Renovables”. 

Allí el especialista señaló que el país cuenta con suficiente capacidad hidráulica, solar y eólica para producir energía limpia y económica, pero que si se observa la matriz energética, “todavía la gran parte de ella va a consumir hidrocarburos, y entonces el gran reto es la descarbonización, el proceso de transición energética y el aumento del consumo de energías renovables”. 

“Esa es la razón primaria por la que debemos pensar en el futuro del hidrógeno verde como una parte componente de este nuevo elemento. Y con eso cumplimos con los objetivos internacionales con los que somos suscriptores, como el Acuerdo de París”.

 “El hidrógeno verde debe formar parte incuestionable de la futura planificación energética del país”, aseguró.

– ¿De qué manera el país sudamericano podría enfocarse en el H2 verde? – Kurt Freund sostuvo la idea de impulsar nuevos proyectos eléctricos a partir de energía limpia y con un excedente generar ese vector energético. 

“Hablamos de mega exportaciones, donde 100 MW pueden generar cien millones de dólares de exportación de hidrógeno verde por cada año una vez instalado, es decir, de valor agregado”. 

“El hidrógeno verde puede ser exportado al resto del mundo, porque conforme avanza el tiempo tendremos eficiencias, nuevas maneras de almacenamiento y cómo exportarlo”, manifestó. 

Además, apuntó al hecho de conseguir mantener costos bajos en la producción de esta tecnología, logrando un promedio por MWh cercano a los cuarenta dólares para el año 2025. “Con eso se puede estar pensando que somos muy competitivos para exportar a cualquier lado del mundo”, mencionó.  

“Tenemos una gran oportunidad para hacer este tipo de exportaciones y avanzar en el concepto de hidrógeno verde”, adicionó a sus declaraciones.

Por otro lado, también se refirió a otro tipo de modelo de negocio en torno al H2 producido a partir de fuentes de generación limpia: el consumo local. Sobre este tema opinó que no cree que en las ciudades sea primordial, “porque crecerá el consumo de vehículos eléctricos”, pero sí en el sector minero y transporte entre grandes distancias.

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Tendencias: Reconocida cadena de hotel invierte en su primera micro-red de Latinoamérica

La micro-red les permitirá evitar la emisión de 20.8 toneladas de Carbono (CO2) al año, generar ahorros económicos, tener cobertura energética y aumentar la resiliencia ante cualquier fallo en el flujo eléctrico.

Una micro-red eléctrica es un sistema integrado de generación y distribución de energía en baja o media tensión compuesto de paneles solares, baterías para el almacenamiento, inversores de energía y un software de control que vigila la generación, almacenamiento y distribución de la energía producida.

Las micro-redes pueden ser controladas como entidades individuales u operadas en paralelo a la red pública sin causar disturbios en la misma.

Pueden intencionalmente funcionar de manera independiente de la red para protegerse durante una fluctuación en voltaje y/o cualquier anomalía proveniente de la misma, brindando una capa adicional de confiabilidad en la operación de los clientes mientras se sostiene parcialmente a través de baterías de almacenamiento.

La iniciativa se deriva de los pilares de sostenibilidad de las compañías y del programa Serve de Marriott International, a través de la cual la cadena hotelera pretende impactar de manera positiva las comunidades de todo el mundo donde opera.

“Proyectamos generar un beneficio al ambiente con la reducción de las emisiones de carbono, al tiempo que se disminuye el consumo eléctrico. Esta acción es consecuente con las inversiones realizadas desde el año 2017 que inciden en la sostenibilidad como elemento central para mejorar la experiencia de nuestros huéspedes”, comentó Daniel Grew, Director Estratégico en Sostenibilidad para CPG Hospitality.

La inversión representa un cambio importante en cómo el hotel operará energéticamente. El trabajo inició en marzo y estará listo en noviembre del presente año, generando más de 30 empleos indirectos en el país.

Por su parte, Dennis Whitelaw, Gerente General de Costa Rica Marriott Hacienda Belén, considera que “el viajero de hoy si bien disfruta de un resort con todas las comodidades, busca opciones que, en paralelo, mantengan una operación amigable con el ambiente, de manera que su visita sea confortable y no represente un alto impacto al ambiente. Esta iniciativa se une otras acciones que realizamos en pro del ambiente, tal es el caso de la siembra de árboles».

La instalación de la micro red eléctrica está a cargo de la empresa nacional greenenergy® quienes son los representantes en Costa Rica de las marcas que se están instalando en el sistema.

Heila Technologies de Boston, Massachusetts, es una de las marcas que greenenergy® representa y son los proveedores del software de control y optimización Heila EDGE®, que será usado como el cerebro de la micro-red. Heila es conocida por implementar la inteligencia artificial y el aprendizaje automático en sus productos, que es la arquitectura más avanzada de la industria actual.

“En greenenergy® estamos constantemente evolucionando, investigando e innovando para ofrecer soluciones de energía limpia con la tecnología más avanzada. Son soluciones que aportan a la reactivación económica del país, beneficiando a nuestros clientes en sus objetivos de triple utilidad y, en este caso, que aportan al posicionamiento de Costa Rica como una opción de turismo sostenible”, comentó Fernando Ortuño, director general de greenenergy® Costa Rica.

“Nuestra misión es proveer soluciones inteligentes a más sitios que están enfocados en ahorros y resiliencia y estamos orgullosos de haber sido elegidos por greenenergy® para ofrecer la tecnología más avanzada a CPG Hospitality y Enjoy Group. Seguiremos trabajando en el futuro para facilitarle a más empresas en Costa Rica y la región la alternativa más avanzada de micro-redes eléctricas ”, añadió Francisco Morocz, CEO de Heila Technologies.

 

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YPF, Vista y Tecpetrol recuperan producción y aguardan proyecto oficial para inversiones

Directivos de principales compañías energéticas que operan en la producción de hidrocarburos en el país coincidieron en destacar –por separado- los buenos resultados logrados desde la puesta en vigencia del Plan Gas Ar, diseñado por el gobierno nacional, al tiempo que aguardan con expectativa el texto definitivo del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en el sector. Se estima que el proyecto se conocería la próxima semana y sería enviado de inmediato al Congreso de la Nación para su consideración y tratamiento a partir de agosto.

Los directivos también coincidieron en describir que, luego del freno productivo que provocó la Pandemia del Covid 19 en gran parte del 2020,  sobre el final del año y en el inicio del 2021 se retomó la actividad y se están recobrando niveles de producción pre-pandemia, continuando con la aplicación rigurosa de protocolos sanitarios específicos dispuestos para esta industria.

Al respecto, el vicepresidente de Upstream  (exploración y producción) No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, señaló que la compañía “incrementó un 126 por ciento”  la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año.

“Hemos crecido un 126 por ciento  en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta”,  señaló Iuliano al participar de manera virtual en una Jornada sobre Energía que organizó el diario Río Negro.

Iuliano resaltó el relanzamiento de la actividad a fines del 2020 , que permitió poner los equipos en marcha e iniciar el proceso de producción, particularmente a partir de los incentivos del Plan Gas.

“De  la mano del Plan Gas pudimos poner en el mercado casi  33 millones de metros cúbicos día (convencional y no convencional), lo que representa un crecimiento de 31 % en la producción de gas de la compañía, remarcó, y añadió que de una producción de 5 millones de metros cúbicos de shale gas diarios, se pasó a los “actuales 12 millones”.

En cuanto al escenario exportador en materia de hidrocarburos, Iuliano recordó que YPF “lleva adelante un plan de negocios que tiene por objetivo generar un volumen de producción de petróleo sostenible para poder exportar.  Y para hacerlo, primero, tenemos que lograr los mismos niveles de eficiencia de nuestros competidores”.

El directivo de YPF destacó el crecimiento del nivel de actividad en Vaca Muerta: “Llevamos varios meses con más de 400 etapas de fractura, y debemos continuar con ese ritmo de perforación de pozos para mejorar la competitividad”.

Asimismo,  subrayó la importancia de los incentivos que, estima,  contendrá para el sector el proyecto de ley que prepara el gobierno, en consulta con los diversos actores de esta industria –gobiernos de las provincias con recursos hidrocarburíferos, empresas y gremios de la actividad-.

“La ley de fomento de inversiones es fundamental y seguramente será útil para toda la industria ya que genera condiciones sustentables.  Me pone contento que tanto Energía, el gobierno nacional y los gobiernos provinciales puedan ver con claridad la oportunidad que ofrece Vaca Muerta”, remarcó Iuliano, quien proyectó para el 2022 “un nivel de actividad similar o algo por arriba del de éste año, tanto en petróleo como en gas”.

 “Será un plan de inversiones en perforación y producción agresivo, para crecer con eficiencia, generar empleos y alentar el crecimiento de empresas proveedoras locales”, destacó.

En la misma Jornada Juan Garoby, cofundador y COO de Vistal Oil & Gas refirió que “luego de la difícil situación que atravesamos en 2020 –pandemia, caída de precios internacionales y la macroeconomía- hacia fin de año tomamos un impulso que nos permitió empezar el 2021 con buen nivel de actividad,  y registrar en el primer trimestre una producción de 34 mil barriles día, un  30 % más respecto al mismo trimestre de 2020”.

“En  tres años de actividad hoy somos segundo productor de shale gas y tercero de petróleo en el país, con un plan de crecimiento sostenido apalancado en Bajada del Palo (no convencional – Neuquén) describió Garoby, quien destacó que “hoy estamos en 40 mil barriles por día (boes) y creemos que nuestro objetivo de promediar 38 mil boes en el año es cumplible”.

Al respecto,  y proyectando al 2022 refirió que “tenemos capacidad ociosa para incrementar hasta 50 mil boes día sin necesidad de hacer mayores inversiones que las ya realizadas”.

El directivo hizo hincapié en la eficiencia operativa que la compañías está logrando,  “mejorando  costos por pozo perforado ya que estamos por debajo de 10 millones de dólares por pozo, estamos perforando en 17 días y con un costo 45 % menor que lo que fue nuestro primer pad  hace tres años”.

En esto, destacó, tenemos alianzas estratégicas con nuestros proveedores en perforación y en completación de pozos y los resultados, en base a la eficiencia, son beneficiosos para todos”, remarcó.

Acerca del reciente acuerdo que Vista alcanzó con Trafigura para avanzar en el desarrollo de Bajada del Palo, Garoby describió que “nos asociamos para el desarrollo de 5 pads en base a un esquema en el cual Trafigura pone 20 por ciento de la inversión y se va a lleva 20 por ciento de la producción. (sobre una inversión total de 250 millones de dólares).

En base a este acuerdo se acelera el desarrollo de Bajada del Palo, Trafigura se asegura el abastecimiento de crudo para su refinería –con crudo propio más el que le aportará Vista en base a un contrato de provisión-.

“Además, esto ayuda a generar mayores saldos exportables (crudo Medanito) que la compañía ya está realizando a razón de 3 millones de barriles, y que esperamos repetir este año”, detalló. Los destinos de ése crudo han sido la costa oeste de los EE.UU.,  Bahamas,  Brasil y  Chile “con descuento contra Brent de menos de 2 dólares por barril,  casi o por encima del WTI”.

Acerca del plan de promoción de inversiones que prepara el gobierno nacional, Garoby dijo que “mucho se habla de esa ley, y hay varias versiones dando vueltas. Hay que esperar a ver qué es lo que se presenta”.

Al respecto, consideró que las claves del proyecto pasan por “asegurar ciertos cupos de exportación de los volúmenes excedentes, permitir dejar divisas en el exterior de manera que las compañías puedan solventar sus obligaciones, y beneficiar a las empresas que en los últimos años han invertido y crecido en producción. También mencionó la necesidad de contar con incentivos fiscales como puede ser la amortización acelerada de activos”.

A su turno, Ricardo  Markous, CEO  de Tecpetrol relató que “el 2020 fue año muy difícil teniendo en cuenta el tema COVID, nosotros seguimos operando pero frenamos perforación y fractura, con una reducción sustancial de producción, ya que pasamos (en Fortín de Piedra) de 17,5 millones de metros cúbicos de gas día a fines de 2019, a 11 millones de metros cúbicos a finales del 2020”.

Markous destacó que “gracias al Plan Gas hoy estamos cerca de los 17 millones de metros cúbicos día, los pozos tienen una performance excelente y podemos llegar a los 18 millones diarios en agosto”. Las inversiones rondan lo 450 millones de dólares.

El directivo refirió que la compañía tiene previsto además acentuar operaciones en  las áreas “Los Toldos I y II” para desarrollar reservas de gas y de petróleo. En base a los resultados se decidirá o no su desarrollo masivo, explicó.

En lo que respecta al proyecto de Ley de Promoción de Inversiones en el rubro, Markous mencionó la necesidad de contar con “estabilidad de reglas de juego,  facilidades para exportar excedentes y contar con la libre disponibilidad de las divisas que estas exportaciones generan, todo lo cual favorecerá un incremento sustancial de la producción, tal como ocurre con el Plan Gas, que dió previsibilidad a la actividad”.

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Empresa por empresa: los planes de las operadoras de Vaca Muerta de cara a la post-pandemia

Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream no convencional de YPF, Juan Garoby, co-fundador y COO de Vista Oil&Gas, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, Sebastián Regis, gerente de Operaciones de Shell Argentina, Danny Massacese, director de Upstream de PAE y Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total Energies, explicaron a lujo de detalle los planes que tienen en carpeta las principales empresas productoras de hidrocarburos del país al corto y mediano plazo.  

Al inicio del evento Energía ON, organizado por el diario Río Negro, el directivo de YPF, Pablo Iuliano, señaló que “de la mano del Plan Gas.Ar pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) que aporta la cuenca neuquina, y están apalancados en el crecimiento del no convencional y en un trabajo muy fuerte de contención del declino del convencional con un crecimiento de nuestras áreas operadas de shale gas del 126% entre enero y julio del 2021”.

YPF

Alcanzar una producción de 250.000 barriles de petróleo en las áreas de YPF al 2026.Incorporar 2 o 3 equipos a la flota para sostener el nivel de actividad.Sostener y/o incrementar la cifra de 532 etapas de fractura registradas en el último mes.Mantener un volumen de producción exportable firme luego de abastecer la demanda interna.Abastecer la demanda de gas a nivel regional.Desarrollar la producción de los pozos que aportaron 750.000 barriles de petróleo en los últimos 30 meses y que van a generar aproximadamente 2 millones de barriles.Escalar la producción de gas que ronda actualmente los 700.000 metros cúbicos por día (m3/d).

Entre los datos que arrojó Juan Garoby, co-fundador junto a Miguel Galuccio de Vista Oil&Gas destaca el cierre del primer trimestre del 2021 con una producción de 34.000 barriles de petróleo. “Con esta cifra aumentamos un 30% los valores del mismo período del 2019 y en tres años nos consolidamos como el segundo productor de shale oíl del país y el tercer productor de petróleo”, indicó el COO de la compañía.

Vista

Optimizar el OPEX actual que ronda los 7 dólares por barril.Continuar con la disminución del costo de perforación que está por debajo de los 10 millones de dólares por pozo.Reducir los tiempos de perforación (la perforación del primer pad demoró 30 días. Hoy la demora se redujo a 17 días y disminuyó los costos en un 45%).  Explotar 4 nuevos pads en lo que resta del año.Concretar el acuerdo con Trafigura para el bloque Bajada del Palo. Trafigura aportará el 20% de inversión para desarrollar 5 pads (aunque pueden ser más) Es un compromiso de inversión conjunta cercano a los 250 millones de dólares.Exportar 3 millones de barriles de crudo a fin de año en consonancia con los valores del año pasado.Continuar en 2022 con un equipo de perforación y un set de fractura, y, eventualmente, un segundo equipo durante un tiempo para perforar uno o dos pads y acelerar el desarrollo.Incrementar la producción hasta 55 mil barriles equivalentes de petróleo (BOE) sin mayores inversiones en infraestructura en los próximos años.

“Fortín de Piedra es un proyecto que se inició en 2017 de cero y llegamos en 2019 a un pico de producción de gas de 17,5 millones de m3/d. A fin del año pasado, por el cese de la actividad, la producción se redujo a 11 millones de m3/d. No obstante, con la reactivación de la perforación y la fractura y el horizonte que nos dio el Plan Gas.Ar en términos de predicción de volúmenes para los próximos 4 años, retomamos la actividad, estamos llegando a los 17 millones y la cifra se va a incrementar en las próximas semanas”, expresó Ricardo Markous.

Los objetivos de Tecpetrol

Alcanzar una producción de 18 millones de m3/d de gas en agosto.Seguir perforando para mantener el nivel de producción durante el invierno.Bajar la producción en verano para que los equipos contribuyan al desarrollo de otros proyectos como Los Toldos.Pasar a desarrollo masivo el bloque de petróleo Los Toldos II.Retomar los equipos para mantener el número de producción de gas en 18 millones.Invertir 450 millones de dólares durante lo que resta del año (casi la totalidad destinada a la cuenca neuquina) y un monto similar para el 2022.Avanzar con el proyecto en Aguada de los Indios Sur con YPF que permitiría inyectar 3 millones de m3/d de gas en el inverno y hasta podría duplicarse en la medida en que exista la capacidad de transporte.

Fortín de Piedra

Por su parte, Sebastián Regis, gerente de operaciones de Shell Argentina, hizo especial hincapié en el proyecto de desarrollo de un nuevo oleoducto: “con más de 100 años de presencia en el país, este es el primer proyecto de Shell en el sector de midstream”.

La apuesta de Shell

Completar la Central Processing Facility (CPF) que se inauguró el mes pasado y no consiguió llenar el 50% de capacidad.Iniciar la construcción del oleoducto a Sierras Blancas- Allen de 105km que atraviesa Rio Negro y Neuquén, con Bahía Blanca como destino final. El oleoducto tendrá una capacidad de transporte de 120.000 barriles.Construir una planta gemela equivalente a la recientemente inaugurada de 30.000 barriles. Hoy Shell posee una capacidad total de 42.000 y esta nueva planta aumentaría la capacidad a 72 mil barriles de crudo por día.Continuar con la perforación de 30 pozos al año.  Continuar fuertemente la inversión en el área Coirón Amargo Sur Oeste.Ganar conocimiento de los pozos en el área Bajada de Añelo junto a YPF y pasar a producción masiva a fines de 2022.Luego, invertir en una planta de 15.000 barriles día para procesar esa capacidad.

El director de Upstream de Pan American Energy (PAE), Danny Massacese, sostuvo: “En 2020 teníamos previsto producir 196.000 BOE y pudimos producir 185 mil, es decir un 6% por debajo del plan. En cuanto a la actividad tenemos nuestra principal operación en la cuenca del Golfo San Jorge y pensábamos perforar 240 nuevos pozos, pero solo pudimos hacer 138. En la cuenca neuquina el impacto fue menor, perforamos 15 pozos de los 16 previstos”.

Desde una óptica más cauta, Massacese no ahondó demasiado en los futuros proyectos de la compañía en vistas a las posibilidades de salida de la crisis sanitaria que impactó en la actividad. Aun así, dio a conocer algunos proyectos que están en proceso de evaluación.

PAE

Perforar 220 pozos en el yacimiento convencional Cerro DragónDe concretarse la iniciativa mencionada, habrá que subir a 10 los 7 equipos de perforación disponibles actualmente y de 18 equipos de workover a 21.La perforación de 39 pozos nuevos en la cuenca neuquina en 2022.

Por último, Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total, explicó que “el cambio de nombre (la firma se llamará ahora Total Energies), cristaliza la importancia que la compañía otorgará a la transición energética e implica, también, transformaciones profundas en la estructura de la empresa, en los procesos corporativos y en la utilización del capital”. La petrolera que opera en la cuenca neuquina y en Tierra del Fuego a través de la subsidiaria Total Austral, logró una producción de 33 millones de m3/d de gas y 12.000 barriles de petróleo por día en los bloques que explota en la actualidad.

Total

Aumentar la presencia en proyectos de energías renovables a través de Total Eren.Incrementar la producción por encima del compromiso mínimo a cumplir con el Plan Gas.Ar.Incrementar las inversiones en el área Aguada Pichana Este en la cuenca neuquina.

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YPF incrementó un 126% la producción de shale gas en el primer semestre

El vicepresidente de Upstream (exploración y producción) No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, señaló hoy que la compañía «incrementó un 126%» la producción de shale gas en Vaca Muerta durante el primer semestre, convirtiéndose en la operadora que mayor actividad mostró en este año.

«Hemos crecido un 126% en la producción de shale gas entre enero y junio, lo que es un logro muy importante de YPF, que puso todo su compromiso para lograr esta performance en Vaca Muerta«, subrayó Iuliano en una jornada virtual sobre energía organizada por el diario Río Negro. Iuliano resaltó el trabajo que comenzó a fines del 2020 con el relanzamiento de la actividad, que permitió poner los equipos en marcha e iniciar el proceso de producción, particularmente a partir de los incentivos del Plan Gas.

«De la mano del Plan Gas, pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos, que están apalancados con la producción no convencional», añadió el vicepresidente de YPF. En este sentido, añadió que de una producción de 5 millones de metros cúbicos de shale gas, se pasó a los actuales 12 millones de metros cúbicos.

En cuanto al escenario exportador en materia de hidrocarburos, recordó que YPF «lleva adelante un plan de negocios que tiene por objetivo generar un volumen de producción de petróleo sostenible para poder exportar. Y para hacerlo, primero, tenemos que lograr los mismos niveles de eficiencia de nuestros competidores«. El directivo de YPF, además, destacó el crecimiento del nivel de actividad en Vaca Muerta: «Llevamos varios meses con más de 400 etapas de fractura, y debemos continuar con ese ritmo de perforación de pozos para mejorar la competitividad».

Por último, subrayó la importancia de los incentivos que beneficiarán al sector una vez sancionado el proyecto de Ley de Hidrocarburos. «La ley de fomento de inversiones es fundamental y seguramente será útil para toda la industria ya que genera condiciones sustentables. Me pone contento que tanto Energía, el gobierno nacional y los gobiernos provinciales puedan ver con claridad la oportunidad que ofrece Vaca Muerta», concluyó el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano.

Los datos

–La producción de gas no convencional de YPF creció un 126% en 6 meses. De la mano del Plan Gas IV, la producción de gas no convencional registró un crecimiento del 126% entre enero y junio.

-La producción pasó de los 5 millones de metros cúbicos a casi 12 millones de metros cúbicos día.

–YPF aportó 33 millones de metros cúbicos de gas día en junio, apalancado en el crecimiento del no convencional y la contención de los declinos del convencional. Eso representa un crecimiento del 31% en la producción de gas de la compañía.

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Ley de Hidrocarburos: el gobierno posterga la presentación del proyecto para descomprimir tensiones políticas y unificar criterios técnicos

El gobierno tenía previsto realizar este jueves una primera presentación del proyecto de ley de hidrocarburos, pero la resistencia que genera la iniciativa en el Golfo de San Jorge y algunos cambios de último momento que se están introduciendo en el texto para conseguir el aval de los principales jugadores de la industria llevaron a postergar el evento al menos una semana. Inicialmente había trascendido que el anuncio sería en El Calafate, en Santa Cruz, con la presencia del presidente Alberto Fernández y su vice, Cristina Fernández de Kirchner, y después también se evaluó la posibilidad de hacerlo en Neuquén, pero la suspensión del acto llevó a demorar también la definición del lugar.

A diferencia de lo que ocurrió con el Plan Gas, donde la propuesta se fue conversando con la industria desde un inicio, en este caso el Ejecutivo privilegió el hermetismo. Los funcionarios fueron adelantándoles a empresarios y referentes provinciales cuales eran los objetivos, pero se negaban a hacer circular el texto. Esa estrategia se vio alterada cuando EconoJournal publicó en exclusiva la última versión del proyecto el pasado 29 de junio.

A partir de ese momento, muchos actores que habían pedido participar en la elaboración de la iniciativa se vieron sorprendidos por un proyecto que en algunos casos no contemplaba las inquietudes que habían acercado. Entonces la tensión comenzó a escalar.

El ejemplo más claro de esta situación es lo ocurrido en Chubut donde el propio gobernador Mariano Arcioni se puso al frente del reclamo para que la provincia sea tenida en cuenta en el armado del proyecto.

“Perjudica áreas convencionales, en especial en el Golfo San Jorge; y el cambio al régimen de permisos de exportación perjudica y desincentiva a las empresas que exportan actualmente producción de áreas convencionales que vienen invirtiendo hace muchos años para sostener la actividad”, aseguró el gobernador el viernes pasado a través de un documento que contó con el respaldo de funcionarios de todo el arco político provincial y de los principales referentes sindicales.

GSJ. Motor que AIB

El máximo dirigente del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge “Loma” Ávila, fue menos diplomático que Arcioni. “Vamos a intervenir directamente para que la ley de hidrocarburos, en las condiciones en que está hoy, no sea aprobada”, aseguró. La crítica principal que emana del Golfo San Jorge es que la ley incentiva fundamentalmente la producción no convencional de Vaca Muerta.

Incentivos para exportar

La demora en la presentación de la iniciativa también obedece a algunos cambios que se están introduciendo en el texto. Una de las modificaciones que está en estudio está en línea con el planteo de grandes productores como YPF y PAE y está destinada a otorgar un mayor incentivo a las compañías ya consolidadas en el mercado para revertir la declinación natural de sus campos. 

La versión del proyecto difundido por este medio garantizaba a las petroleras la posibilidad de exportar el 20% de su producción incremental y ese porcentaje podía crecer al 50% si la producción adicional agregada del conjunto de los operadores superaba el 50%. No obstante, este régimen de incentivo prácticamente no beneficia a YPF y PAE, las dos principales productoras de crudo del país.

Las petroleras que vienen produciendo grandes cantidades de crudo tienen que invertir todos los años una suma significativa de recursos solo para evitar la declinación de esa producción. Por lo tanto, no les es tan sencillo alcanzar una producción incremental. El proyecto contempla esta situación y en su artículo 13 prevé que las autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) se incrementarán en hasta 10 puntos porcentuales de la producción incremental para aquellas productoras que el año anterior hayan podido contrarrestar la declinación técnica ajustada de su producción proveniente de cuencas con explotación convencional.

Ese cálculo no es tan sencillo. Por lo tanto, en el mismo artículo se aclara que “la magnitud específica de este factor de expansión de las AEG se establecerá en la reglamentación de la presente ley, debiendo definirse para cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo convencional”.

No obstante, la base para el cálculo no se actualiza por declino. Es decir, no baja con respecto a la del año anterior.  El gobierno tomó esa decisión porque si la base se actualizara, con el paso del tiempo muchas empresas podrían obtener un cupo creciente de exportaciones liberadas solo por el hecho de cubrir la declinación. Pero en ese caso la producción no estaría creciendo y el abastecimiento interno comenzaría a estar en riesgo porque habría menos crudo disponible para el mercado interno.

«El costo de no actualizar la base de cálculo para calcular exportaciones y autorizar la liquidación de divisas en el exterior (dos de las principales palancas del proyectos) es que YPF termine operando en la práctica como un buffer (amortiguador) de las exportaciones de crudo que sí concreten otras petroleras que tienen un punto de arranque menor«, explicó a EconoJournal la semana pasada un consultor en Oil&Gas. A raíz de esa situación, ahora se está trabajando en una nueva versión que otorgue un mayor incentivo a YPF.

No a la transferencia de los permisos de exportación

Otra de las partes de la ley que se revisó es el artículo 17 que preveía la transferencia del Volumen Exportable Beneficiado. Ese artículo autorizaba a las petroleras que tuviesen una producción incremental de crudo y hubieran conseguido la autorización para exportar una parte de ese incremento, a cederle ese beneficio a otra empresa.

El objetivo era darle mayor dinamismo al nuevo régimen de exportación de crudo, pues al autorizar esa transferencia podría haber una empresa que consolidara los derechos exportables de varias firmas y entonces sí le fuera más conveniente avanzar con la exportación.

El problema en este caso es que esa transferencia iba a terminar habilitando una mayor competencia entre el crudo Medanito y la producción del Golfo San Jorge (donde PAE es el principal productor), algo que cuestionaron desde la gobernación de Chubut, por lo que el gobierno habría decidido no avanzar en esa dirección.  La expectativa oficial es que este cambio ayude a descomprimir las tensiones con los actores políticos y empresariales de la cuenca.

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Schneider Electric y Wärtsilä lanzan la primera solución de energía de minería de litio sostenible del mundo

 

Industrial workers with notebook, teamwork

Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión y automatización de la energía, y Wärtsilä, líder mundial en tecnologías inteligentes y soluciones completas de ciclo de vida para los mercados marino y energético, se han asociado para crear una solución de energía sostenible e ininterrumpida para las más remotas minas del litio del mundo. El sistema de potencia, holístico y adecuado para su propósito, incluye consultoría y diseño de suministro de energía a medida, construcción de infraestructura energética, entrega de equipos, instalación, operación de microrredes digitales y puesta en servicio disponible para operadores mineros de todo el mundo.

La solución Schneider Electric y Wärtsilä, desarrollada

tras más de 20 años de colaboración que abarcan más de 200 proyectos, optimiza la entrega y el uso eficiente de la energía. Unifica y aprovecha microrredes, generación de energía térmica, almacenamiento de la energía y otras fuentes de energía renovable para proporcionar una solución altamente rentable, minimizando la huella ambiental de la industria minera. Los resultados, basados en proyectos piloto, son los siguientes:

Una reducción de CapEx general promedio del 27%Una reducción de las emisiones de CO2 de hasta un 20% o 18,500 toneladas por año por minaUna reducción del costo de energía del 40% al cambiar a la solución conjunta Schneider – Wärtsilä generada localmente. 

«Los beneficios van mucho más allá de la minería de litio», dijo Vivek. Kapoor, Vice President Mining, Minerals and Metals Segment en Schneider Electric.

«Para crear un futuro Net Zero, vehículos eléctricos y renovables, el almacenamiento de energía debe ser más asequible y accesible. Esta solución permitirá a los operadores mineros reducir el impacto ambiental de sus sitios y reducir el costo de producción. Tiene el potencial de impulsar la próxima generación de tecnología y, en última instancia, actuar como el fundamento de una sociedad Net Zero. Los operadores globales de minerales, metales y minería necesitan descarbonizar sus operaciones rápidamente y avanzar hacia el 100% renovable. Esta solución proporciona las respuestas a estos desafíos, brindando transparencia y eficiencia a las operaciones”

“La creciente demanda global de litio necesaria para aplicaciones de almacenamiento de baterías está ejerciendo presión sobre las operaciones mineras para que sean lo más eficientes y rentables posible”, dijo Jean Nabb, Director de Asociación Estratégica de Wärtsilä Energy. “La fuente de alimentación es un elemento fundamental de resistencia y confiabilidad. Junto con Schneider Electric, hemos diseñado una solución que aprovecha las fortalezas y la experiencia de nuestras dos empresas. No solo garantizará un suministro energético confiable, sino que también lo hará con beneficios económicos y ambientales debido a la mayor eficiencia de las operaciones mineras”.

El concepto de diseño del proyecto se extiende al ciclo de vida de la mina, entregando y aprovisionando el nivel de energía exactamente correcto para permitir la productividad de la mina. Como resultado, los costos operativos se reducen y la disponibilidad de energía se optimiza para alcanzar los objetivos de producción de una mina.

La previsibilidad de las piezas, el suministro de energía y los costos de mantenimiento reducen la necesidad de capital de trabajo dentro del ciclo 24/7. Esta solución funciona para nuevas minas que se están diseñando actualmente y también para conversiones de proyectos mineros. En particular, Argentina tiene el mayor potencial de minería de litio en los próximos cinco años a medida que se disponga de energía ininterrumpida sostenible.

Schneider Electric y Wärtsilä firmaron el acuerdo marco de cooperación para el desarrollo del diseño de soluciones de energía minera en marzo de 2020. Las partes tienen como objetivo optimizar el beneficio del cliente en proyectos mineros ofreciendo soluciones basadas en tecnologías mutuamente complementarias. El documento técnico empresarial se publicó en marzo de 2021.

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Santa Cruz confía en CGC: “Hay 80 pozos que se podrían poner en producción rápidamente, con incorporación de equipos de pulling o reparaciones menores” dijo Kalmus.

Así lo afirmó el titular del Instituto de la Energía de Santa Cruz , Matías Kalmus. Desde el organismo se confía en que el cambio de operación a manos de la Compañía General de Combustibles, de áreas que estaban en poder de Sinopec, proyectará una reactivación en el corto plazo, a partir de informes preliminares que cuenta el organismo provincial. , manifestó. Hace días se confirmó la operación de traspaso de la concesión entre Sinopec y CGC, del grupo Eurnekian, de capitales argentinos, que ya venían desempeñando una tarea importante en la cuenca Austral, al sur de Santa Cruz. Kalmus […]

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Programa Federal de Preinversión lanzado por el Gobierno

Se trata de unos $1.730 millones aportados en partes iguales por los Ministerios de Obras Públicas y del Interior. El Gobierno nacional, a través de los Ministerios de Obras Públicas y del Interior, presentó ayer en sociedad el Programa Federal de Preinversión que permitirá coordinar, planificar y brindar asistencia técnica y financiera para la formulación de proyectos de obras priorizadas en todo el país. Los proyectos de preinversión se hacen a partir de un análisis técnico de los costos, su factibilidad y la evaluación de los efectos ambientales y sociales, entre otros. En una primera etapa, la formulación de los […]

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Julio y agosto favorables para actividad de refinerías según AIE

Se espera que las tasas de refinación global sigan aumentando en julio y agosto debido al alza de la vacunación y un alivio de las medidas de distanciamiento social en todo el mundo, dijo el martes la Agencia Internacional de Energía (AIE). No obstante, la agencia con sede en París espera que la tendencia pierda impulso en el invierno boreal debido al mantenimiento estacional de las refinerías. Las refinerías de todo el mundo redujeron de forma significativa sus operaciones en 2020, ya que enfrentaron una caída sin precedentes en la demanda de combustible provocada por la pandemia del coronavirus y […]

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Santa Cruz: El gobierno nacional evalúa utilizar fondos del Tesoro para reactivar las represas.

Según fuentes cercanas a Electroingeniería, empresa integrante del consorcio que tiene a cargo la construcción, la decisión está tomada y de ese modo se evitaría la paralización de las obras. Desde el gobierno dicen que están evaluando la posibilidad, pero todavía no confirman la información. El gobierno evalúa aportar fondos del Tesoro para continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz mientras se negocia con China una adenda financiera al contrato original. Explora distintas alternativas y una posibilidad es poner los fondos del Tesoro para continuar con las obras y cobrarlos una vez que se firme la adenda […]

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ENARGAS inaugura una sección online específica sobre la Ampliación del Régimen de Zona Fría (Ley 27.637)

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) informa que puso a disposición de la ciudadanía una sección específica en su página web www.enargas.gob.ar dedicada a la Ley N° 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría. En dicha sección, los usuarios y las usuarias encontrarán los siguientes apartados: Informe General, en el que se podrá acceder al informe técnico general con la descripción de las características generales del Régimen de Zona Fría ampliado; Informes Provinciales, con los detalles de las provincias beneficiadas (Salta, San Juan, Córdoba, San Luis, Mendoza, Santa Fe y Buenos Aires); e Informe Normas IRAM, con información […]

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Más de 169 inscriptos para la apertura de la Mesa de Innovación Tecnológica sobre GNL

El Enargas busca discutir propuestas y proyectos que contribuyan a mitigar los efectos negativos en los picos de consumo invernal y a “descarbonizar” la matriz energética. La misma se realizará mañana. Se destacan entre los registrados almacenadores, industriales, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras empresarias, instituciones de investigación y académicas, empresas dedicadas a la producción y tratamiento del gas, organismos de certificación y normalización y licenciatarias. Gracias a la ley de zonas frías y se reduce la tarifa de gas en zonas de bajas temperaturas El lanzamiento de la Mesa de Tecnologías de Almacenaje de GNL tiene como […]

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Neuquén modifica la adenda de Vaca Muerta con la firma de los actores principales en un acuerdo

Directivos de la cámara de empresas productoras de hidrocarburos (Ceph), con YPF y Pan American Energy (PAE) a la cabeza, firmaron con Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, líderes del sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina, un documento que incorpora —a pedido del gremio— una serie de modificaciones a la adenda al convenio colectivo de trabajo firmada en 2017, durante la gestión de Mauricio Macri. Se corregirán algunos de los cambios operativos introducidos en ese texto, que apuntó a reducir los costos de perforación y completación de pozos en los yacimientos no convencionales. El gremio petrolero cree necesario revisar […]

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Suspendida la cumbre por las inversiones petroleras

“No conocemos la ley” y “queremos que Chubut sea parte del proyecto”. Esas fueron las dos frases que más suenan por parte de los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge sobre el proyecto de Ley de Promoción de Hidrocarburos. Es que en la región no se conoce la iniciativa y se deberá seguir esperando porque se suspendió la cumbre donde se presentaría oficialmente el proyecto por parte de Nación. La reunión se iba a realizar en El Calafate y allí el Gobierno nacional presentaría oficialmente el proyecto de Ley de Promoción de Hidrocarburos a los gobernadores de la […]

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Alemania: continuará importando gas vía Ucrania al menos hasta 2024

En la fecha están terminadas las obras del gasoducto ruso Nord Stream 2, al menos hasta 2024. Así lo aseguró el lunes Angela Merkel al presidente ucraniano, al que recibió en la Cancillería de Berlín y confirmó que “para nosotros, Ucrania es y seguirá siendo país de tránsito”. La canciller prometió a Volodimir Zelenski que “Alemania hará todo lo cual esté en nuestro poder para conservar ese estatus quo”, Conforme ha acordado anteriormente con Joe Biden en su reciente partido. Zelenski, por su parte, pidió que U.S.A. se involucre en las negociaciones para lograr una solución diplomática a la crisis […]

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El CIB21 tratara las soluciones que aporta la biomasa y el gas renovable al modelo energético mundial

El Congreso Internacional de Bioenergía (CIB21)se celebra del 21 a 23 de septiembre de 2021 en Valladolid, organizado en tres jornadas en horario de tarde y en un formato mixto, presencial y digital, con el objetivo de facilitar el acceso al mayor número posible de profesionales e interesados tanto de la Península Ibérica como de América Latina. Los asistentes al CIB21 tendrán la oportunidad de escuchar el análisis de los principales agentes nacionales y europeos sobre la transposición de la directiva REDII y cómo afecta a cada uno de los integrantes de la cadena de valor de la bioenergía. También, […]

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Canadá domina la energía y la minería del Amazonas

China es el mayor inversor extranjero en energía hidroeléctrica amazónica, pero las empresas canadienses tienen la mayoría de las acciones en los principales sectores de riesgo ambiental Las empresas canadienses se han consolidado como las que más invierten en proyectos energéticos y mineros en el Amazonas. Dejando atrás a las chinas que controlan el 10% en los sectores hidroeléctrico y extractivo, según los últimos datos publicados por el think tank estadounidense Diálogo Interamericano. “No creo que nadie supiera exactamente lo activa que es Canadá en el Amazonas”, dijo Lisa Viscidi, directora del programa de energía, cambio climático e industrias extractivas […]

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Bolivia: YPFB cuestionado por vuelta a la exploración en la reserva Tariquía

Las comunidades que habitan en la Reserva Nacional de Flora y Fauna de Tariquía manifestaron su rechazo al plan de la estatal petrolera, ya que dichos proyectos se encuentran en la zona intangible de la reserva.  Esto ocurrió luego del anuncio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de desarrollar un plan exploratorio en Tarija que contempla los proyectos Astillero y Chuluma, para dar solución definitiva a la provisión de gas Bermejo. Un comunicado de la Subcentral Tariquía dice que las actividades de exploración en los proyectos afectarán a la zona núcleo de la reserva donde se encuentra gran diversidad de […]

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Descarbonización 2030: un paso importante, pero solo uno intermedio

Por Christian Bruch, presidente y CEO global de Siemens Energy

La transición energética es uno de los grandes desafíos de la humanidad. Por un lado, es necesario satisfacer una demanda de energía en constante aumento: hoy, alrededor de 780 millones de personas aún no tienen acceso a electricidad confiable, un requisito previo básico para el desarrollo económico y la estabilidad. Por otro lado, el cambio climático nos obliga a ser más sostenibles. Los objetivos del Acuerdo de París ya no son una opción, sino una necesidad.

Sin embargo, la sociedad solo seguirá el proceso de cambio si se logra un equilibrio entre sostenibilidad, disponibilidad y asequibilidad de la energía. Con «Fit for 55», la Comisión de la UE presenta hoy su primer paquete legislativo destinado a lograr el nuevo objetivo climático del 55% (reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en al menos un 55% al 2030)

Este es un paso importante. Pero las declaraciones de intención por sí solas no son suficientes; lo que necesitamos, sobre todo, es velocidad.

Expansión más veloz de energías renovables y redes

Hasta ahora, Bruselas ha sostenido que la Comisión Europea quiere aumentar la proporción de energía procedente de fuentes renovables del 38% al 40% para 2030. Si bien están en lo correcto, más importante que los puntos porcentuales individuales es que se acelere la ejecución de los proyectos y, sobre todo, los procedimientos de aprobación. En Alemania, por ejemplo, se necesitan hasta doce años para construir una línea de transmisión de energía. Eso es demasiado; ninguna transformación energética tendrá éxito de esa manera. Si queremos lograr los objetivos, necesitamos coraje para cuestionar las regulaciones existentes para ver hasta qué punto todavía tienen sentido.

Condiciones generales adecuadas

Ampliar el sistema europeo de comercio de emisión para incluir el sector del transporte es un buen paso adelante, pero no es suficiente. Un aumento significativo de los combustibles climáticamente neutros requeriría un precio del CO2 de más de €200! esto no se puede lograr de la noche a la mañana. En cambio, una cuota de e-fuels para el sector del transporte sí ayudaría.

Además, adaptar la «Directiva de Impuestos Energéticos» también sería una contribución importante: los países pueden aumentar los impuestos para los combustibles intensivos en CO2 y reducirlos para los combustibles bajos en CO2. Durante casi 20 años, los estados miembros no han logrado llegar a un acuerdo conjunto sobre la modernización de la directiva. Si no es ahora, ¿cuándo?

Sin tabúes tecnológicos

En el camino hacia un mundo climáticamente neutro precisamos apertura tecnológica. El objetivo es reducir las emisiones de CO2 lo más rápido posible. Por esta razón, existen casos donde las soluciones provisionales (por ejemplo, basadas en gas natural) tienen sentido si permiten reemplazar fuentes de energía más intensivas en CO2 como el carbón a corto plazo. Las largas discusiones sobre los colores del hidrógeno, por ejemplo, no nos llevan a ninguna parte.

La implementación rápida de proyectos a escala industrial, también con el objetivo de establecer cadenas de suministro para nuevas tecnologías, es el enfoque que Europa debe tomar si quiere mantenerse al día con la competencia internacional.

Adaptar la legislación Estatal a los requerimientos

Técnicamente, muchas cosas son posibles. Sin embargo, el cambio solo se producirá a una velocidad suficientemente alta si los enfoques sostenibles también son económicamente atractivos a través de los modelos de negocio correspondientes. Por lo tanto, la financiación de la investigación es fundamental para promover a Europa como lugar energético e industrial.

La UE está respondiendo a esto con su paquete “Fit for 55”, al igual que los gobiernos nacionales. En Alemania, por ejemplo, la decisión de promover el hidrógeno como un proyecto importante de interés común europeo es la acertada. El gobierno alemán está poniendo a disposición nueve mil millones de euros para este propósito, lo cual es muy bueno. Pero, hasta ahora, apenas se ha utilizado el 1% del dinero, lo cual es insuficiente. La legislación sobre Ayudas Estatales debe adaptarse con sensatez, no puede convertirse en un obstáculo para la producción industrial.

Y finalmente: más honestidad en el debate

En lugar de polarizar, debemos trabajar juntos para encontrar soluciones. Esto incluye más honestidad en el debate. La transformación de nuestras sociedades tiene consecuencias de gran alcance no solo para las empresas, sino para todas las personas. Y todos deben recordar que la transformación no es gratuita y, a veces, incluso puede ser dolorosa. Es por eso que necesitamos encontrar formas de compartir los costos de manera justa. Deberíamos empezar hoy.

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Emmett Technology avanza con un proyecto que promete revolucionar la industria del hidrógeno

Emmett Technology es una compañía joven, que nace a finales de 2020. Según Juan Ignacio de Pablo, su CEO,  la firma, «comercializadora de alta tecnología», opera sobre tres líneas de negocio: Energía, Salud e Inteligencia Artificial/IOT.

El ejecutivo señala que la empresa hace casi una década está trabajando sobre un proyecto para la generación de hidrógeno que podría revolucionar la industria, el cual no consiste en la separación de moléculas a partir del proceso de electrólisis, sino más bien de cavitación. La apuesta de la empresa es generar este fluido a costos sensiblemente menores a los que hoy se pueden lograr.

En una entrevista para Energía Estratégica, de Pablo cuenta en qué consiste este desarrollo, en qué grado de avance se encuentra y a qué precios se puede lograr el hidrógeno verde, es decir, generado a partir de fuentes de energías renovables.

Técnicamente, ¿en qué consiste el nuevo proceso que han desarrollado para producir hidrógeno?

El proceso que utilizamos para producir hidrogeno se basa en un principio físico denominado cavitación. Hemos desarrollado un dispositivo que genera la cavitación de una manera controlada.

Mediante una onda sonora producimos las burbujas de vapor de agua (cavidades) que, al implosionar, lo hacen liberando una energía de 5.000 grados kelvin, suficientes para romper la molécula de agua. Mediante un filtro molecular diseñado explícitamente para este dispositivo (que está patentado), conseguimos separar los dos gases (oxígeno e hidrógeno) para reconducirlos por dos conductos distintos, separados.

¿Cuánto tiempo demoró su desarrollo y qué tipo de aplicaciones están realizando?

La tecnología lleva 9 años desarrollándose en los laboratorios. Empezamos por un dispositivo portátil que generaba unos litros de hidrógeno al día para posteriormente desarrollar el dispositivo de 5Kg/día. Actualmente nos encontramos ensamblando el dispositivo generador de hidrógeno de 50 Kg/día.

¿Está patentado y certificado este nuevo desarrollo?

Existe una patente sobre el dispositivo y actualmente tenemos la certificación TÜV SÜD, y la validación por parte del MIT está en proceso de certificación en estos momentos.

¿Qué ventajas comparativas tiene respecto al proceso de electrólisis?

Menor consumo energético; menores costes de mantenimiento; no necesita agua destilada, pudiéndose utilizar agua del grifo o del mar directamente; dispositivo móvil y escalable, es decir, ponemos el dispositivo de producción de hidrógeno en el mismo punto de consumo.

Con su proceso, ¿a qué precio se puede obtener hidrógeno utilizando energías renovables no convencionales?

Los costes de producción del Kg de hidrógeno están en torno a 1€ /1,5€.

¿Ya están a la venta estos equipos o aún deben completar algunas etapas de prueba?

Todavía no. Estamos esperando a terminar el dispositivo de 50Kg/día para proceder a su validación por el Ministerio de Industria de España.

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Uno por uno los proyectos hidroeléctricos que impulsará CELEC en Ecuador

De acuerdo con pronósticos de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad hidroeléctrica global podría incrementarse un 17% entre 2021 y 2030. En su más reciente reporte de mercado se indica que esto podría equivaler a incorporar 230 GW adicionales en esta década que comienza. 

Las perspectivas para Latinoamérica se condicen con la tendencia siguiendo un aumento progresivo hasta lograr aproximadamente 15.5 GW hidroeléctricos (más del 8% actual) hasta el 2030.  

En este escenario, uno de los países que está realizando anuncios concretos sobre incrementar su parque de generación eléctrica a partir de esta tecnología es Ecuador. 

Gonzalo Uquillas, gerente general de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), identificó dentro de su portafolio de proyectos al menos 26 hidroeléctricas que en total suman 8988 MW de potencia por instalarse en los próximos años. En la vertiente del Pacífico, se relevaron 2348 MW; mientras que, en la vertiente del Amazonas unos 6640 MW.   

Portafolio de proyectos hidroeléctricos CELEC

Los proyectos tienen distintos grados de avance. Entre ellos, al menos 6 ya contarían con el diseño definitivo, 3 se encontrarían en etapa de factibilidad y 6 en prefactibilidad. 

De la lista, Abitagua (144 MW) es uno de los proyectos en los que la CELEC podría tener más participación. Ya se prevé que implique unos USD 500 millones de inversión que podrían ser conseguidos por la estatal junto a un privado. 

«Aspiramos que pueda ser desarrollado por CELEC directamente a través de una asociatividad público privada», consideró Uquillas sobre el proyecto que contratará la realización de sus estudios de factibilidad y diseño definitivo antes de fin de año.

Por otra parte, Cardenillo (596 MW) y Santiago (3600 MW) son dos proyectos adicionales que destacó especialmente Gonzalo Uquillas y que pronto se someterán a Procesos Públicos de Selección (PPS).

Cardenillo es uno de los más avanzados. Consta de una central hidroeléctrica con una potencia cercana a los 600 MW. Su carpeta ya cuenta con diseños definitivos y licencia ambiental. En este caso, no es menor indicar que ya está asignado el estructurador; con lo cual, el lanzamiento de su PPS está pronto a conocerse.

“Este proyecto será concesionado dentro de los próximos 12 meses”, aseguró Uquillas durante la Expo Virtual Energías Renovables 2021. 

Concluyendo, el proyecto Santiago se trata del más grande en la historia del país. Contempla una etapa inicial de 2400 MW y otra adicional que complete los 3600 MW. Se prevé que en su totalidad será concesionado a empresas privadas.

Por lo pronto, ya cuenta con un diseño definitivo y licencia ambiental. Como próximo paso se contratará el estructurador para que, a través de una licitación abierta internacional, este proyecto sea construido. 

«Sobre el proyecto Santiago se espera que dentro de los próximos 15 meses esté concesionado», adelantó el referente de la CELEC, en referencia a la construcción de la primera etapa y líneas de transmisión asociadas.

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Gobierno de Ecuador anuncia proyecto hidroeléctrico de 2423 MW

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Schneider Electric refuerza su apuesta por PPAs renovables a largo plazo

Para Schneider Electric es de vital importancia dinamizar todo el ecosistema de operaciones desde una estrategia de sostenibilidad. Por eso, persigue como objetivo bajar su huella de carbono en toda la cadena de valor y destino. 

“Durante los últimos tres años, hemos logrado reducir nuestras propias emisiones de CO2 en un 60 %. Ahora, con nuestra nueva estrategia sustentable al 2025, nos acercamos tanto a nuestros proveedores como a nuestros clientes para ayudarlos a lograr lo mismo”, indicó Esther Finidori, vicepresidenta de medio ambiente de Schneider Electric, durante su evento Innovation Day South America 2021.

Específicamente con proveedores, la compañía lanzó un proyecto de cero emisiones de carbono en el que el objetivo es involucrar a 1000 proveedores principales para reducir sus emisiones en un 50% en cinco años.

Por el lado de los clientes, su objetivo es medir los ahorros de co2 que han entregado en diferentes proyectos y aumentar su contribución año a año.

“Para el 2025 aspiramos a ofrecer 800 millones de toneladas de ahorro de co2 a nuestros clientes”. 

De acuerdo a registros de la compañía, desde 2014 a la fecha llevan un poco más de 10000 megavatios (MW) en asesorías a clientes corporativos en 140 transacciones que involucraron contratos de compraventa de energía (PPA) de energía renovable a nivel mundial.

Esto equivaldría a más de 300 millones de toneladas de emisiones de carbono. Con lo cual, en menos de un lustro podrían sobrepasar el doble de su contribución.

Y, si bien Esther Finidori advirtió que los contratos PPA de largo plazo con proyectos renovables pueden tornarse “extremadamente complejos” en lo contable y financiero, aseguró que “realmente vale la pena el esfuerzo” porque permiten a las empresas obtener una electricidad limpia renovable que reduce su impacto ambiental y, al mismo tiempo, genera grandes ahorros en las operaciones.

De allí, la referente de medio ambiente de Schneider Electric identificó una gran oportunidad para continuar impulsando este tipo de acuerdos de compra de energía a largo plazo. 

“Nosotros hemos firmado dos PPA en India y México y ahora estamos trabajando con el apoyo de nuestros colegas de la división comercial de sustentabilidad en nuevos contratos PPA para operaciones europeas”, aseguró. 

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Sin ley de portabilidad los comercializadores solicitan cambios para flexibilizar el mercado en Chile

Dentro de dos meses, el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica cumplirá un año desde que ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Su tratamiento no avanza.

Una de las entidades que más apoya esta iniciativa es ACEN, al considerar que el hecho de posibilitar la comercialización de energía entre actores generará múltiples beneficios, entre ellos la caída en las tarifas.

Para conversar sobre este tema, Energía Estratégica dialogó con Eduardo Andrade, Presidente de la asociación de comercializadores.

¿Cuáles cree que son los factores que están haciendo que el Proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica no avance?

De acuerdo con información que han dado a conocer miembros de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, desde el Ministerio de Energía se les habría solicitado “congelar” por algún tiempo la discusión del mismo.

Nuestro entendimiento es que hay quienes prefieren que la modificación de la ley eléctrica, en lo que se refiere a distribución, no se realice en forma secuencial, sino que abarque, en un solo cuerpo, todos los ámbitos donde sea necesario hacer reformas.

A lo anterior se suma el interés de aquellos a quienes les conviene no introducir competencia en el suministro de electricidad. Evidentemente no avanzar en la modernización del sector es una mala noticia que implica, además, que aquellas empresas que podrían ser beneficiadas con menores tarifas deberán seguir esperando.

¿Cómo impacta en el mercado el hecho de que esta ley se demore en salir?

Las más perjudicadas son las pequeñas y medianas empresas que, hasta que sea aprobada la Ley de Portabilidad, o aquella que se discuta en su reemplazo, no pueden acceder a los beneficios de la comercialización: tarifas más bajas, mejor calidad de servicio en la atención comercial, etc.

¿Cree que el 2021 ya es un año perdido para el tratamiento de esta Ley?

Dada la contingencia política: asamblea constituyente, primarias presidenciales y elecciones en noviembre, vemos que existen pocas posibilidades de que el Gobierno, aunque tuviere la intención de hacerlo, logre que el Poder Legislativo avance con la tramitación de la Ley.

Lo anterior hace necesario avanzar en la disminución del límite de potencia conectada, de manera de permitir que más usuarios finales puedan acceder a las rebajas de tarifas que implica ser cliente libre.

¿Desde ACEN están conformes con el proyecto de Ley o creen que deberían introducírseles cambios?

En diversos foros hemos señalado que el proyecto de Ley es perfectible, entre otros aspectos, hemos propuesto modificaciones en lo que respecta a la necesidad de que haya separación estructural entre la distribución y la comercialización, se debe permitir la contratación y la libertad de negociación de precios, condiciones y plazos para clientes mayores a 20 kW y se debe evitar la sobre regulación ya que ello restringe la flexibilidad de oferta y la competencia.

Además, es necesario estimular la cantidad de competidores y, especialmente, se debe modificar completamente la transición propuesta (por zonas pilotos) por una implementación mixta que incluya la reducción del nivel de potencia conectada (desde los 500 kW bajando a 100 kW por año), lo que permitiría la adaptación gradual de competidores de menor tamaño.

De quedar sin tratamiento, ¿considera que podría ser una oportunidad para que estos cambios sean discutidos nuevamente e introducidos o lo ideal sería que el proyecto de Ley avance y que estos cambios sean luego incorporados en una reglamentación por el Poder Ejecutivo?

Las modificaciones propuestas son de tal relevancia que estimamos que deben quedar reflejadas en una modificación legal, cualquiera que ella sea.

¿Cómo evalúan el mercado de energía en Chile, especialmente el de las renovables?

El desarrollo de las energías renovables sigue teniendo un dinamismo importante, el cual se mantendrá durante largo tiempo producto del retiro de las centrales a carbón.

Lo anterior implica que existirá una mayor oferta de este tipo de energías en el mercado, lo que es una buena noticia para nuestros asociados.

Por ello, y dado el crecimiento que han mostrado las ventas de energía a clientes libres a través de comercializadores, se hace necesario que las entidades que están financiando las energías renovables perciban que esas empresas de comercialización ya están teniendo el respaldo suficiente para permitir que sus contratos de compraventa sean “bancables”.

Ello permitirá que más proyectos puedan construirse.

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24,11%: Argentina batió otra vez su récord de generación renovable

Las generación de energías limpias renovables volvió a batir su récord en el cubrimiento de la demanda total de energía al alcanzar el 24,11% durante el sábado por la madrugada argentina, según los datos aportados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA)

Y de esta manera se rompió la marca previa a la que había llegado el pasado 24 de mayo de este año, cuando a las 16:05 horas de dicho día alcanzó 24,07%. Es decir que en menos de dos meses ya se superó en dos oportunidades el 24% de generación con energías sustentables. 

De la cobertura por energías limpias del reciente récord, la eólica representó el 92,59% con 2752,81 MW; mientras que las bioenergías y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos se repartieron el porcentaje restante. 

En el primero de los casos la participación fue del 4,73% gracias a 140,63 MW, y la segunda fuente de estas últimas cubrió el 2,68% con 79,56 MW. Y como consecuencia, entre todas las fuentes se logró una generación de 2973 MW en el momento del récord de abastecimiento.

De todos modos se debe mencionar que si bien el porcentaje de la cobertura de demanda fue mayor, la demanda fue inferior a la del momento récord del 24 de mayo, ya que en aquel entonces las renovables aportaron 3.534,86 MW, esto es 561,86 megas más que el pasado sábado. 

Y entre ambas fechas, y si contamos las dos, solamente diez días superaron el 20% de la cobertura de demanda a través de energías limpias, de los cuales la mayor cantidad de veces fue sábado.  

Participación por tecnología del día 10 de julio

Sin embargo esto no quiere decir que no haya aumentado la potencia renovable en Argentina en lo que va del 2021, dado que a principios de años el país contaba con un total de 4116 MW de capacidad instalada en los grandes parques de energías renovables y hoy alcanza 4690 MW. 

En otras palabras, la potencia en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional aumentó 574 megavatios precisamente en los últimos meses según los datos proporcionados por CAMMESA tanto en enero como a la fecha. 

La fuente eólica sigue siendo la predominante con 3170 MW, lo que representa el 67,59% de potencia sobre el total de todos los sistemas de generación renovable. También fue la fuente limpia que más capacidad sumó en el año (547 MW), principalmente en la Patagonia, donde se agregaron 494 MW, mientras que los restantes 53 MW se deben a instalaciones en Buenos Aires (GBA incluido). 

Incluso en estas dos zonas se concentran más del 80% de la energía eólica, alcanzando 2611 MW, lo que además las convierte en los territorios con mayor potencia instalada a nivel global de la República Argentina.

Las bioenergías ocupan el segundo escalón de la tabla si hablamos meramente de la capacidad agregada durante los meses transcurridos del 2021, dado que se añadieron 25 MW de esta fuente, acumulando un total de 259 MW. 

De esos veinticinco megavatios adicionados, trece corresponden al Noreste Argentino, ocho a Buenos Aires y GBA, dos a la región centro (Córdoba – San Luis) y los sobrantes dos megas a la zona Centro Oeste Medio (La Pampa, Río Negro y Neuquén). 

En tanto la fotovoltaica, solamente sumó dos megawatts de potencia en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional, ambos en la zona de Cuyo – que llegó a 207 MW – y en total la energía solar reúne 761 MW a lo largo del país. 

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El Gobierno argentino anunció un plan exclusivo para energía solar térmica

El Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación presentó el Plan de Desarrollo Productivo Verde, una serie de iniciativas para apoyar a las empresas argentinas proveedoras de bienes y servicios de la economía verde, así como también dar impulso a las empresas para una producción más sustentable. 

“Es una estrategia integral que piense en el ambiente, en una producción que crezca y genere dólares, que exporte más y que también ahorre divisas, y que además genere trabajo genuino”, aseguró el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, durante la presentación del plan.

Una de ellas está enfocada en las energías renovables, precisamente un programa de desarrollo de la industria solar térmica, el cual tendrá aproximadamente un presupuesto de $115.000.000 para su fomento y se espera que veinticinco empresas puedan ser beneficiarias. 

El programa prevé promover la producción nacional de calefones solares a través de asistencia técnica y financiamiento, además de la certificación de aquellos productos de dicha índole mediante el Instituto Nacional de Tecnología Industrial.

De este modo se le buscará dar impulso a la demanda de los sistemas solares térmicos de origen nacional, en tanto se agrega la inclusión en los pliegos de desarrollos urbanísticos y viviendas sociales por parte del Estado nacional y las provincias.

“La idea es incorporar un circuito completo de producción e interacción concreta dentro de los planes de desarrollo y de obras del gobierno”, manifestó el ministro. 

A través de esta iniciativa se buscará llevar agua caliente a ciento veinte mil hogares por intermedio de una alternativa energética sostenible, en este caso el uso de la fuente solar. 

Y según asegura el programa, se podría lograr una reducción de la emisión de los gases de efecto invernadero en poco más de cien mil toneladas de dióxido de carbono por año. Al mismo tiempo de generar aproximadamente ochocientos puestos de trabajo y una facturación cercana a $270 millones para cada PYME participante.

Jorge Ferraresi, ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat de la Nación, a la izquierda; Matias Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo, en el centro; y Cecilia Todesca Bocco, vicejefa de Gabinete de Ministros, a la derecha.

Además, el propio Plan de Desarrollo Productivo Verde supone la incorporación de financiamiento, ya sea mediante el programa de desarrollo de proveedores como el programa soluciona verde. 

En el primero de los casos se ofrece financiamiento y asistencia técnica para los fabricantes de equipamiento para la industria sostenible y se incluyen a los proveedores para energías renovables y movilidad, y en lo que refiere a línea de créditos sería hasta un monto de $200.000.000 y aportes no reembolsables (ANR) de hasta $40 millones.  

Mientras que el segundo programa de financiación será de apoyo a aquellas empresas de la economía del conocimiento que provean soluciones tecnológicas de alto impacto en mejora ambiental y, también contempla a las renovables. La diferencia radica que aquí el programa otorgará aportes no reembolsables (ANR) por hasta $20 millones, por el 90% del monto de los proyectos.

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Eduardo Elsztain: el «señor de los ladrillos» que también decidió apostar por la minería

El 12 de mayo de 2020, editores de las secciones de economía y de los diarios financieros de Buenos Aires recibieron un mail en sus casillas. Los sorprendió. Porque era domingo y, además, por
su contenido. Pero, sobre todo, por quién era el protagonista. El correo electrónico difundía extractos de un documento que Eduardo Elsztain, presidente de Inversiones y Representaciones SA (IRSA), la mayor empresa de bienes raíces del país, había hecho circular entre sus inversores.

«El manual de supervivencia económica de la Argentina dice que, en este contexto de déficits fiscales épicos, más el endeudamiento más alto de la historia, más emisión monetaria a niveles nunca visto, más depresión económica, cualquier persona con ahorros grandes o pequeños debería redireccionar una parte significativa de esa liquidez a la única moneda que no puede ser impresa: el oro», aconsejó.

Eduardo Elsztain, presidente de Inversiones y Representaciones SA (IRSA)

No fue un texto usual. Elsztain es uno de los cinco empresarios más importantes del país. Su personalidad excede el mundo de los negocios. Su actividad filantrópica abarca desde el fomento al entrepreneurship, con un manifiesto apoyo –espiritual y material– a la Fundación Endeavor, a iniciativas sociales de profundo compromiso comunitario. Y, además, atesora una rica –y envidiada– agenda de contactos, local y, en especial, internacional, que lo encumbró a cargos de influencia única, como el directorio del Consejo Judío Mundial, amén de ser un activo protagonista –y promotor– del World Economic Forum.

Sin embargo, Elsztain, de 61 años cumplidos en enero, no es alguien que suela transmitir
sus opiniones en público; mucho menos en los medios. ¿Qué llevó a quien es reconocido como
«el dueño de los ladrillos», entre shopping centers, edificios de oficinas y proyectos residenciales, y,
a la vez, uno de los mayores inversores agrícolas de América del Sur, a fijar su atención sobre el precioso metal? ¿Y difundirlo, además?

Oro en Chubut

La respuesta, en realidad, ya la había dado pocos días antes. El 22 de abril, en Toronto, Canadá, la minera Yamana Gold informó que Elsztain y Saúl Zang, uno de sus hombres de máxima confianza, habían comprado el 40% de Suyai, un proyecto de extracción de oro en Chubut. Pagaron u$s 2 millones para entrar a un prospecto cuyo objetivo es producir hasta 250.000 onzas anuales durante sus primeros ocho años de antigüedad. Además, se comprometieron a desembolsar otros u$s 31,6 millones hasta 2024, en caso de que el emprendimiento reciba todas las aprobaciones.

Algo que, en gran medida, dependerá de sus gestiones. «El grupo argentino asumirá la responsabilidad de todos los asuntos ambientales, sociales y de  gobierno (ESG) y, en particular, liderará los esfuerzos de permisos destinados a avanzar el proyecto a través de sus diferentes etapas de desarrollo», explicó Yamana.

Más que una quimera

Así como no ahorró elogios a la gestión Macri, Elsztain siempre fue lo suficientemente hábil para no colisionar contra otros gobiernos. Hombre de magnetismo especial, que potencia con el aura que le confiere una profesión profunda y estricta de su fe de la cual su aspecto personal, de barba tupida, trajes oscuros y kipá es reflejo, el empresario, a través de IRSA y de su controlada IRSA Propiedades Comerciales (IRSA PC), tiene nueve edificios de oficinas premium y 15 shopping centers. La mitad de los centros comerciales –Alto Palermo, Paseo Alcorta, Patio Bullrich, DOT Baires, Distrito Arcos, Alto Avellaneda y Soleil Premium Outlet– están en el AMBA. El resto, en el interior: Alto Noa (Salta), Alto Rosario, La Ribera Shopping (Santa Fe), Mendoza Plaza (Mendoza), Córdoba Shopping Villa Cabrera, Patio Olmos (Córdoba) y Alto Comahue (Neuquén). Además, posee otros inmuebles comerciales y  los hoteles Intercontinental, Libertador (CABA) y Llao-Llao (Bariloche). Su unidad de construcción compra terrenos y desarrolla viviendas y complejos comerciales. El grupo también es dueño del 29,91% del Banco Hipotecario, del que el propio Elsztain es presidente.

En su último balance anual, cerrado el 30 de junio de 2020, IRSA facturó $ 95.793 millones. Sin embargo, solo $ 14.156 millones se generaron en la Argentina. Los otros $ 81.637 millones provinieron de Israel, donde –al menos, hasta ese momento– registraba negocios en bienes raíces, tecnología, telecomunicaciones, supermercados, energía y turismo. IRSA también tiene inversiones en los Estados Unidos. Principalmente, en inmuebles.

Diversificación en agro

A su vez, Cresud, controlante de IRSA, es una de las principales firmas agropecuarias de la región.
Al 30 de junio, era dueña de 26 campos, con aproximadamente 629.794 hectáreas, entre la Argentina, Brasil, Bolivia y Paraguay. Produce granos, ganado bovino y ganado lanar. Arrienda tierras a terceros y, además, tiene el derecho de concesión sobre otras 132.000 hectáreas por 35 años, con opción por otros 29. De ese total, explotó unas 29.000 hectáreas con producción agrícola y ganadera. En su ejercicio 2019-2020, produjo 857.490 toneladas de granos (más del 90%, trigo y soja), 2,36 millones de toneladas de caña de azúcar y 11.783 toneladas de carne. Recaudó $ 121.256 millones. Ganó $ 20.003 millones.A mediados de mayo de 2021, Cresud valía más de u$s 730 millones en Nueva York. IRSA, poco menos de u$s 390 millones.

Pero Elsztain no es alguien ajeno a la industria minera. Empezó a escavar en este negocio en 2003. Compró la chilena Guanaco, que le pertenecía a la estadounidense Kinross Gold. Para este negocio, se asoció con la australiana Austral Gold, a cuyo directorio accedió en 2009, con funciones no ejecutivas.

Desembarco 

«No teníamos experiencia en la minería. Pero compramos la mina por teléfono. Hicimos el due diligence en menos de una semana», evocó cinco años atrás, en una entrevista a la centenaria publicación especializada The Northern Miner, de Canadá.

Fue un momento especial para Elsztain. La crisis de 2001 y, en especial, la devaluación y la pesificación asimétrica de 2002 habían erosionado los cimientos financieros de IRSA, ese imperio que había comenzado a construir algo más de una década antes. También en 2003 se formalizó su «divorcio» de Marcos Marcelo Mindlin, su socio, amigo, otra mitad, segundo apellido de un binomio que, en los 90, fue sinónimo de éxito en el mundo de los negocios.

Mientras Mindlin se lanzó con Dolphin a las aguas inexploradas que prometía un país de empresas de servicios públicos defaulteadas y a precio de remate, Elsztain prefirió buscar alternativas a sus negocios core en sectores que estuvieran algo más alejados de la presencia estatal activa que empezaba a visualizarse en la incipiente Argentina de Néstor Kirchner.

Guanaco era un proyecto de oro, cobre y plata en el norte chileno, en la zona de Antofagasta. «Nos tomó cerca de una década desarrollar nuestra primera mina y construir nuestro equipo de management», reseñó en esa entrevista. «No  éramos expertos. Así que lo hicimos escalón por escalón», agregó.

Austral Gold sacó su primera barra de oro de Guanaco en 2011. En 2019, último ejercicio pre-pandemia, procesó 253.024 toneladas. Por metal, fueron 60.666 onzas de oro y 543.906 de plata. Las cifras consolidan con Amancaya, proyecto vecino que, en julio de 2014, Austral le compró a Yamana por u$s 12 millones en efectivo, más una regalía neta del 2,3%. No fue la única adquisición. En febrero de 2016, se quedó con el 100% Argentex Mining, titular de Pingüino, proyecto de oro, plata, zinc, plomo e indio en la provincia de Santa Cruz. Pagó  5,8 millones de dólares canadienses (u$s 4,3 millones de entonces). Austral Gold ya tenía un 19,9% de la empresa, comprado en marzo de 2013, por 5 millones de «cads» (u$s 4,87 millones).

Sin embargo, un mes después, dio otro gran golpe. Acordó con Troy Resources la compra del 70%
de Casposo. Localizada en el departamento de Calingasta, San Juan, el área, de 100,21 kilómetros cuadrados y con reservas de oro y plata, pasó a convertirse en el principal activo de producción de Austral Gold en la Argentina. La minera de Elsztain compró un 51%, por u$s 1 millón, con la opción de lograr otro 19% por otro u$s 1 millón en los 12 meses siguientes –cosa que hizo– y el 30% restante en los siguientes cinco años. El acuerdo establecía que pagara u$s 1,5 millón por un 10% en tres años; u$s 2,5 millones por otro 10% en cuatro; y u$s 3 millones por el 10% restante en cinco. Todo, sujeto a la variación del precio de la plata, con un supuesto de u$s 15 la onza. Austral terminó de comprar todo en 2019. Pagó u$s 200.000 para completar su tenencia. El menor precio fue resultado de valores de la plata por debajo de lo esperado.

Aterrizaje en San Juan

Eso también afectó al emprendimiento. Cuando entró en Casposo, Austral Gold se comprometió a levantar capital por hasta u$s 10 millones para el proyecto, cuyo management tomó. Además, asumió la elaboración de un plan reingeniería y nuevo desarrollo para alcanzar una operación rentable al cabo de 12 meses. 

«Es una adquisición estratégica para Austral Gold y le da la compañía un activo establecido en la Argentina y un cimiento en ese mercado para consolidar más adelante sus activos bases», celebró el comprador en ese momento. Sin embargo, a inicios de 2019, la empresa anunció que su directorio había decidido, temporalmente, que el proyecto solo funcionara bajo cuidado y mantenimiento.

«La decisión se basó en precios de la plata por debajo de los presupuestos y volúmenes de producción inferiores a las esperadas en 2018 y 2019. Estos factores resultaron en que la mina, actualmente, opera a pérdida y una reducción marcada de su inventario de reserva mineral», explicó. Tampoco eran satisfactorios los registros alcanzados en oro, con una reducción de 90% en la producción del trimestre cerrado en marzo de 2019, en comparación con el previo, finalizado en diciembre de 2018.

Con solo un trimestre de operación, Casposo procesó 39.545 toneladas en 2019. Habían sido 181.242 en 2018 y 281.848 en seis meses de 2017. En diciembre de 2019, inició actividades de exploración, con la intención de reactivar la explotación durante 2020. La pandemia de coronavirus lo impidió.

Regla de oro

Este año, IRSA inauguró formalmente Della Paolera 200, torre corporativa de 30 plantas y u$s 110 millones de inversión, que construyó en Catalinas. La empresa también mudó allí su sede central. Durante décadas, había funcionado en Bolívar e Hipólito Yrigoyen, sobre el ex Café de la Victoria (hoy, Pertutti). Es un edificio colonial, que el abuelo de Elsztain compró cuando él tenía cinco años. No es el único recuerdo con el que honra al patriarca.

«Cuando la gente le preguntaba a mi abuelo cómo calculaba sus activos en las peores inflaciones, contestaba que, al final de cada año, él siempre sabía que tenía un metro cuadrado más, una vaca más o más espacio de estacionamiento. Contabilizaba las cosas básicas», evocó, en aquella entrevista a The Northern Miner.

Aplicó la lección a su incursión minera. Más allá de las cotizaciones de los distintos metales o los cálculos de reservas y vidas útiles de los proyectos, persistió en acumular activos a lo largo de una década y media.

En 2013, Austral Gold compró el 15% de Goldrock (9,3 millones de dólares canadienses), la dueña de Lindero, en Salta. Años después, adquirió otro 11%. En 2014, se quedó con el 51% de la proveedora de servicios mineros Humberto Reyes y el proyecto Amancaya, ambos en Chile. En 2015, fue el turno
de Argentex. En 2016, de lo que le faltaba de esa empresa y, pocos días después, el 70% de Casposo. En 2017, compró otro 19% en ese proyecto y, también, los emprendimientos San Guillermo y Reprado, cercanos a Amancaya, que pertenecían a Revelo Resources. En 2019, el 30% restante de Casposo y la estadounidense Rawhide, con activos de oro y plata en Nevada. Acordó por ella un precio de u$s 3,9 millones (u$s 2 millones cash).

Al año siguiente, otra compra en la Argentina: el 80% de Sierra Blanca, proyecto –también de oro y plata– en Santa Cruz, con el que buscó ampliar Pingüino. Pactó con su contraparte, New Dimension, u$s 800.000 en efectivo y compromisos de inversión, con una opción para comprar el 20% restante en u$s 2,3 millones. También en 2020, Austral Gold firmó una carta de intención para quedarse con el 100% de Revelo, transacción que completó este año.

En febrero último, a través de Argentex, entró al capital de Ensign Gold. Pagó más de u$s 1,17 millones por más del 20% de sus acciones, con una opción para ampliar su participación en 36 meses. Ensign es una sociedad canadiense con 5000 hectáreas de oro tipo Carlin en Utah (Estados Unidos).

Fue, de momento, su última pepa. Al menos, a través de Austral Gold. La compra de Suyai a Yamana se hizo por fuera de esta sociedad. ¿Por qué? Por ahora, solo Elsztain, reconocido por su hermetismo, tiene la respuesta. Pero difícilmente sea un punto final. 

Así como sigue adelante con sus múltiples negocios –sin ir más lejos, incluso en el contexto adverso de shoppings cerrados y oficinas vacías por la pandemia, IRSA anunció la construcción del primer centro comercial de La Plata, un proyecto de $ 15.000 millones–, es claro que continuará activando la palanca de su excavadora. «Compartimos la mitad de los Andes con Chile. Pero la Argentina no tuvo el mejor entorno y eso es básicamente porque la minería no está tan explotada como lo hicieron nuestros vecinos», explicó alguna vez su estrategia en este sector.

«Pero el potencial del sector minero en la Argentina es enorme. Y es una de las actividades en las que soy más entusiasta en estos días: tenemos reservas, buenas empresas y buenos descubrimientos», decía, pocos años atrás. El tiempo suficiente, no obstante, como para haber abierto un camino ya difícil de desandar. ×

Cable excavator loads overburden from the body of a mining truck. Excavation of gangue from the face of a quarry.

Ladrillo a ladrillo 

Eduardo Sergio Elsztain nació en Buenos Aires el 26 de enero de 1960. Su abuelo paterno, Isaac, emigró de Rusia en 1917, tras la Revolución. Prosperó en su nueva tierra gracias a los negocios inmobiliarios. Talentoso para ver oportunidades en una Buenos Aires donde abundaban hacinados conventillos, supo acuñar una máxima que su nieto cumple a rajatabla, como si fuera precepto bíblico: comprar barato y vender revaluado. Para mediados de los 60, su empresa, Isaac Elsztain e Hijos –que, incluso hoy, vela por los más caros intereses familiares–, era una de los principales desarrolladoras de viviendas de la Capital Federal. Hasta que, a fines de los 70, se embarcó en la construcción de una ambiciosa torre, con una ingeniería financiera cuyo colapso la había dejado en la cornisa de la quiebra.

Egresado del Colegio Nacional de Buenos Aires, había interrumpido sus estudios de Economía en la UBA para hacer un voluntariado de un año en Israel. Retornó por pedido de su abuelo. Corría 1981 y su tío, que manejaba los negocios familiares, falleció súbitamente. Eduardo tenía 21 años.

Elsztain nieto cerró su primer negocio en 1982. Vuelta del destino, le vendió al gobierno de la Unión Soviética el terreno de la calle Dragones,en el Bajo Belgrano, donde hoy funciona la representación comercial de la Federación Rusa. Al mismo tiempo, le pidió ayuda a un amigo, tan joven como él, pero con mejores conexiones y una letal combinación de astucia y frialdad para las finanzas: Mindlin. Juntaron u$s 120.000 para comprar una vieja sociedad, fundada en 1943,que cotizaba sin pena ni gloria en la Bolsa porteña: IRSA. La piedra basal sobre la cual edificarían su imperio.

Sin embargo, no fue sino hasta inicios de la década siguiente que esos dos tipos audaces ganarían notoriedad. Tras la compra del Palacio Chrysler –actual Palacio Alcorta–, se supo que ese dúo de chicos jugaba a cosas de grandes. Y en serio.

«Ustedes no tienen cara de tener u$s 15 millones para comprar el edificio», les dijo el periodista de Ámbito Financiero que los había descubierto.

Uno, robusto, barbado y de gesto duro. El otro, flaco, rubio y con rostro mucho más aniñado. Trajeados como yuppies, como mandaba la época y, además, necesitaban para aparentar más madurez de la que tenían. Se miraron entre ellos y se rieron.

«En realidad, el inversor es George Soros», le develaron.

«De alguna forma, me las arreglé para tener una reunión con Soros. 

Caminamos durante una hora o dos. Y cuando me preguntó cuánto dinero pensaba que yo podría manejar, le contesté que u$s 10 millones. Me dijo: ‘Ok, ningún problema’», recordó el propio Elsztain sobre ese encuentro en Nueva York, en un perfil publicado en 2013 por The Jerusalem Post.

Con ese capital, armaron una cartera de activos inmobiliarios –shoppings, torres de oficinas, edificios de viviendas– que rápidamente los coronó como los Señores de los Ladrillos. En 1991, relanzaron a IRSA en la Bolsa de Buenos Aires.
En 1994, abrieron su capital en Wall Street. Para entonces, ya habían dado otro golpe: la compra
de Cresud, otra sociedad histórica del recinto porteño. Fundada en 1936, financiaron la adquisición con todos los pagarés que les habían dado los compradores del último proyecto inmobiliario residencial que Elsztain construyó con su empresa familiar. 

En 1998, IRSA se quedó con la parte del Banco Hipotecario que privatizó el Estado nacional. Ese mismo año, Carlos Menem y quien fuera su sucesor, el entonces jefe de Gobierno porteño, Fernando de la Rúa, coincidieron en la inauguración del Abasto, primer shopping desarrollado íntegramente por la dupla, que ya había comprado Alto Palermo, Paseo Alcorta y el Patio Bullrich. Para IRSA, fue un hito. Sobre todo, por las batallas legales –y políticas– que debió dar tras la adquisición del antiguo mercado, literalmente en ruinas tras la quiebra del Hogar Obrero. Un año después, en 1999, el grupo se aseguraría los terrenos de la ex Ciudad Deportiva de Boca Juniors, en Puerto Madero Sur. Aun hoy, pugna por desarrollar ahí el complejo Santa María del Plata.

La crisis argentina de 2001, eclosión de cuatro años de recesión, fue una prueba de fuego para IRSA. En ese crítico momento, Soros se retiró,con una ganancia estimada en u$s 500 millones, al cabo de la década. «Él sabía cuándo vender y cuándo comprar», refirió Elsztain en ese texto de The Jerusalem Post.

Sin el respaldo del hombre famoso en el mundo entero por haber doblegado a la libra esterlina, muchos dudaron de la capacidad de sus socios argentinos para cruzar, solos, el desierto. Pero Elsztain, para entonces, ya tenía mucho más que una puerta a la cual golpear. Reemplazó al húngaro con otros dos magnates: el canadiense Edgar Bronfman (de Universal Studios) y el inversor de riesgo neoyorquino Michael Steindhartdt. Fue el soplo vital que recibió IRSA para atravesar las siguientes décadas.

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Matías Kulfas: «El Plan Renovar se desentendió de la sostenibilidad macroeconómica»

El Gobierno Nacional lanzó el plan de Desarrollo Productivo Verde, que según explica el oficialismo «tiene por objetivo promover la productividad y la competitividad, así como la diferenciación de productos a través de la innovación, el ecodiseño y la economía verde para mejorar el acceso a mercados dinámicos».

Como orador principal, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, introdujo los pilares: «Argentina tiene para aportar en energías renovables, en equipamiento tecnológico industrial para energías renovables, lo que tienen que ver con el hidrógeno, minería del litio, del cobre, fabricar baterías, vehículos eléctricos; es clave que la producción nacional se ponga de pie en torno a estos objetivos».

Sobre el programa de desarrollo de energías renovables desarrollado por la administración de Mauricio Macri apuntó: «El Plan Renovar se desentendió de la sostenibilidad macroeconómica»

Siguiendo la idea agregó que «los proyectos se financiaban con deuda externa y con equipamiento importado. ¿Qué pasó entonces? La sostenibilidad ambiental no pudo proseguir. Cuando vino la crisis de 2018 se frenó el financiamiento y se frenaron los proyectos. Y no se generó empleo».

En este sentido, definió su mirada contrapuesta: «Si, por el contrario, se hubiera apostado por incentivar proyectos de energías renovables con equipamiento nacional, trabajo argentino y financiamiento en moneda nacional, se podría haber atendido a las tres sostenibilidades mencionadas en simultáneo».

En su presentación el Ministro contextualizó que «el mundo avanza aceleradamente a una transición ecológica, porque necesitamos combatir de manera efectiva el problema del cambio climático»

De acuerdo con la Resolución 352/2021 publicada en el Boletín Oficial, el plan de Desarrollo Productivo Verde tendrá como objetivo “promover la incorporación activa de la dimensión ambiental, especialmente en la ampliación de la matriz productiva, la creación de empleos, la integración territorial, la mejora de la productividad y el desarrollo exportador”

Del acto participaron también el ministro de Desarrollo Territorial, Jorge Ferraresi; la vicejefa de Gabinete, Cecilia Todesca Bocco; la secretaria de Comercio Interior, Paula Español; el secretario Pyme, Guillermo Merediz; Gerardo Martínez, de Uocra; Antonio Caló, de la UOM; y Mario Manrique, de Smata, entre otros.

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Extienden prórroga del régimen para Biocombustibles hasta el 27 de agosto

El gobierno nacional extendió la vigencia del Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles establecido por la Ley 26.093 “hasta el 27 de agosto próximo o hasta que entre en vigencia un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, lo que ocurra primero”.

La decisión, adoptada mediante el decreto 456/2021, se corresponde con el hecho de que el proyecto de Ley Marco Regulatorio referido cuenta con la media sanción de la Cámara de Diputados y se estima que en los próximos días será tratado en sesión del Senado nacional.

En los considerandos de la norma se describe que mediante la Ley 26.093/2006 se estableció el Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles, con el objetivo de promover la producción y el uso de biocombustibles en el territorio nacional.

El mencionado régimen tenía una vigencia de quince (15) años a partir de su aprobación, por lo que su vencimiento operó el 12 de mayo de 2021. Y el Poder Ejecutivo está facultado a extender el plazo mencionado.

Asimismo, por la Ley  26.334/2007 se aprobó el Régimen de Promoción de la Producción de Bioetanol con el objeto de satisfacer las necesidades de abastecimiento del país y generar excedentes para exportación. Los proyectos de bioetanol aprobados en el marco de la Ley 26.093/06 y su reglamentación se encuentran sometidos a todos los términos y condiciones de la referida ley, incluyendo su régimen sancionatorio.

Cabe referir que antes del vencimiento de los plazos de vigencia de la Ley 26.093 se decidió encarar un proyecto, que como se indicó ya cuenta con estado parlamentario, por el que se propicia aprobar el “Marco Regulatorio de Biocombustibles” en el que se definirá el nuevo rumbo estratégico del sector, en consonancia con las necesidades energéticas del país.

Con el fin de asegurar un adecuado análisis y debate parlamentario del citado proyecto, sin afectar las distintas etapas que integran la cadena de valor del régimen en cuestión, se dispuso a través del Decreto 322 del 8 de mayo de 2021 “extender la vigencia del Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles establecido por la Ley 26.093, hasta el 12 de julio de 2021 o hasta que entre en vigencia un nuevo “Marco Regulatorio de Biocombustibles”, lo que ocurra primero”.

Llegado a tal fecha, el gobierno consideró que “con el fin de permitir la continuidad temporaria del régimen hasta ahora vigente, resulta necesario extender el plazo originalmente previsto, hasta el 27 de agosto de 2021 o hasta que entre en vigencia un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, lo que ocurra primero”.

La semana pasada el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, acudió al Senado para precisar aspectos del proyecto, oportunidad en la cual destacó que “al sancionar una normativa que estará vigente hasta el 2030 se contará con una herramienta fundamental para planificar un horizonte de inversiones que permita la modernización de las plantas y la ampliación de la actividad en las economías regionales”.

Sobre la situación del mercado del biocombustible en nuestro país, recordó que “al asumir en la Secretaría nos encontramos con problemas en el sector, pero gracias al diálogo pudimos avanzar en un esquema de consenso con los integrantes de la cadena y generamos un sendero de precios para rescatar la actividad”.

El Secretario destacó que, en función de dar certidumbre y respuesta a las demandas del sector, el artículo 5 del proyecto de ley define taxativamente un límite para quienes pueden integrar esta cadena productiva: “Las empresas que produzcan y/o destilen hidrocarburos no podrán ser titulares o tener participación en empresas que produzcan y/o destilen biocombustibles”.

El artículo 8 establece la mezcla obligatoria en el caso del biodiesel, sobre lo cual el secretario detalló: “Esto fue consensuado con los sectores y nos permitió tener un precio y un corte que nos permite estar en actividad y trabajando; de ahí que el esquema cuente con la posibilidad de subir y bajar el corte en función del precio para que no se nos paralice la actividad en las plantas y cuidando los puestos de trabajo”.

El artículo 9 hace lo propio para el bioetanol, mantiene el porcentaje actual y lo separa en 6% de caña y 6% de maíz. El Secretario fundamentó el motivo de esa separación en la diferente lógica de cada producto: “Al no ser un commoditie el precio de la caña es más previsible, mientras que en el caso del maíz hay otras variaciones”. Y recalcó: “Lo que intenta la norma es tener un instrumento que le permita al Estado poder dar el precio que permita cubrir los costos”.

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Curso de Complementación en Dirección Corporativa en la Facultad de Ingeniería de la UBA

La Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires abrió la inscripción para el Curso de Complementación en Dirección Corporativa que se dictará a partir del 4 de agosto todos los miércoles por la tarde de 18 a 22 horas de modo virtual durante 4 meses.

Objetivo del curso:

El objetivo del curso es formar Especialistas en Dirección Corporativa. El participante adquirirá los conocimientos del marco regulatorio, de sus responsabilidades jurídicas y extrajurídicas, de los riesgos de su función y de cómo organizar y participar en las reuniones de Directorio y de los Comités del Directorio. Este curso de especialización otorga los conocimientos que requiere el gobierno corporativo y que exige actualmente el desempeño de las funciones del director de una empresa en el mercado de capitales.

Perfil del egresado:

Los egresados serán profesionales con aptitud para promover y aplicar metodologías actualizadas que conduzcan a la práctica de los procesos optimizados en la gestión y uso de equipos para la construcción, capaz de discernir entre las ventajas y desventajas del uso de uno u otro equipo y de diseñar estrategias que puedan garantizar la seguridad de los recursos humanos, basado en estándares nacionales e internacionales y aspectos éticos-legales.

Destinatario del curso:

● Profesionales o técnicos que deben desarrollar tareas en directorios corporativos.

● Representantes de accionistas.

● Personas que realizan tareas de auditoría corporativa

● Síndicos y/o miembros del Consejo de Vigilancia.

● Directores dependientes de organizaciones corporativas.

● Personas que ejercen esta función en directorios.

● A cualquier persona que ejerza el cargo de director de una sociedad, aunque no revista el carácter de independiente

Requisitos para el ingreso:

Los interesados deberán presentar: • Solicitud de admisión • Copias del título universitario

• Copias del documento nacional de identidad y/o pasaporte • Currículum Vitae resumido

Plan de estudios:

El curso está conformado por cuatro (4) materias cuyos contenidos básicos son los siguientes:

1.- El mercado de capitales

● El mercado de capitales argentino, regional e internacional.

● Introducción, historia y antecedentes

● Regulaciones locales, regionales e internacionales.

2.- Marco legal y regulatorio

● Ley de Mercado de Capitales

● Marco general de la CNV

● Códigos del Gobierno Societario

● Sindicaturas y Auditorías

3.- Economía corporativa

● Análisis económico y financiero de una corporación.

● Finanzas corporativas.

● Contabilidad regulatoria.

● Análisis de riesgos, emisiones y calificación de riesgo.

4.- La función de director

● El trabajo en el directorio, deberes y obligaciones del director.

● Manejo de los conflictos internos y externos.

● El Comité de Auditoría y las funciones del auditor interno y externo.

5.- Apostillas

● Las razones psicológicas atrás de fracasos comunes en los directorios.

● Los problemas y desafíos que se encuentran al dentro del rol de director.

● El liderazgo sustentable en criterios financieros, ambientales, sociales y de gobierno.

● Integración de Gestión Social Corporativa (ESG) en la cultura corporativa.

Arancel:


Importe total del curso: $80.000.-

Financiamiento:

– Matricula de $30.000

– 2 cuotas de $25.000

Descuentos:

Egresados Fiuba 20% sobre el total del arancel

Egresados Facultades Nacionales 10% sobre el total del arancel

Informes e inscripción:

Escuela de Graduados en Ingeniería de Dirección Empresaria (EGIDE)

Av. Paseo Colón 850 3º Piso, CABA

egide@fi.uba.ar

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Inversiones por $10.000 millones por el llamado “Green New Deal”

Se llamará Plan de Desarrollo Productivo Verde y buscará financiar la reconversión ambiental de empresas para que sean más amigables al medio ambiente. También otorgará préstamos para nuevos proyectos productivos, relacionados a energías renovables y electromovilidad. Con esto, el Gobierno busca cerrar filas ante los fuertes debates internos entre economía y medio ambiente. El Gobierno dejará en claro, con el lanzamiento hoy, cómo será la agenda oficial de esta materia. “Tenemos que salir de falsas antinomias: la que planteaba que había que aumentar la producción a cualquier costo la rechazamos plenamente. Entre eso y visiones que plantean prohibiciones que pueden […]

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El IMP crea tecnología integral para control de sólidos en pozos productores de hidrocarburos

Equipos de alta eficiencia que permiten reducir costos de inversión por mantenimiento, evitan daños y mantienen las condiciones productivas en los pozos Investigadores y especialistas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), desarollaron una tecnología integral, única en su tipo, para el control de sólidos en pozos productores de hidrocarburos después de su terminación, que se enfoca en mantener las condiciones productivas de los pozos y salvaguardar la integridad mecánica de los equipos instalados en fondo y superficie. Con ello se resuelve la problemática vigente en los activos de producción del país, ya que el 90% de los pozos que se […]

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Según un experto la ley de Promoción Petrolera “puede atraer inversiones”

Daniel Dreizzen evaluó los alcances de algunos de los borradores que trascendieron de la ley de Promoción de Hidrocarburos. Para el especialista energético la norma conforma un primer paso importante para recuperar la producción de petróleo y gas. El analista asociado de la consultora Ecolatina, Ing. Daniel Dreizzen, evaluó de forma favorable los alcances de lo que trascendió, hasta el momento, sobre el proyecto de ley de Promoción petrolera. Consideró que la iniciativa apunta a blindar al sector respecto de otros vaivenes vinculados a la macroeconomía y advirtió que los incentivos podrían elevarse en la discusión legislativa. “Es un proyecto […]

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Existen en Argentina proyectos para cubrir un 8% del pico de consumo de gas de invierno, dicen los expertos.

El proyecto de Ley de Hidrocarburos tiene un apartado para proyectos de inversión en almacenamiento subterráneo de gas natural. El país podría almacenar 10 millones de metros cúbicos diarios. Así se podría abastecer la demanda entre mayo y septiembre con fluido producido en los yacimientos del país. CGC del grupo Corporación América, presidida por el empresario Hugo Eurnekian, está desarrollando un proyecto para almacenar gas natural de manera subterránea que no requiere infraestructura adicional.  Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC, sostuvo que “nuestro proyecto se diseñó para atender el pico local de consumo del sur de la Patagonia, que son […]

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Retirarse rico: la fórmula exitosa para ahorrar hoy y ganar hasta u$s 4000 por mes de jubilación

Estrategias y recomendaciones para planificar a largo plazo sin estrés económico. Qué activos elegir, cómo diversificar y cuánto dinero aportar por mes según los objetivos y la edad de cada uno. Retirarse rico: la fórmula exitosa para ahorrar hoy y ganar hasta u$s 4000 por mes de jubilación Puede parecer raro hablar de planificar el largo plazo, hacer el ejercicio de pensar a 20 o 30 años, en medio de una pandemia que pone en jaque al mundo y que, especialmente en la Argentina, desestabiliza ingresos, proyectos y los planes mas mínimos de corto o mediano plazo. Sin embargo, más […]

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Abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío Eco YPF

En el marco de la alianza conformada por Fundación YPF junto al INET, se abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío YPF. El concurso tiene como destinatarias a las escuelas secundarias técnicas que brindan las especialidades en Automotores, Energías Renovables, Electrónica, Electromecánica y Mecánica de todo el país. Para poder participar, los chicos y las chicas -junto a sus docentes- tienen que armar un proyecto educativo innovador para la construcción de un auto eléctrico. Esta iniciativa busca promover la creatividad en la enseñanza de las ciencias y el aprendizaje a partir de diseñar soluciones poniendo en valor […]

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Gabriel Matarazzo ” El sector padece una verdadera injusticia”.

El secretario general del sindicato de petroleros de nuestra ciudad y también secretario de Hacienda de la Federación Argentina Sindical del Petroleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio), fue muy crítico a la ley de modificación del Impuesto a las Ganancias.Para el bahiense, la normativa no tuvo en cuenta las particularidades de las tareas que realizan algunos sectores puntuales, entre ellos los trabajadores petroleros. “Muchos de ellos, para alcanzar un salario de 150 mil pesos, tienen que cumplir turnos rotativos, atravesar desarraigos y superar las dificultades de las zonas en que ejercen su labor. Si a este esfuerzo extremo le sumamos la […]

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EFICIENCIA ENERGÉTICA, IMPACTO AMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD EMPRESARIA

Los costos energéticos en industrias de alta demanda de energía pueden representar hasta el 20% de las erogaciones asociadas a la producción, son aplicadas mensualmente con períodos de mora reducidos, por lo que la disponibilidad para la cancelación es un factor importante en el aspecto económico financiero. La gestión para la eficiencia energética y la competitividad adquieren relevancia como como factores productivos por lo cual, las organizaciones generan métodos y procesos más sostenibles y sustentables, con objetivos no solo económicos sino de reducir las emisiones de CO2 y gases de efecto invernadero al mínimo Existen en nuestro país diferentes soluciones […]

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Petroleros paran una base de Halliburton en Vaca Muerta

Si no hay respuestas amenazan con un paro total a la empresa el miércoles. El gremio de la región neuquina reclama la reincorporación de 8 empleados, a quienes finalizaron los contratos antes de lo debido. El hecho ocurrió en Añelo y amenazan con extenderlo a toda la compañía. Denuncian que la empresa de servicios especiales despidió de manera “injustificada” a 8 operarios. A través de un comunicado oficial el gremio precisó que la empresa norteamericana “dio por terminado” ocho contratos aduciendo que las fechas de los acuerdos a término habían caducado. “En realidad los contratos concluyen en septiembre”, afirmaron. El […]

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Petrobras es llevada a juicio por manipulación de sus balances

La Justicia falló en primera instancia a favor de la compañía, y los inversores apelaron. Petróleo Brasileiro S.A.,más conocida como Petrobras, es acusada por inversores argentinos de manipular sus libros contables y generar un fraude contra aquellos que compraron las acciones de la compañía. Según la sentencia del fallo de primera instancia, no se puede someter a juicio a un estado soberano, dando a entender que la empresa, que tiene accionistas privados, es un ente público. En 2018, la petrolera brasileña admitió haber manipulado sus balances, luego de que se descubrieran sobornos y sobreprecios en los casos denominados Petrolao y […]

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Petrobras vende el 62,5% de un campo de producción en Brasil a 3R Petroleum por 90 millones de euros

La petrolera brasileña Petrobras ha vendido su participación del 62,5% en el campo de producción de Papa-Terra a 3R Petroleum por un total de 105,6 millones de dólares (89 millones de euros), según ha informado este lunes en un comunicado. El acuerdo establece un pago en efectivo inmediato de 6 millones de dólares (5 millones de euros), otros 9,6 millones (8 millones de euros) en el momento del cierre de la transacción y los restantes 90 millones de dólares (75 millones de euros) se abonarán teniendo en cuenta los niveles de producción y los precios futuros del petróleo. Ubicado en […]

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Colombia busca cambiar la baja en la producción del offshore

La producción de hidrocarburos en Colombia disminuyó fuertemente por el impacto de la pandemia y durante los últimos meses cayó a los niveles más bajos desde 2009. Atentos a esta situación desde el gobierno de ese país apuestan al desarrollo de sus campos offshore para revertir los registros. Se redujo por debajo de los 700.000 barriles por día en la segunda semana de mayo y la producción de petróleo promedio en 2020 se retrajo un 12% con respecto al año anterior a 781.300 barriles por día. El ministro de Energía de ese país, Diego Mesa dijo “Las compañías petroleras internacionales […]

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Bolivia: Los autos eléctricos son la alternativa a la baja producción de hidrocarburos

Aprobado el Decreto Supremo 4539, que crea incentivos tributarios y financieros para la fabricación, ensamblaje, compra e importación de vehículos eléctricos e híbridos, especialistas consideran que es una buena alternativa ante la baja producción nacional de hidrocarburos y su alto costo de subvención. El asesor legal de la empresa Quantum Motors (fabrica vehículos eléctricos), Carlos Soruco, indicó que el cambio a la movilidad eléctrica es ideal ante la baja producción de petróleo y la sobreproducción de electricidad. Indico “Desde el punto de vista económico, es muy urgente cambiar la matriz energética. El petróleo es cada vez más escaso, no es […]

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Se contrató menos energía renovable de la esperada en las subastas de Brasil

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) realizaron las Nuevas Subastas de Energía A-3/2021 y A-4/2021, las primeras de su tipo organizadas desde el inicio de la pandemia del COVID-19.

Solo las distribuidoras Celpa, Cemar y Light adquirieron electricidad en las subastas A-3 y A-4.

Los acuerdos firmados, que ascienden a 4.000 millones de reales en inversiones futuras en la construcción de las plantas, tendrán una duración de 20 y 30 años y comenzarán a suministrar en enero de 2024 y enero de 2025.

Se negociaron contratos para proyectos hidroeléctricos y de generación a partir de fuentes eólicas, solares y de biomasa.

«Aunque fue una cantidad pequeña en comparación con subastas anteriores, debemos considerar el escenario económico en el que nos encontramos y valorar que tuvimos un resultado coherente y que pudimos viabilizar un buen número de proyectos por el momento», señaló la presidenta de la agrupación ABEEólica, Elbia Gannoum, en un comunicado.

En la opinión de André Patrus, director ejecutivo de la Secretaría Ejecutiva de Subastas de la ANEEL, sin embargo, las dos subastas fueron un éxito.

«Contratamos todas las fuentes ofrecidas, contribuyendo a la diversificación de la matriz eléctrica nacional, con descuentos significativos y un ahorro de alrededor de R$ 2,5 mil millones para los consumidores, considerando la reducción del precio de la energía negociada en relación al techo. Este resultado reducirá en 1,31 puntos porcentuales el coste a tener en cuenta en las tarifas energéticas», expresa Patrus.

«Tuvimos un muy buen resultado, satisfaciendo la demanda de las empresas distribuidoras, reforzando el interés por las fuentes renovables y generando ahorros para el consumidor. También hemos hecho posible la inversión en nuevas plantas y la ampliación de proyectos en varias regiones del país», agrega Rui Altieri, presidente del Consejo de Administración de la CCEE.

En total, 33 empresas ganaron la subasta A-3/2021 al ofrecer el precio más bajo por la venta de su energía. Estos proyectos suman 2.200 millones de reales en inversiones. El descuento medio fue del 30,83%.

En la subasta A-4/2021 se contrataron 18 proyectos, que suman 1.800 millones de reales en inversiones futuras estimadas. El descuento fue del 28,82%.

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Firman en Neuquén modificaciones a la adenda de Vaca Muerta: ¿cuáles son los principales cambios?

Directivos de la cámara de empresas productoras de hidrocarburos (Ceph), con YPF y Pan American Energy (PAE) a la cabeza, firmarán hoy con Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci, líderes del sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina, un documento que incorpora —a pedido del gremio— una serie de modificaciones a la adenda al convenio colectivo de trabajo firmada en 2017, durante la gestión de Mauricio Macri.

En concreto, se corregirán algunos de los cambios operativos introducidos en ese texto, que apuntó a reducir los costos de perforación y completación de pozos en los yacimientos no convencionales. El gremio petrolero considera que, cuatro años después de haber implementado esos cambios, es necesario rever algunos puntos del diagrama operativo de la actividad en Vaca Muerta.

¿Cuáles son los principales cambios que introduce el documento que se firmará hoy?

En el plano narrativo, la punta de lanza del sindicato que dirigen Pereyra y Rucci es la ampliación de la dotación de operarios asignados a los servicios de estimulación y fracturas de pozos. La adenda de 2017 redujo esa cantidad a 13 personas. El sindicato pretendía volver al número anterior de 16 trabajadores por turno. Pero finalmente se incorporará un operario para llegar a un total de 14 siempre y cuando la cantidad de etapas realizadas por día se mantenga por encima de determinado parámetro.

“En 2017, cuando se firmó la adenda, se realizaban 3 o 4 etapas de fractura por día. A veces, cinco. Hoy se realizan 10 o a veces más. Los trabajadores están trabajando de manera muy exigida. Tenemos medido que un 60% de los trabajadores con problemas de salud trabajan en compañías de servicios especiales”, indicó a EconoJournal un colaborador directo de Rucci.

En segundo lugar, el gremio logró la reincorporación de un cuarto boca de pozo —el sampista, en la jerga petrolera— en aquellos equipos de perforación que son operados por tres personas. En gran medida, son unidades asignadas a yacimientos de YPF, porque la mayoría de las operadoras ya estaba trabajando con cuatro personas.

Y en tercero, se sumará un asistente más en servicios de estimulación de pozos cuando se trabajen con determinadas tecnologías como las cajas de arena de fractura (Lumas box) que utiliza YPF.

A cambio de incorporar estos tres puntos operativos, Pereyra y Rucci firmará una ratificación del resto de los conceptos incluidos en la adenda de 2017. Hoy por la mañana está previsto, a su vez, que se inicien las negociaciones con Manuel Arévalo, secretario del gremio de petroleros jerárquicos de Neuquén, para discutir algunos puntos que las petroleras consideran nodales.

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FIMER lanza un nuevo inversor string para Latinoamérica 

05Fimer continúa ampliando su oferta para el mercado latinoamericano con productos solares fotovoltaicos e infraestructura de recarga para vehículos eléctricos.

Su nuevo lanzamiento, el inversor PVS-10/33-TL Versión UL está dividido en dos familias: el 10, 12.5 y 15 en 208, 220 y 240 V trifásico; y, el 20, 30 y 33 en 440 y 480 V. Todas estas ya estarían a disposición para comercializar principalmente en países como Argentina, Chile y Uruguay.

Como novedad adicional para este producto, implementa FIMER Power Gain, su más reciente solución que ofrece mayor rendimiento a partir de una función inteligente que permite una gestión eficiente de la sombra. 

¿Cómo funciona? Según precisaron desde la compañía, se escanea de manera rápida la curva de potencia, en un rango completo de voltaje en milisegundos, permitiendo que el inversor capture el punto de potencia máximo absoluto y asegurando que el sistema produzca en condiciones óptimas.

“Solamente tienes que elegir la frecuencia de escaneo y FIMER pone el algoritmo”, aseguró César Alor, gerente en México y resto de Latinoamérica para Fimer. 

Durante su participación en el evento de Latam Future Energy, Alor argumentó porqué Fimer es el aliado perfecto para todo tipo de instalaciones fotovoltaicas y presentó más soluciones que pueden encontrarse en su destacado catálogo de productos para Latinoamérica.

En lo que respecta a inversores string, la adquisición del portafolio solar de ABB permitió a FIMER ampliar su oferta para el sector fotovoltaico. Su abanico de productos abarca desde soluciones para generación distribuida (1.2 a 6 kW), almacenamiento, C&I y utility scale. 

Desde la óptica del referente empresario, todos los países de la región están focalizando sus esfuerzos en contar con energía solar renovable para un futuro más verde. Lo que los llevó a dirigir parte de su cartera a estas latitudes.

Citando plazas estratégicas en la región, Alor se detuvo en 5 países que resultan atractivos para sus inversores hasta 6 kW porque ya cuentan con regulación que clasifica a proyectos de generación distribuida: México (límite 500kW), Colombia (menor o igual a 1 MW), Brasil (menor o igual a 5 MW), Chile (máximo 9 MW) y Argentina (límite en base a la capacidad que consumen).

Una trayectoria de 79 años supliendo a la industria dotan de mayor complementariedad a soluciones para este segmento del mercado con distintos componentes y nuevos accesorios para el sistema.

Movilidad eléctrica

Aprovechando su experiencia en el desarrollo de inversores, FIMER ha desarrollado dos líneas de estaciones de carga (tanto CC como CA). Lo que los llevó a lograr más de 35500 puntos ya conectados en todo el mundo. 

AC-EVC es una línea de estación de carga capaz de recargar hasta dos vehículos eléctricos en corriente alterna, cada uno de hasta 22 kW. En cuanto a las estaciones CC, han concebido, diseñado y construido estaciones ultra rápidas.

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Estiman un potencial cercano a 5000 toneladas de hidrógeno verde por día en Argentina

El desarrollo del hidrógeno en Latinoamérica, y en particular del H2 producido por fuentes renovables, cada día suma más voces y se debate con mayor frecuencia. Y en Argentina varios expertos en el tema han hecho eco de esta situación y ven un gran potencial en el país. 

En esta oportunidad, la Ing. Erica Escudero, consultora de hidrógeno, remarcó que Argentina tiene todo para ser exportador de hidrógeno verde, aunque aclaró que como productores al 100% y no sólo con los excesos de renovables. 

“En Argentina podemos instalar plantas eólicas solamente para producir H2 y, en las plantas existentes, de haber exceso, aprovechar esa energía y fabricar hidrógeno como modelo secundario del negocio para proveer a la industria”, apuntó. 

Y el número que estimó, siendo un ejercicio teórico, supera las 5.500 toneladas de H2 verde, tan sólo en medio día y con la generación eólica que se está inyectando a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) siempre y cuando se use toda la capacidad para la producción de dicha tecnología. 

“Está comprobado que por cada kilogramo de hidrógeno a fabricar se necesitan en realidad 54 kW/Kg de H2. Pero seamos más conservadores y tomemos 60 kW/kg H2. Siguiendo esa lógica – y tomando una generación promedio de 134 GW, en la fecha que se realizó el cálculo – se fabricarán 2.237 toneladas de hidrógeno verde”, explicó.

Además, señaló la diferencia entre los distintos modelos de negocios que se podrían generar. Por un lado generar H2 con los excedentes de generación, y por el otro, colocar plantas renovables solamente para producir hidrógeno. 

Lo que sí dejó en claro es el foco en la exportación, principalmente al mercado europeo: “Si dudas debemos transportar el H2 verde a través líquidos orgánicos no contaminantes (LOHC) y mandarlo en barco para el norte. Creo que ese es el gran potencial. Incluso, si se puede vender toda la producción de hidrógeno a través de la energía eólica de un día en Argentina, ingresaría nueve millones de euros por día”. 

“Tenemos que entender que Europa necesitará mucho hidrógeno renovable. Obviamente que nuestra descarbonización se debe seguir, pero debemos ver al hidrógeno como un producto de exportación”, agregó.

De todos modos, planteó que producir a gran escala se requiere más energía proveniente de la red eléctrica para cubrir algunos valles de generación renovable: 

“Hay que ampliar la red eléctrica de transporte, no sólo para la inyección de energías renovables sino también para la producción a gran escala de H2 verde y certificar tanto que la energía de red sea renovables como el hidrógeno producido sea renovable, por ejemplo, a través de Blockchain”. 

Por otro lado, frente al potencial previamente mencionado, la especialista sostuvo la necesidad de definir una hoja de ruta del hidrógeno renovable y un plan de desarrollo de la industria, es decir, un consenso general donde se involucren todos los sectores, y que trascienda más allá de todos los gobiernos. 

“Tiene que ser una columna vertebral energética. Es muy difícil, lo sé, pero si se logra, el H2 verde sería el segundo oro verde de la Argentina, después de la soja. No hay que dejar pasar la oportunidad. Una política clara energética a largo plazo es necesaria para cumplir con el Acuerdo de París, generar empleo y tener una economía más limpia”. 

“El potencial eólico de la Patagonia es indiscutible y envidiable, además de la disponibilidad de tierra y agua, pero todo debe ser desarrollado en consenso y cuidando los recursos, nuestros recursos, y el medio ambiente”, expresó.

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Recomiendan microrredes con renovables para la resiliencia de la red eléctrica dominicana

Frente a huracanes y tormentas tropicales, ¿qué retos identifica por abordar en el Caribe para robustecer al sector eléctrico de modo que se puedan evitar los cortes de suministro y/o garantizar una reanudación del servicio a la brevedad?

En una reciente conferencia regional sobre energía, un representante de la CFI comentó que el Caribe es único en el mundo dada la frecuencia de eventos naturales catastróficos que han causado daños que superan el 50% del PIB de un país. El huracán María, en sus 8 horas sobre Puerto Rico, interrumpió prácticamente todos los servicios de agua, electricidad y comunicaciones. 

Uno podría imaginarse fácilmente a la República Dominicana, un país que ha estado plagado por un frágil sector eléctrico durante generaciones, enfrentando una situación similar. De hecho, es solo cuestión de tiempo.

¿Qué recomendaciones hace respecto a la resiliencia del sistema eléctrico en República Dominicana?

Los pasos que el sector energético de la República Dominicana puede tomar para aumentar la resiliencia y disminuir los cortes de energía después de las tormentas incluyen la segmentación de la red eléctrica mediante la construcción de microrredes. 

Las fuentes de electricidad renovables locales pueden operar de forma independiente y ayudar a las comunidades, sin mencionar la infraestructura clave como los hospitales, a recuperarse rápidamente de las poderosas tormentas.

Es necesario realizar un análisis de la ubicación de estas microrredes, junto con el establecimiento de pautas transparentes de interconexión que respalden la confiabilidad de la red eléctrica más amplia.

Para continuar impulsando renovables en las redes de transmisión y distribución, ¿qué opciones para entregar flexibilidad a la operación del sistema eléctrico considera que son más oportunas implementar en República Dominicana? 

La incorporación de almacenamiento y generación renovable distribuida es otro componente clave que promoverá la flexibilidad en la red. 

Tendemos a centrarnos mucho en el análisis a nivel macro, como el entorno financiero, legal y regulatorio que apoyará de manera más adecuada la generación distribuida, que es muy importante. 

Pero, como ocurre con todas las iniciativas políticas exitosas, el componente clave será aumentar la adopción de estas tecnologías por parte de los clientes. 

Los esfuerzos de modernización de la red deben verse de manera integral; en otras palabras, los beneficios deben ser evidentes para todas las partes interesadas, incluidos los servicios públicos, los hogares y las empresas.

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Análisis sobre la reglamentación de la nueva Ley de Energías Renovables en Colombia

La Ley N° 2099 (ver en línea), de Transición Energética, fue reglamentada con gran velocidad. El proyecto había sido sancionado el 19 de junio pasado por el Congreso y en menos de un mes fue aplicado por el Poder Ejecutivo.

Sin dudas su aplicación generará impactos en el sector de las energías renovables, ya que esta normativa genera modificaciones a la emblemática Ley 1715 del 2014.

Para analizar el tema, Energía Estratégica dialogó con Hemberth Suárez Lozano, Abogado y socio fundador de OGE Legal Services.

¿Hubo sorpresas en la reglamentación?

Hubo sorpresas positivas para el sector de energía eléctrica y gas combustible, como, por ejemplo, que se fortalece la reglamentación de beneficios para los medidores inteligentes, desarrollo de energía geotérmica, generación de energía que provenga de fuentes orgánicas como la de origen animal o vegetal.

En cuanto a la energía solar, se sigue apalancando su desarrollo indicando que el Gobierno Nacional fomentará la autogeneración fotovoltaica en edificaciones oficiales, especialmente, dedicadas a la prestación de servicios educativos y de salud.

En relación al hidrógeno se define de forma expresa que tanto el hidrógeno verde (con renovables) o azul (con gas natural y captura de carbono) son Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y que son merecedores de los incentivos tributarios estipulados en la ley 1715 de 2014.

Para la movilidad eléctrica, se liberó a las empresas de transporte urbano masivo de pasajeros del pago de la contribución por solidaridad.

En cuanto a la institucionalidad, a partir de esta nueva ley los profesionales en derecho pueden ser comisionados expertos de la CREG.

¿Cuáles son los ejes más importantes respecto al mercado renovable?

Podría resumirlo en 5 ítems:

Fortalecimiento del almacenamiento de energía;
Modernizar y dinamizar el mercado energético;
Seguir materializando la transición energética;
Promover las FNCER;
Creación del Sello de Producción Limpia.

¿Sobre qué aspectos se debería continuar trabajando para promover más el sector renovable?

En este momento, con la ley 2099 de 2021 y la resolución CREG 075 de 2021, los inversionistas tienen respuesta a muchos requerimientos para promover y sacar adelante sus proyectos y, desde luego, nosotros los consultores jurídicos y regulatorios tenemos más herramientas para brindar soluciones a los inversionistas nacionales y extranjeros.

En mi opinión, la mesa está servida.

¿Cree que esta ley terminará por promover proyectos de Hidrogeno o hará falta un marco más atractivo?

Los inversionistas en el sector del hidrógeno tienen reglas, beneficios y condiciones definidos en una ley, lo cual ayudará a que se activen desarrollos en este nuevo energético, hoy clasificado como FNCER por la ley 2099 de 2021.

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En las próximas semanas Chile aumentará su capacidad renovable en un 10 por ciento

De acuerdo al último informe de Generadoras de Chile, existen 39 plantas de energía, por 1.647 MW, en estado de puesta en servicio, contabilizados a finales del mes de mayo pasado. De esos emprendimientos, 34, por 1.441 MW, son de energías renovables.

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE) la etapa de puesta en servicio comprende el inicio de la interconexión y energización de la respectiva instalación, previa autorización del Coordinador y hasta el término de las respectivas pruebas.

En efecto, estos proyectos ingresarían en operaciones prontamente. Generadoras, en su último Boletín del Mercado Eléctrico (ver), destaca que la potencia renovable instalada hasta mayo pasado era de 14.986 MW, la cual supera a la no renovable, conformada por 13.026 MW. Es decir que próximamente la matriz limpia de Chile aumentaría en un 10 por ciento.

Un dato saliente es que el 72,1 por ciento de los proyectos en etapa de puesta en servicio son solares fotovoltaicos (1.188 MW) y el 13,6 por ciento (225 MW) son eólicos. Los fósiles representan el 12,5 por ciento (206 MW).

Padrón elaborado con datos del Coordinador Eléctrico Nacional. Fuente: Generadoras

Futuro promisorio

Además, el reporte destaca que hay en construcción emprendimientos de energía por 5.667 MW, donde el grueso de ellos entraría en operaciones antes del primer cuatrimestre del 2022.

La mayoría de ellos son renovables: casi la mitad, el 43 por ciento (2.475 MW), solares fotovoltaicos y el 32,3 por ciento (1.832 MW) eólicos.

En tanto, la capacidad de generación eléctrica en construcción de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD, de potencia no mayor a 9 MW) alcanzó los 311 MW, su máximo valor en el último año. De ellos, el 90% de la capacidad corresponden a plantas de generación solar fotovoltaica.

Fuente: Generadoras

Por otra parte, el reporte de Generadoras indica que durante mayo se alcanzó el máximo histórico de capacidad aprobada por el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)     en un mes, por cerca de 1.300 MW.

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Hitachi ABB Power Grids anuncia su nueva identificación corporativa: «Hitachi Energy»

La decisión de cambiar el nombre cuenta con el consentimiento de la junta y los accionistas y coincide con el primer aniversario de la empresa desde que comenzó a operar el 1 de julio de 2020.

Hitachi Ltd. tiene una participación del 80,1 por ciento en la empresa conjunta y ABB Ltd. tiene el resto.

Con sede en Zúrich, Suiza, el líder mundial en tecnología y mercado aporta una amplia herencia de avances pioneros, que han contribuido a aumentar el acceso a electricidad segura y confiable durante más de un siglo.

Estos van desde innovaciones pioneras como la tecnología HVDC1 de larga distancia, que permite a los países transmitir de manera eficiente grandes cantidades de energía con pérdidas mínimas a lo largo de miles de kilómetros y al mismo tiempo reducir la huella de carbono, hasta el suministro de microrredes y soluciones de almacenamiento de energía que, combinadas con sistemas de control inteligente de última generación, garantizan una disponibilidad confiable de distribución de energía.

La empresa ha desempeñado un papel destacado en la creación de un sistema energético mundial más fuerte, inteligente y ecológico.

Hoy en día, la lucha contra el cambio climático es de suma importancia y uno de los desafíos más urgentes de nuestro tiempo.

Según el informe (Nota 2) «Net Zero by 2050» de la Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, IEA), «el camino hacia las cero emisiones netas es limitado» y permanecer en él requiere una mayor inversión en infraestructura, y específicamente, un «despliegue inmediato y masivo de todas las tecnologías energéticas limpias y eficientes disponibles».

Para 2030, se espera que la economía mundial crezca un 40 por ciento, pero que consuma un siete por ciento menos de energía para estar en camino de alcanzar las cero emisiones netas en 2050.

Para entonces, «el sector energético estará dominado por las energías renovables» y «la electricidad representará casi el 50 por ciento del consumo total energético mundial», frente al 20 por ciento actual (Nota 2).

Una transición energética equitativa y sostenible está en el centro de este desafío mundial, donde la electricidad será la columna vertebral de todo el sistema energético.

Hitachi ABB Power Grids sitúa la sostenibilidad en el centro de su propósito impulsar el bien para un futuro energético sostenible.

La transición al nombre de Hitachi Energy refleja la rápida evolución del panorama energético y la oportunidad de crear valor económico, ambiental y social; y la manera en que Hitachi permite a la empresa posicionar sus tecnologías digitales y pioneras para servir a los clientes actuales y futuros e ir un paso más adelante al abrir una amplia gama de oportunidades en áreas emergentes como la movilidad sostenible, vida inteligente y centros de datos.

Al combinar soluciones y servicios digitales avanzados, como Hitachi Lumada, con una plataforma de energía que se basa en la experiencia y los conocimientos únicos del sector, la empresa está atendiendo a clientes y socios creando conjuntamente soluciones para resolver el desafío mundial de un futuro inclusivo y equitativo sin emisiones de carbono.

Toshiaki Higashihara, presidente ejecutivo y CEO de Hitachi, expresa: «Con el cambio climático y el aumento de los desastres naturales, existe la necesidad de resolver tres problemas sociales en todo el mundo: medio ambiente, resiliencia y seguridad y protección».

Continuó: “Hitachi ABB Power Grids brinda una variedad de soluciones que resuelven estos problemas sociales y, al cambiar el nombre de la empresa a Hitachi Energy, estamos fortaleciendo aún más nuestro compromiso con la creación de una sociedad sostenible. Hitachi e Hitachi Energy contribuirán a resolver problemas sociales y mejorar la calidad de vida de las personas mediante la innovación social en el campo energético con clientes y socios”.

Keiji Kojima, presidente y director de operaciones COO de Hitachi, dijo: «Para alcanzar una sociedad sostenible, el uso de la tecnología digital se está volviendo indispensable en todos los ámbitos».

Y agrega: “En el ámbito energético, se espera que las redes eléctricas estén en el centro de la innovación, ya que tienen una gran afinidad con la tecnología digital, y estoy seguro de que Hitachi Energy liderará esta innovación. Hitachi combinará tecnologías digitales como Lumada con las tecnologías energéticas avanzadas de Hitachi Energy para brindar soluciones energéticas innovadoras que crean valores sociales, ambientales y económicos”.

“El panorama energético continúa evolucionando y nosotros también”, dijo Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids.

Siguiendo la idea plantea que «con nuestro nuevo nombre ‘Hitachi Energy’ estamos ampliando nuestro compromiso de crear más valor para los clientes, nuestros empleados y la sociedad. El año pasado ha sido difícil para todos, pero miramos hacia adelante con optimismo. Estoy orgulloso de nuestra gente talentosa en 90 países y, a través de nuestra pasión, autenticidad y cultura de diversidad e inclusión, continuamos en nuestro viaje: impulsando el bien para un futuro energético sostenible, con tecnologías pioneras y digitales, como el aliado de preferencia para construir un sistema energético más fuerte, inteligente y ecológico».

Hitachi ABB Power Grids cambiará su nombre a Hitachi Energy a partir de octubre. Al mismo tiempo, cambiaremos nuestra marca corporativa a la marca Hitachi y la usaremos para comunicaciones externas e internas.

La empresa registró formalmente Hitachi Energy Ltd. el 30 de junio de 2021 y ahora está llevando a cabo el proceso formal para el cambio de nombres a nivel mundial.

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El gobierno argentino evalúa utilizar fondos del Tesoro para reactivar las represas de Santa Cruz

El gobierno evalúa aportar fondos del Tesoro para continuar con la construcción de las represas de Santa Cruz mientras se negocia con China una adenda financiera al contrato original. Fuentes cercanas a Electroingeniería, empresa integrante del consorcio que tiene a cargo la construcción, aseguraron que la decisión está tomada, pues de ese modo se evitaría la paralización de las obras. Desde el gobierno, en cambio, reconocieron que están evaluando esa posibilidad, pero todavía no confirman la información.

China cortó los fondos

EconoJournal reveló en exclusivo el pasado 2 de julio que China cortó el envío de fondos hasta que se sume una adenda financiera al contrato original, pues si eso no ocurre debería empezar a cobrar ahora los desembolsos que ha venido haciendo, independientemente del grado de avance de la obra. Hasta ahora desembolsó unos 1500 millones de dólares sobre los 4714 millones comprometidos por contrato.

En julio de 2014, durante la visita del presidente chino Xi Jinping al país, se firmó el contrato de financiamiento con un grupo de bancos chinos. China Development Bank Corporation (CDB), Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Bank of China Limited (BOC) se comprometieron entonces a aportar 4714 millones de dólares para financiar la obra a una tasa de interés Libor + 3,8 por ciento.

El crédito fue por quince años y contempló cinco años y medio de gracia para el capital, justo el plazo que se preveía para la construcción de las represas. Se suponía que el Estado recién iba a comenzar a pagar el préstamo una vez que las centrales estuvieran operando. De ese modo, los fondos para hacerlo provendrían del contrato de venta de energía.

Sin embargo, la construcción se fue demorando por cuestiones judiciales y políticas, como la renegociación que impulsó el gobierno de Mauricio Macri, y problemas técnicos, como la aparición de rajaduras en el terreno durante la construcción de la obra civil. De este modo, los 66 meses del plazo de gracia se cumplieron y los bancos ahora reclaman el comienzo de los pagos cuando las represas aún no están terminadas.

El problema surge porque el contrato de financiamiento original se firmó de país a país y no contempla el avance de obra de la construcción. Por lo tanto, la devolución del préstamo chino no está sujeto a que la construcción de las represas avance o se termine.

Alternativa en carpeta

La intención de ambas partes es adecuar las condiciones financieras al nuevo proyecto ejecutivo negociado durante el macrismo, pero mientras esa negociación no esté concluida, los bancos chinos dejaron de girar fondos y reclaman su derecho a cobrar.

Esa situación paraliza la construcción. Por eso el gobierno explora distintas alternativas y una posibilidad es poner los fondos del Tesoro para continuar con las obras y cobrarlos una vez que se firme la adenda y los bancos chinos giren el dinero restante.

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El Enargás activa la mesa sobre tecnologías de almacenaje de GNL

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) inscribió a más de 169 participantes para la apertura de la Mesa de Innovación Tecnológica “Tecnologías de Almacenaje de GNL”, creada por la Resolución ENARGAS 187/21.

Entre los anotados se destacan representantes de empresas nacionales, almacenadores, industriales, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras empresarias, de industria y comercio, instituciones de investigación especializadas, empresas dedicadas a la producción y tratamiento del gas, organismos de certificación y normalización y licenciatarias  del servicio público.

La puesta en marcha de la Mesa de Tecnologías de Almacenaje de GNL tendrá lugar el jueves 15 de julio y sus objetivos son “la discusión, el intercambio y seguimiento de propuestas y proyectos tecnológicos en materia de GNL aplicables al Servicio Público de Transporte y Distribución de gas por redes”.

En ella se espera recibir proyectos de innovación en materia de Almacenaje de GNL. Dichas propuestas serán analizadas y discutidas en el ámbito del ENARGAS en términos académicos y científicos, se indicó.

Si bien las propuestas y proyectos que se presenten no tendrán carácter vinculante, generarán un intercambio que aportará al conocimiento  en materia de tecnología del GNL. Todas las presentaciones tendrán tratamiento y se realizarán los análisis pertinentes.

Desde el Organismo regulador se planteó que el desarrollo del GNL en el territorio nacional podría contribuir a mitigar los efectos negativos en los picos de consumo y ayudar a la descarbonización de la matriz energética mediante la utilización de un combustible con baja emisión de gases de efecto invernadero, sobre todo para generación eléctrica en épocas de alta demanda.

De este modo se podrían reducir también las importaciones de energéticos, mejorando la balanza exterior de pagos.

Las nuevas tecnologías permitirán también abastecer redes aisladas, sustituyendo por GNL combustibles más caros y contaminantes, mejorando la calidad de vida de usuarias y usuarios de todo el país.

Las tecnologías de Almacenaje de GNL permitirán sustituir el GLP indiluído que se inyecta en algunas redes, mediante obras con plazos relativamente cortos. 

También se estudiará la posibilidad de ubicar grandes plantas de almacenamiento criogénico, estratégicamente ubicadas, para mitigar los altos picos de demanda, replicando la experiencia de la planta de General Rodríguez. Esto implicará aumentar la producción local de gas natural aprovechando los excedentes cuando exista baja demanda, almacenándolos en plantas de licuefacción para reinyectarlos en invierno.

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Inscripción para concursar por las Becas Desafío Eco YPF

. En el marco de la alianza conformada por Fundación YPF junto al INET se abrió la inscripción para el concurso de Becas de Desafío YPF. El concurso, tiene como destinatarias a las escuelas secundarias técnicas que brindan las especialidades en Automotores, Energías Renovables, Electrónica, Electromecánica y Mecánica de todo el país.

Para poder participar los chicos y las chicas junto a sus docentes tienen que armar un proyecto educativo innovador para la construcción de un auto eléctrico. Esta iniciativa busca promover la creatividad en la enseñanza de las ciencias, y el aprendizaje a partir de diseñar soluciones poniendo en valor el uso eficiente de la energía renovable y el trabajo colaborativo.

Quienes quieran inscribirse, deberán enviar antes del 15 de agosto el proyecto elaborado por la institución al mail: concursodesafioeco@ypf.comy completar el formulario web en https://lab.fundacionypf.org.ar/

Para la selección final se evaluará el nivel de participación de todos los actores en la ejecución del proyecto y en qué medida es innovador, coherente y lógico. Asimismo, se ponderará positivamente el equilibrio de género en la conformación de los equipos, se indicó.

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Adeera destacó la labor esencial de los trabajadores de la energía eléctrica

Con motivo del Día del Trabajador de la Energía Eléctrica (13 de julio), la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) expresó su “agradecimiento a todos los trabajadores de las distribuidoras asociadas que día a día ponen su mayor esfuerzo para brindar un servicio esencial a los usuarios”.

“Cuando inició la pandemia y, hasta hoy, el sector eléctrico mantuvo un rol fundamental para que la sociedad pueda cumplir con el aislamiento previsto sin perder la continuidad de sus estudios y trabajos desde su hogar, y para que las industrias activas pudieran operar con la mayor normalidad posible” refirió la entidad en un comunicado.

“La esencialidad de nuestro sector se vio reflejada desde el primer momento. La electricidad resultó clave para el funcionamiento de los hospitales y centros de salud, como así también para la conservación de las vacunas que nos dan la esperanza de salir de esta situación”, puntualizó.

Las 49 distribuidoras socias de Adeera cuentan con 40.000 trabajadores, quienes desplegaron toda su dedicación las 24 horas de los 365 días del año para mantener el suministro en parámetros de eficiencia, aún en situaciones sumamente difíciles.

El país comienza a mostrar indicios de recuperación y, en este contexto, todos los colaboradores de las distribuidoras aportan y aportarán toda su experiencia por el fuerte compromiso y la vocación de servicio que mantienen con la comunidad, remarcó la entidad.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 49 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 40.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.

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SIMA y Techint marcan el camino hacia la “asociatividad”

Durante la semana se conoció que la empresa Techint y SIMA ganaron la licitación para la construcción del oleoducto de 105 km entre Sierras Blancas y la planta de Oldelval en la vecina localidad de Allen. La obra del nuevo gasoducto de Shell no solo abre perspectivas de crecimiento de producción y mano de obra sino podría ser la punta de un proceso de asociatividad empresarial. La obra fue encargada por Shell Argentina para evacuar el crudo que se extraerá de la formación Vaca Muerta. Demandará 18 meses, contempla el cruce de 5 rutas, varios superficiarios y se estima que […]

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Vaca Muerta en un gran momento

Números concretos, permiten hablar de la recuperación productiva en Vaca Muerta. El aumento de la producción y de las inversiones, junto con la incorporación de nuevas técnicas, dominan el panorama. A las cifras de dos consultoras privadas se le suman nuevos métodos técnicos e inversiones tecnológicas que hablan de una mayor actividad en el yacimiento neuquino. Se supo la pasada semana que la producción de petróleo y de gas en la zona de hidrocarburos no convencionales alcanzó en mayo último a 148.069 barriles diarios y 32,31 millones de metros cúbicos, respectivamente, lo que representó un récord histórico pero también la […]

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Pablo González: “No hay motivos para preocuparse”

El proyecto de Ley a nivel nacional apunta a la promoción de inversiones en hidrocarburos, que puso de manifiesto inseguridades y malestares por dirigentes gremiales y empresarios de esta actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, a la cual se suman referentes políticos. En una cumbre de referentes del sector petrolero realizada el jueves en Comodoro Rivadavia, se redactó un documento donde Chubut pide participar de la redacción del proyecto que se prepara en el ámbito de la Secretaría de Energía de la Nación para evitar, entre otras cosas, que no haya discriminación para con los yacimientos maduros como […]

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El Gobierno destinó $ 105.901 millones para sostener la producción y explotar Vaca Muerta

Además, se pagaron deudas por u$s 1583 millones por versiones anteriores del Plan Gas, que comenzaron en 2013. El Estado nacional destinó dicha suma en los últimos cuatro años permitiendo sostener la oferta local y continuar con la explotación de la formación no convencional Vaca Muerta. Los pagos ejecutados por el Tesoro a partir de 2017 por la Resolución 46, beneficiaron e impulsaron principalmente a Tecpetrol y a la Compañía General de Combustibles (CGC), brazos petroleros de Techint y la Corporación América (de Paolo Rocca y Eduardo Eurnekian, respectivamente); y otros $ 696 millones los que se abonaron por el […]

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China no envía más fondos y las represas santacruceñas piden ayuda a Guzmán

Es debido a que Argentina no paga el crédito. Para no frenar las obras, el Gobierno alista una partida extra. Los giros del crédito de los bancos chinos frenados desde 2018 y varios certificados de trabajos impagos por las restricciones presupuestarias, el Gobierno tiene en camino un auxilio económico de emergencia para que en medio de la campaña electoral no se paralicen por completo las obras de las represas de Santa Cruz. Al regreso de la reunión del G20, Martín Guzmán, deberá analizar el desembolso mínimo de 20 millones de dólares por mes durante un semestre para que el consorcio […]

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Chubut: Las regalías petroleras tocan el “techo” para evitar las subas de combustibles

Aunque el precio del petróleo sigue subiendo en el mercado internacional, los ingresos provinciales quedan limitados por la creciente diferencia entre la cotización externa y los valores de referencia que toma el mercado interno, para evitar el impacto en los precios de los combustibles. La combinación entre retenciones y un tope que rige de hecho en el mercado interno, es para evitar que los combustibles lleguen “a los 200 pesos”, según refirió el ministro Martín Cerdá. En junio, pese a que el precio externo subió un 7 por ciento, las regalías habrían aumentado, según proyecciones, sólo un 2 por ciento. […]

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Gabón: El Banco Africano de Desarrollo ofrece préstamos por 39 millones de euros para el primer proyecto hidroeléctrico independiente.

El Consejo de Administración del Grupo del Banco Africano de Desarrollo (www.AfDB.org) ha aprobado un paquete de préstamos de 39 millones de euros para la construcción del proyecto hidroeléctrico Kinguélé Aval en Gabón.El paquete consiste en 20 millones de euros del Banco Africano de Desarrollo, 10 millones de euros del Fondo Africa Growing Together y 9 millones de euros en financiación en condiciones favorables del Fondo de Energía Sostenible para África, un fondo especial de donantes múltiples gestionado por el Banco Africano de Desarrollo. Para cumplir con el presupuesto del proyecto de € 133,8 millones pondrán el restante dinero la […]

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Industriales pymes argentinos: Buscan crear empleo

La difusión del último Informe del Observatorio IPA (Industriales Pymes Argentinos) trajo a la luz como punto principal el diseño y presentación ante el Congreso de la Nación del Fondo de Indemnización y Retiro Universal, un plan que apunta a cambiar las reglas de juego en materia laboral con el fin de fogonear la creación de empleo. Daniel Rosato, presidente de IPA abrió diciendo “Planteamos temas que son ejes fundamentales que hacen a la actividad industrial y al crecimiento y desarrollo del sector -destacó-. El Gobierno ha llevado adelante parte de estos reclamos, como el control de las importaciones o […]

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INFORME DE ACTIVIDAD METALURGICA DURANTE MAYO 2021

Un aumento del 44,8% en términos interanuales y acumula un crecimiento de 25,9% en los primeros cinco meses del año. Las provincias con mayores aumentos son Córdoba, Santa Fe y Entre Ríos. Las provincias más afectadas Buenos Aires y Mendoza que no logran recuperar lo perdido durante 2020 y se mantienen por debajo de los niveles de 2019. Con respecto a las expectativas de corto plazo, el 35% de las empresas prevé un aumento en su producción para los próximos tres meses. Actividad Metalúrgica • En mayo, la actividad metalúrgica presentó un aumento del 44,8% en términos interanuales y acumula […]

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Aparato capaz de extraer el CO2 del aire que respiramos se estrenará en el 2026

La planta aspirará el aire y extraerá el dióxido de carbono a través de una serie de reacciones químicas, devolviendo el resto del aire al medio ambiente En el noreste de Escocia, en Reino Unido, comenzará a funcionar en 2026 la primera planta europea para capturar dióxido de carbono (CO2) a gran escala, mediante una tecnología que extrae directamente de la atmósfera cantidades significativas de este gas que ha sido relacionado con el calentamiento global de la Tierra. La planta escocesa utilizará la tecnología de captura de aire directa (DAC, por sus siglas en inglés), desarrollada por la firma Carbon […]

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INVERTIRÁN $200 MILLONES EN OBRAS DE INFRAESTRUCTURA PARA EL PUERTO DE RECONQUISTA

El secretario de Transporte de la Nación, Diego Giuliano, anunció la inversión que hará la Nación tras gestiones de la provincia. Sábado 10 de julio de 2021 A través de gestiones llevadas adelante entre autoridades del gobierno provincial y nacional,  se firmó un convenio por 200 millones de pesos que serán destinados a obras de infraestructura portuaria en los muelles del Puerto Reconquista. Al respecto, el interventor del Ente Administrador Puerto Reconquista, Martín Deltín, expresó: “Sin dudas que es una muy buena noticia para toda la región. Es una gestión que desde hace tiempo veníamos trabajando con el gobernador Omar […]

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Marchas y contramarchas de la Argentina en la transición de la matriz energética

El mundo avanza, a diferentes velocidades, hacia la pretendida neutralidad en la emisión de gases de efecto invernadero; en el país hay políticas que hacen ruido, como el proyecto de biocombustibles A diferentes velocidades según el lugar que se mire, el mundo avanza hacia la transición energética, un objetivo que implica un cambio de paradigma para darle protagonismo a las fuentes de recursos renovables. La Argentina asumió su compromiso, en ese sentido, al firmar el Acuerdo de París, la convención marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2016, que es jurídicamente vinculante. Ese pacto plantea alcanzar la neutralidad […]

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Almacenamiento subterráneo: estiman que existen proyectos para cubrir un 8% del pico de consumo de gas de invierno

El proyecto de Ley de Hidrocarburos que impulsa el gobierno prevé un apartado para proyectos de inversión en almacenamiento subterráneo de gas natural. El país podría almacenar 10 millones de metros cúbicos diarios de gas para cubrir hasta un 8% del pico de la demanda de invierno con producción local.

El proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que impulsa el gobierno nacional incluye un apartado para fomentar el almacenamiento subterráneo de gas natural a fin de cubrir los picos de demanda que tiene el país en los meses de invierno. Según estiman en el sector privado, el almacenamiento de gas podría cubrir hasta un 8% de la demanda invernal, que implica acumular de manera subterránea unos 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural y así abastecer la demanda entre mayo y septiembre con fluido producido en los yacimientos del país.

La petrolera CGC del grupo Corporación América, presidida por el empresario Hugo Eurnekian, está desarrollando un proyecto para almacenar gas natural de manera subterránea que no requiere infraestructura adicional. “Nuestro proyecto se diseñó para atender el pico local de consumo del sur de la Patagonia, que son unos 2 millones de metros cúbicos diarios”, remarcó Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC, en el panel de upstream del Gas Day, el evento organizado por Econojournal. Nadra precisó que la Argentina tiene posibilidades de almacenar alrededor de 6 MMm3/día de gas natural en Neuquén y otros 2 MMm3/día de gas natural en el norte de la Patagonia. En total, serían unos 10 MMm3/día de gas que no requieren infraestructura adicional.

El articulado

El proyecto de Ley en el que trabaja el gobierno prevé un paquete de estímulos al que podrán acceder las empresas que inviertan “al menos treinta millones de dólares estadounidenses (USD 30.000.000) en proyectos de almacenaje subterráneo de gas natural en un plazo máximo de tres años”. Aunque la autoridad de aplicación de la Ley también tiene la facultad de reducir hasta un 50% la inversión de los montos “para casos de proyectos de carácter estratégico”.

El proyecto de Ley contempla también un plazo de 25 años para las concesiones de almacenamiento subterráneo, con la posibilidad de extender ese plazo 10 años más. Las concesiones no pagarán regalías y podrán ser otorgadas en:

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias.

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de éstos ante la autoridad de aplicación.

-Tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/07/almacenamiento-subterraneo-estiman-que-existen-proyectos-para-cubrir-un-8-del-pico-de-consumo-de-gas-durante-el-invierno/

 

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Vaquié, invitado por el Instituto Mosconi, expondrá sobre Mendoza y su economía activa en pandemia

El ministro de Economía y Energía expondrá para el organismo nacional más prestigioso de estudio, investigación, asesoramiento y difusión de temas energéticos. Bajo el título “En tiempos difíciles, el desafío del desarrollo”, contará los detalles de Mendoza Activa, un programa pionero que logró mantener la producción y hacer crecer el empleo en tiempos de pandemia. El ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquié, fue invitado a exponer ante el prestigioso Instituto Mosconi, un organismo que trabaja desde hace casi medio siglo en el estudio, asesoramiento y mejora para el aprovechamiento racional de los recursos energéticos. Vaquié expondrá el […]

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Antúnez: “La central nuclear se va a construir y podemos adelantar ese proceso”

El presidente de Nucleoeléctrica recibió a EconoJournal para repasar la situación de la empresa, el nuevo Plan de Acción, la negociación por la central Hualong, la proyección de una quinta central de tipo CANDU para el futuro y la perspectiva general del sector nucleoeléctrico.

Construir y preservar. Son los objetivos estratégicos definidos por Nucleoeléctrica Argentina en su flamante Plan de Acción. La compañía estatal que opera las tres centrales nucleares en el país se prepara para nuevos desafíos. En el horizonte inmediato aparece la construcción de una central nuclear de tipo Hualong financiada por China. Representa una línea tecnológica novedosa para el país, de uranio enriquecido y agua liviana. A la actualización tecnológica se le suma además el sostenimiento y la expansión de la línea “nacional” de uranio natural y agua pesada. Las tres centrales argentinas operan con esa tecnología y la industria local la domina en profundidad.

Para encarar esta nueva etapa, Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) recuperó a un histórico de la casa y del sector. José Luis Antúnez regresó en abril a la presidencia de la compañía. La historia de este ingeniero electromecánico egresado de la UBA en el sector nuclear puede remontarse hasta sus tiempos como director de NUCLAR S.A., la empresa que desarrolló el montaje y la puesta en marcha de la Central Nuclear de Embalse, allá por principios de los 80 en Córdoba. En tiempos más recientes lideró entre 2005 y 2014 la terminación y puesta en marcha de la central Atucha II en Buenos Aires, primero como director y luego como presidente de la empresa entre 2012 y 2015.

Antúnez recibió a EconoJournal en el sexto piso de la Sede Nodus en Villa Martelli para repasar la situación de la empresa, el nuevo Plan de Acción, la negociación por la central Hualong, la proyección de una quinta central de tipo CANDU para el futuro y la perspectiva general del sector nucleoeléctrico.

-Volvió a la presidencia de Nucleoeléctrica en abril, luego de varios años. ¿Cómo encontró a la compañía en lo que respecta a la operación de las tres centrales nucleares?

-Encontré una compañía muy distinta de cómo la habíamos dejado a fines de 2015. Respecto a la operación, encontramos una cantidad de inconvenientes operativos acaecidos durante el período de nuestra ausencia, del cual no tuvimos información hasta llegar. Esto nos llamó a incluir en primer término en nuestro plan de acción el tema de continuar mejorando, como siempre, la operación de las centrales, de manera tal de alcanzar los niveles que tenían hace unos años que eran comparables a los máximos estándares internacionales. Comparar factores de carga de centrales es sencillo. Es un número finalmente que representa el porcentaje de disponibilidad sobre las horas teóricas. Encontramos un marcado descenso sobre el que ya hemos comenzado a trabajar para corregirlo. Justamente por eso pusimos en primer lugar el plan de acción y no los planes de inversión.

-¿Qué balance hace de las paradas programadas realizadas recientemente en Atucha II y Embalse?

-Sería arrogante decir que en las pocas semanas que llevo sé exactamente el detalle de esas paradas. Pero ha habido inconvenientes intempestivos durante las propias paradas que podrían haberse manejado de otra manera. Es la forma de encarar las tareas lo que estamos en algunos casos cambiando. Los estándares de producción de NASA son absolutamente aceptables pero queremos que estén a tono con los mejores. Tenemos implementado un proceso de mejora continua y así continuaremos.

-La empresa informa que Atucha I y Embalse están operando al 100% de su potencia y Atucha II al 80%. ¿Cuál es la programación de operación para los próximos meses y pensando en el verano?

-Tenemos paradas programadas. Respecto a la evolución de Atucha II hacia el 100% de su potencia esperamos alcanzarla hacia fines de este año. Atucha II tuvo en 2018 un inconveniente serio muy distinto a una parada programada, que dejó un rastro de absorción extraordinaria de neutrones. Es el equivalente de haber limitado la potencia de la central. Esto ha llevado a que se vaya recuperando la potencia filtrando el fluido del circuito primario, cosa que lleva muchísimo tiempo y que se ve en lo lentamente que va subiendo la misma. Pero la central va a volver al 100% de potencia a fin de año.

¿Quieren llevar las tres centrales al 100% de potencia para fin de año?

Exactamente. Hablando del 100% de la potencia y hablando de nuestra central veterana, Atucha I, que lleva 47 años en funcionamiento, poca gente sabe que hoy está produciendo 100 MW más que su potencia de diseño original de 1974. La nobleza de la máquina habla sobre eso. La central de Embalse también está produciendo sobre lo que fue su potencia nominal de diseño cuando arrancó en 1984. Atucha II, que es la máquina más nueva, va a llegar a su potencia de diseño y la evolución posterior determinará el funcionamiento de la central.

¿Siguen con atención la situación de la bajante actual en el Río Paraná?

-Sí, para nosotros es prioridad uno en estos momentos porque el Río Paraná es el que provee de enfriamiento para dos de nuestras centrales, Atucha I y II. No solo lo observamos con atención sino que estamos tomando medidas físicas para paliar el tema, aumentando la profundidad del canal de acceso. Esperamos que no se llegue a la instancia de tener que disminuir la potencia o parar las centrales por la bajante. Es una bajante extraordinaria, la mayor en 100 años me han comentado.

-En los últimos meses hubo cambios en el directorio de Nucleoeléctrica, regresando usted a la presidencia de la compañía. También se designó a Adriana Serquis como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). La semana pasada ustedes participaron de una reunión de evaluación de la situación del sector nuclear en el país realizada en la Secretaría de Energía. Parece que hay un relanzamiento de la política sectorial.

-Naturalmente, es prioritario para el gobierno el sector nuclear y prioritario tanto para la CNEA como para nosotros que eso ocurra, cada uno en su sector. Hay que recordar que el programa nuclear del gobierno es el programa nuclear global. De ello, el plan de acción de NASA que hemos dado a conocer es una parte. El programa es extremadamente amplio, va desde la investigación básica hasta la medicina nuclear. Hasta la electrogeneración, que eso somos nosotros. Hasta la asistencia técnica a la industria. Hemos tenido esta reunión no solo para considerar la situación general sino la articulación con la CNEA a los efectos de llevar a cabo nuestro programa de centrales nucleares, el de NASA. Tenemos mucha experiencia en esto, para terminar Atucha II hicimos lo mismo. Multitud de tareas de trabajo en conjunto con la CNEA. Hemos quedado con la doctora Serquis en que vamos a trabajar de la misma manera.

-La compañía aprobó un Plan de Acción días atrás que fija dos objetivos estratégicos prioritarios: la construcción de la cuarta central nuclear de tipo Hualong y la preservación de la tecnología nacional de uranio natural y agua pesada. Nucleoeléctrica lleva adelante la negociación de un contrato EPC con China National Nuclear Corporation para la construcción de la central Hualong. ¿Qué características tiene ese contrato?

-Es un EPC normal por construcción y entrega de la central funcionando. Nos va a permitir acceder a una nueva tecnología que es de uranio enriquecido y agua liviana. El contrato va a prever contenido local, naturalmente en lo relativo a las obras y los procesos de montaje y puesta en marcha, además de suministros locales. También va a incluir la transferencia de la tecnología para la fabricación local de los componentes del combustible que se van a usar en la central. Esa transferencia va a ser hecha a la CNEA, que es quien fabrica el combustible para nuestras centrales. Este proyecto va a servir para incrementar el acervo tecnológico tanto de la CNEA como el nuestro.

¿En qué punto está esa negociación?

Ahora es el recomienzo de la negociación. Quedó abandonada hace tiempo. Una vez que fue aprobado nuestro plan de acción el 23 de junio del mes pasado avisamos a la contraparte china que ya estábamos listos para recomenzar las conversaciones. Ya las hemos recomenzado, vía virtual, tanto por la distancia como por las circunstancias del momento. Estimamos que serán varios meses de negociación para ponernos de acuerdo con los contratos.

-Jefatura de Gabinete de Ministros respondió en su último informe al Senado de la Nación que la central podría estar operativa en 2028. ¿Cuándo debería comenzar la construcción como para cumplir con ese plazo?

-Tendría que estar comenzando físicamente en el segundo semestre del año próximo.

-¿Prevén firmar el contrato comercial este año?

-Hacia fin de este año. A partir de ahí vienen una cantidad de procesos respecto a la contratación misma, a su financiamiento, que estimo que llevarían el primer semestre del año próximo y a partir de allí ya comenzar con la construcción. Lo que ya estamos adelantando es la preparación del predio para entregárselo a la CNNC tan pronto como esté habilitado el contrato, para evitar el tiempo muerto de empezar a despejar el predio a partir de la firma del mismo. La central nuclear se va a construir y podemos adelantar ese proceso. Eso va a empezar a fomentar el empleo en la zona de Zarate y de Campana, que tanta falta hace.

-La construcción de una central nuclear puede ser una buena noticia en un país que necesita generar empleos.

-Ya lo creo y tratamos de que lo sea lo máximo posible. En el tema de generación de empleo local, la otra central de uranio natural y agua pesada que vamos a encarar es esencialmente una gran creadora de empleo industrial. Además, el plan incluye algunos proyectos que no son centrales nuevas pero son de enorme importancia para nosotros. Uno es la extensión de vida de Atucha I. En 2024 va a parar Atucha I para una extensión de vida sobre la que ya estamos programando y trabajando. Extenderemos su vida por entre 15 y 20 años más. Va a ser una de las centrales más longevas del mundo. Hoy ya hay centrales nucleares licenciadas para operar hasta 80 años de funcionamiento en el mundo, principalmente en Estados Unidos.

La central Hualong

-¿Cuál sería el aporte de la central Hualong en el sistema eléctrico argentino?

-La potencia de diseño son 1200 MW. Descontando el consumo propio de la central son entre 1160 y 1150. En una central que opera 24 horas del día a lo largo del año es un aporte energético muy grande.

-¿Por qué se optó por esta tecnología?

-La Hualong nace de dos vertientes. La primera en el año 2010, una decisión de la Secretaria de Energía y el gobierno argentino de que era el momento de explorar la tecnología de uranio enriquecido. En esa decisión influyó mucho el hecho de que estuviera el prototipo del reactor CAREM en desarrollo. El razonamiento, muy acertado, de la Secretaría de Energía fue que si estamos construyendo un reactor de uranio enriquecido vamos a pretender exportarlo. Pero es muy difícil convencer a alguien de que compre lo que uno no usa. Por lo que sería razonable que nosotros también incursionáramos en centrales de gran potencia, no diseñándola nosotros pero sí entrando en un primer proyecto. De ahí viene una larga cadena que culmina en la selección del Hualong como el reactor adecuado. La otra vertiente, que ha pasado más desapercibida, es el acuerdo país-país de Argentina con China. Tiene un capítulo de infraestructura muy importante, dentro del cual estaba la posibilidad de comprar un reactor Hualong, y así nace la historia de este contrato que estamos tratando de completar ahora. Por lo que este contrato nace de una elección que hicimos, que la máquina más conveniente para nosotros era la Hualong, pero también la más conveniente por su esquema financiero.

-NASA tiene la experiencia reciente de haber terminado y puesto en marcha Atucha II. ¿Cómo repercute esa experiencia pensando en la construcción de una nueva central?

-Lamentablemente todo el proceso de construcción y el rol de NASA como arquitecto ingeniero de sus propios proyectos fue suspendido durante la administración anterior. No inició ninguno de los proyectos que eran parte del plan de 2014. Pero al volver hemos encontrado uno de ellos desaparecido, el proyecto nacional para un reactor de diseño CANDU. Tampoco estaba firmado el contrato por la central Hualong. Además fue disuelta la Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares, es decir, el arquitecto ingeniero de NASA. De acuerdo a una disposición del año 2018, NASA fue reducida solo al papel de operadora de las centrales, sin participación en su diseño y construcción. Junto con la plana actual se tomaron las medidas necesarias para anular esa disposición y NASA ha recuperado su condición de arquitecto ingeniero de sus propios proyectos. Ahora tenemos que reconstituir esa unidad y volver a formar los grupos humanos, que es lo esencial de los grupos de ingeniería y construcción. Esta es exactamente la misma tarea que emprendí en el 2005 para terminar Atucha II, donde encontré disueltos todos los grupos dedicados a ser arquitecto ingeniero de nuestros proyectos.

Qué va a pasar con la tecnología CANDU

-El segundo objetivo estratégico refiere a la tecnología de agua pesada y uranio natural. ¿Por qué es importante preservarla?

-En primer término, no sé si quienes cancelaron el proyecto nacional advirtieron la magnitud de lo que hacían teniendo en cuenta que es la tecnología de las tres centrales que tenemos en funcionamiento. Cuando en 2018 se cancela ese proyecto y se indica que nunca va a volver a formar parte del programa nuclear argentino, alguien olvidó que uno puede pronosticar un futuro distinto y disponerlo pero lo que no puede es reescribir la historia. ¿Cuál iba a ser el destino de las centrales nucleares en funcionamiento? Rápidamente se produjo una lección que debería haber sido considerada cuando se tomó la medida. Se abandonó la planta industrial de agua pesada ubicada en Neuquén, cerca de Arroyito. Produce el agua pesada que es esencial para el funcionamiento de las centrales de uranio natural. Eso ocurrió allá por el año 2017/18 que dejó de producir y nos encontramos hoy con la paradoja de que la nación tiene tres centrales en funcionamiento, que necesitan agua pesada para su funcionamiento, pero que tiene salir a comprar el agua pesada al exterior, siendo el país el dueño de la mayor planta de ese tipo que hay en el mundo. Una extraña paradoja pero totalmente previsible cuando se tomó la decisión de cancelar el proyecto nacional.

-¿Qué ocurrirá con la planta en Arroyito?

-La planta es de la CNEA y es operada por una empresa mixta entre la provincia de Neuquén y la CNEA. Ergo, la planta es del Estado nacional. La empresa mixta operadora es un esquema que funcionó muy bien y que usamos para producir entre 2005 y 2015 las más de 700 toneladas de agua pesada que requirió Atucha II. Ya está tomando medidas la Secretaría de Energía para que se produzca la recuperación del funcionamiento de esta planta.

-La preservación de esta línea incluye la proyección de una nueva central de ese tipo para el futuro. ¿Cuál es el plan?

-Nuestro plan ha recuperado el proyecto nacional y lo vamos empezar a ejecutar con un método que nos va a permitir contribuir a la recuperación de la industria argentina, en particular de la metalmecánica, la eléctrica y hasta la química. Hablando de creación de empleo eso es lo más importante. ¿Qué hacemos con el proyecto Hualong? Reactivamos la industria de la construcción y del montaje. Vamos a crear en la zona de Zarate alrededor de 5000 empleos, más otros 600 o 700 permanentes cuando ya arranque la central. Vamos a haber reconstruido empleo pero para una masa de empleo especial, que es la de la construcción. El contenido local de un primer reactor de una tecnología nueva y a través de un contrato EPC va a ser relativamente bajo desde el punto de vista de los componentes industriales. Quiere decir que el Hualong va a satisfacer nuestras expectativas en cuanto a incorporar la nueva tecnología, en cuanto a la industria de la ingeniería y la construcción y en cuanto al empleo en el aspecto de la construcción y de la operación. Empleo industrial relativamente poco. Para compensar esto, tenemos en primer término la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, que va a dar muchísimo trabajo industrial. Lo segundo es el Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Quemados, que es un proyecto muy grande, de un par de cientos de millones de dólares. Eso es un puente que nos va complementar el empleo industrial durante lo que queda de este año y el próximo. Seguramente la extensión de vida de Atucha I seguirá hasta el 2024 y para ese momento los componentes ya van a estar fabricados. Entonces necesitamos algo más y encontramos la siguiente forma de hacerlo. Vamos a programar el proyecto nacional, que va a ser un reactor CANDU. La tarea de proyectar este nuevo reactor se va a hacer en Embalse, que es donde esta acumulado nuestros 40 años de experiencia tanto en la construcción como en la operación y la extensión de vida de Embalse. La experiencia CANDU de Argentina esta acumulada allí, por lo que la gerencia e ingeniería para el nuevo proyecto se van a realizar allí.

-¿Cómo van a programar el proyecto CANDU?

-Lo vamos a programar de forma distinta a la de una obra normal, que como toda obra comienza por la obra en conjunto con la compra de componentes. Este proyecto lo vamos a arrancar exclusivamente con la ingeniería de compras y de diseño para los componentes locales de largo plazo de entrega y alto impacto en la industria manufacturera argentina. Tarea que podríamos estar comenzando en 2023. Allí inyectaremos todos los fondos que tengamos disponibles. Si en algún momento se recupera el financiamiento entonces lanzaremos el proyecto completo, pero vamos a empezar por la compra de componentes nacionales. Esa es la idea que hemos aportado al deseo del gobierno de fomentar el empleo industrial que es crucial para enfrentar el desempleo y la pobreza.

La importancia de la energía nuclear

-¿Qué aporta una central nuclear en la matriz energética de un país como Argentina?

-El reactor nuclear por de pronto es un aporte de energía de base, cosa que muy pocos países tienen de fuente hidráulica. Nosotros tenemos, como es el caso de Yacyretá. Es una central hidráulica que es en la práctica una central de base. Lo que hace es aportar a la base del sistema y realmente a lo largo de todos estos años he visto que cuando faltan se extraña la energía de base de la central nuclear, porque no está condicionada ni al clima ni a la disponibilidad de gas, ni a la importación de combustible, ni a la lluvia tampoco. Son centrales muy parejas que con potencias relativamente pequeñas producen mucha energía. El promedio del mundo es que 440 reactores, que son menos del 5% de la potencia total instalada en el mundo, producen el 10% de la energía que consume el planeta. Su incidencia en la matriz energética es muy alta en proporción. Así que venimos aportando a la matriz energética desde 1974 con Atucha I. Épocas en las cuales Atucha I era tan importante que si salía intempestivamente de servicio había un apagón en el gran Buenos Aires, con sus modestos 200 MW de aquella época. Hasta el momento actual en que la salida intempestiva de una de las tres centrales no va a mandar a apagón al país pero sí provoca unos cuantos llamados de CAMMESA rápidamente a ver qué está pasando y por qué salieron. Después aporta algo que antes se consideraba una cosa elegante pero ahora está comenzando a considerarse como una cosa imprescindible. La generación nuclear no emite carbono. Esto ha hecho que en los últimos congresos se ha hablado de que lo nuclear va a ser una parte esencial si es que se quiere descarbonizar totalmente la generación eléctrica para el 2050. Una menuda tarea: el 40% de la energía eléctrica del mundo se produce con carbón hoy. Hasta casi el 70% es combustión de gas o de líquido, todas fuentes de carbono. Después vienen las que no producen carbono: la hidráulica, la eólica, la solar y la nuclear. Con una ventaja adicional para esta última: tiene un funcionamiento de base. Hoy nuestras tres máquinas aportan alrededor del 10% de la energía eléctrica anual del país.

-Una central nuclear es una inversión de capital muy elevada. ¿Cómo se debe valorar en lo económico el costo de la energía nuclear?

-Ahí tenemos una disputa ideológica con los evaluadores de proyectos. El método habitual de evaluación de un proyecto energético es el del costo nivelado de la energía, el LCOE. Está muy bien y funciona razonablemente bien para proyectos con vida útil de 20 años. Ahora, como es un método de flujos de caja descontados tiene un inconveniente. Aún con tasas relativamente bajas, sea del retorno del capital que se le pide al proyecto, sea de la inflación que afecta al ingreso, arriba del 5 o 6%, el LCOE más allá de los 20 años no ve nada. ¿Qué hacemos con los proyectos que viven 80 años? Cuestión que compartimos con las hidráulicas grandes. Tenemos un gran aliado en declarar que el problema de la evaluación de los proyectos eléctricos es problema del instrumento de medición, no de la máquina. Ya se han diseñado en Estados Unidos métodos de adaptación, como el VALCOE. Son métodos que trabajan con la contribución al sistema que hacen aquellas máquinas cuyos flujos de dinero no ve el método del descuento actualizado de los fondos. Para que el proyecto nuclear sea competitivo con ese instrumento tan primitivo que solo ve los 20 años, hay que conseguir una tasa de retorno que sea del 2 o 3%, cosa que ciertamente es inalcanzable en países como el nuestro. Pero cuando uno corrige en función de los flujos futuros que existen la ecuación es otra. Antes nos decían que una central con una duración de 40 o 60 años era una fantasía. La dura realidad ha hecho ver que hoy hay máquinas que están andando hace 60 años y funcionan mejor que antes. La flota estadounidense que es de alrededor de 100 reactores tuvo el año pasado un factor global de carga del 93%, con algunas máquinas que tienen 65 años funcionando. Es una contribución monumental. Eso flujos están hoy y los estadounidenses, que son bastante prácticos, hace ya rato que lo vienen reconociendo. Algunos Estados ya están remunerando a las centrales directamente. Otro elemento es la emisión de carbono. Cuando hace 30 años se evaluaba un proyecto el hecho de que emitiera carbono no era algo que estuviera perturbando el planeta. Ahora parece que sí, por lo tanto, a las fuentes que no producen carbono hay que premiarles la tonelada no emitida de carbono y no usar el primitivo método de multar al que emite. Alguien con suficiente plata paga la multa y ya. No es ese el método socialmente adecuado si es que quieren alcanzar un 2050 con energía eléctrica limpia.

-El sector nucleoeléctrico argentino es muy importante dentro de la región y a nivel internacional. ¿Cómo se lo preserva?

-Teniendo continuidad. Imagine el papelón de que una nación respetada en la región haya abandonado la única tecnología que tiene en funcionamiento. Hay que tener continuidad en las ideas. Si queremos hacer otra tecnología diferente a la que tenemos en funcionamiento debemos adoptar esa tecnología, pero sin destruir la que tenemos. ¿Argentina por qué tiene prestigio? No solo por las capacidades indiscutidas de la gente de la CNEA y de todos sus desprendimientos, como es el caso de NASA. Sino que trabaja continuamente con la energía atómica desde 1950. Tuvo la primera central nuclear al sur del Río Bravo. Le siguieron Brasil y México. Otro tema, en el que también hubo continuidad, es que Argentina ha sido pionera en la medicina nuclear. La palabra nuclear se aplica a varias cosas, que van desde lo horrendo que es lo bélico, hasta lo sublime que es la aplicación médica. Argentina de las aplicaciones pacíficas de la energía nuclear ha sido pionera. Somos el segundo exportador de radioisotopos del mundo, en general para uso médico e industrial. Tenemos centros de medicina nuclear de avanzada. Con continuidad, trabajo duro y buena ciencia y tecnología, se va lejos. Ahora, dando bandazos salvajes, será más difícil. El tema del resurgir de Atucha II fue en el 2005. El sector nuclear estaba absolutamente destruido y se lo reconstruyó completo. Por suerte la parte de medicina nuclear pasó este último periodo no digo indemne pero bastante bien. Lo que se procuró destruir fue la parte nucleoenergética y por suerte no se lo consiguió.

-Otro punto del plan de acción es la colaboración con Electrobras de Brasil. ¿En qué consiste?

-Tenemos una gran cantidad de trabajo con los colegas de Electrobras. Nuestra gente de inspección de ensayos no destructivos tiene gran experiencia en el manejo de estos reactores en servicio porque comenzó hace más de 45 años con ese trabajo. Hemos encontrado un requerimiento para las centrales brasileñas de ir llevando ese historial de cómo va marchando la parte metalográfica de los reactores, a tal extremo que ya nos contratan sistemáticamente, inclusive a través de la empresa francesa Framatome. Estamos trabajando para Framatome en Brasil. Después tenemos un gran intercambio de experiencia operativa con los colegas brasileños, con permanentes visitas. Compartimos un reactor de diseño alemán que es el de Atucha II, pero el de ellos es de uranio enriquecido y el nuestro es de uranio natural. Así que tenemos un historial operativo en común con la central Angra II. Con Angra I no, es un Westinghouse de uranio enriquecido que no tenemos nada parecido. Pero Atucha II es un diseño de uranio natural y es una derivación del diseño Angra II de uranio enriquecido. Esos son los dos puntos en los cuales compartimos muchísima experiencia y seguro que vamos a seguir trabajando en otros temas.

-¿Qué conlleva el trabajo de responsabilidad social empresaria dentro del plan?

-NASA siempre ha trabajado por lo que el OIEA define como los principales accionistas de una central nuclear, que es la población de la zona. Es una política permanente y vamos a seguir aumentando este trabajo con las comunidades próximas. Tenemos una gran política de formación, con tres institutos educativos en Lima y apoyamos a todas las escuelas de la zona. NASA en el 2014 se transformó en la primera empresa estatal en emitir un balance de responsabilidad social empresaria.

 

 

 

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/07/antunez-la-central-nuclear-se-va-a-construir-y-podemos-adelantar-ese-proceso/

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Qué es el hidrógeno verde, la energía que se puede hacer acá y que tienta a Europa

En la carrera para reducir el impacto ambiental, las energías renovables ocupan un lugar preponderante. Siemens Energy, la empresa independiente que desde hace un año concentra todos los activos del negocio energético del gigante alemán -tras el spin off de la matriz Siemens-, es una de las protagonistas de ese proceso. Pero la apuesta hoy no pasa solo por la infraestructura de turbinas eólicas, donde la compañía pisa fuerte en el nivel global: los planes para llegar a la neutralidad en las emisiones de carbono incluyen un impulso al hidrógeno verde y los combustibles ecológicos o e-combustibles.

APERTURA participó junto a periodistas de la región de una rueda de prensa virtual con Tim Holt, miembro del Managing Board de Siemens Energy para América latina, quien se refirió a la transformación energética en el continente y detalló las iniciativas que está llevando adelante la compañía.

“La región tiene grandes oportunidades en materia de transición energética. Hay muchos proyectos interesantes en ejecución”, dijo Holt y mencionó el caso del hidrógeno verde en Chile y el proyecto bautizado Haru Oni en el sur del país trasandino, donde la compañía está implementando la primera planta integrada de producción de combustible ecológico a partir del viento y el agua. Para el ejecutivo, es preciso dar un paso en la evolución de combustibles fósiles a e-combustibles y acelerar el ritmo de innovación en la infraestructura eléctrica de la región para que sea sustentable y eficiente. El hidrógeno puede usarse no solo para procesos químicos sino también para transporte y generación energética, planteó.

En la región de Magallanes, al extremo sur de Chile, el proyecto piloto de Siemens Energy junto a otras empresas energéticas generará metanol sintético -base de combustibles ecológicos cero emisiones- a partir del hidrógeno verde producido, inicialmente, con energía eólica obtenida de los fuertes vientos de la zona. El objetivo es exportar a Europa ese combustible ecológico, explicó el ejecutivo.

El transporte juega un rol central en la reducción de la huella de carbono y es una de las preocupaciones en las que puso el foco la Unión Europea en la ruta hacia la descarbonización (el bloque fijó la meta de ser carbono neutro en 2050). Según datos de Siemens, los sectores del transporte y la industria son responsables del 45 por ciento de las emisiones mundiales de carbono y las fuentes de energía renovable en esos sectores solo lograron reducir ese registro en menos del 8 por ciento. En la visión de la compañía, los combustibles generados a partir del hidrógeno serán una respuesta para alcanzar los estándares de cero emisiones, junto con la electrificación.

Siemens Energy impulsará la aplicación de hidrógeno verde como combustible en otras pruebas piloto en Colombia -en transporte en la ciudad de Bogotá- y en México, mencionó el ejecutivo durante la rueda de prensa. “Colombia, Chile, México, Brasil, la Argentina tienen los recursos naturales para producir hidrógeno verde. Y podrían exportarlo eventualmente. Puede darse un caso como el del LNG (gas natural licuado), que se volvió un commodity global competitivo y pudo ser transportado cuando bajó el costo de producción. El hidrógeno verde para Latam podría estar en esa situación similar”, dijo. “Europa no tiene todos los recursos para producir el hidrógeno verde que necesita consumir”, agregó.

Respecto de la Argentina, Holt destacó la oportunidad de la energía renovable y mencionó que existe terreno para ganar eficiencia energética en la matriz actual. “Tenemos grandes clientes, una larga trayectoria en el país y una participación de mercado muy importante en la generación energética tradicional. Respecto de las energías renovables, creo que están avanzando de manera un poco lenta. En hidrógeno, no vemos la misma actividad que en Chile, Colombia o México en la discusión de proyectos piloto. Creemos que hay una oportunidad en la electrificación de la exploración de gas en la explotación de shale. Y en proyectos de energía eólica”, señaló.

 

El ejecutivo se refirió además al centro de aplicaciones de Siemens Energy que funciona en la operación local. “Tenemos un gran grupo de digitalización, que trabaja para toda el área Latam. Está trabajando con los clientes existentes para optimizar sus planes de operaciones, para ser más flexibles y eficientes”, dijo.

Fuente: https://www.cronista.com/apertura-negocio/empresas/que-es-el-hidrogeno-verde-la-energia-que-se-puede-hacer-aca-y-que-tienta-a-europa/

 

 

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Picos de consumo de energía encendieron alarmas: ¿está preparado el sistema argentino para pasar el invierno?

Las bajas temperaturas, los aislamientos hogareños, la reactivación de la industria y las nuevas formas de calefaccionarse arrojaron nuevos récords históricos de consumo de energía que encendieron las alarmas: ¿Está preparado el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para abastecer de electricidad a todo el país?

Según el último pronóstico trimestral del Servicio Meteorológico Nacional (SMN), en julio, agosto y septiembre se esperan temperaturas habituales y es un aliciente. En las provincias del Norte, Litoral, Córdoba, Santa Fe y este de Buenos Aires serán las normales, que oscilan entre 12 y 18 grados centígrados, aunque con sensaciones térmicas por debajo de los 10°C. En Cuyo, NOA, La Pampa y oeste de Buenos Aires serán normales o superiores (entre 8° y 10°), mientras que en la Patagonia anuncian temperaturas por encima de la media, de entre 4° y 6°. Sin embargo, con la llegada del primer frío polar al AMBA, Edesur y Edenor marcaron récords históricos de consumo eléctrico y se generaron dudas.

Edesur alcanzó los 3.909 MW de demanda de potencia el lunes 28 de junio a las 12.35 y superó el récord previo para un invierno de 3.898 MW, del 4 de julio de 2019. Edenor alcanzó el mismo lunes a las 20.45 un pico de 5.596 MW, superando lo registrado el 17 de junio de 5.313 MW. En lo que va del año la distribuidora eléctrica de la zona norte de la Ciudad y del Gran Buenos Aires ya superó tres veces el registro histórico de demanda. Para comparar el consumo de energía actual con otra ola de frío polar habría que remontarse al 9 de julio de 2007, fecha de la nevada en Capital Federal.

Ese lunes 28 de junio el SADI, la red que recolecta y transporta toda la energía eléctrica que se genera en el país, marcó a las 20.46 un pico de demanda real de 25.913 MW que superó el registro de invierno para un día hábil de 23.589 MW, aunque todavía no pasó el récord histórico de 26.320 MW del 8 de febrero, con 30,2° C.

Según datos de Cammesa a los que accedió Ámbito, ese lunes la generación total de energía disponible fue de 25.898 MW, con 17.333 MW de térmica, 5.636 MW de hidráulica, 1.609 MW de nuclear y 1.320 de renovables. Tuvieron que hacer falta 15 MW de Paraguay para cubrir la demanda, aunque la reserva flotante tenía 1.866 MW más para aportar. ¿Es suficiente?

Para Martín Bronstein, investigador del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys), el sistema está diseñado para responder ante los picos de consumo. “Salvo algún hecho extraordinario que afecte alguna línea de alta tensión, no existen riesgos ante un escenario de este tipo”, sostuvo ante la consulta de este medio.

Bronstein recordó que la potencia instalada supera los 42.000 MW y los picos no superan los 27.000 MW. “El SADI está diseñado de tal manera para transportar la energía generada en los distintos nodos y entregarla a los lugares de consumo. Si bien uno tiene como ejemplo de falla del SADI el apagón del 2019, es importante señalar que no fue producida por un pico de consumo”, subrayó el especialista.

Ezequiel Mirazon, socio de PwC Argentina, líder de la práctica de Energía, Minería y Utilities, consideró que el sistema es solvente y tiene buen nivel de respaldo en el contexto actual, aunque podría mejorar. “Para ser sostenible además de solvente, se necesitan reglas de juego claras que alienten la reinversión y modernización de la infraestructura de generación eléctrica. Con reglas de juego claras y una diversificación adecuada en las fuentes de generación eléctrica, el sistema va a ser sostenible en el tiempo”, expresó Mirazon.

Para el consultor de PwC, una de las amenazas al sistema podría ocurrir luego de la salida de la pandemia y con una fuerte recuperación de la actividad. “En el caso de una recuperación económica más rápida que la que hoy estamos viendo, con un aumento de la demanda eléctrica significativa, en el mediano plazo, el sistema puede comenzar a tener restricciones en los picos de demanda”, advirtió. Al mismo tiempo, sostuvo que la falta de inversiones puede consumir capacidad instalada. “Ante un crecimiento sostenido de la demanda frente a una recuperación económica, el tiempo de reconstitución de la oferta puede estar desfasado en el tiempo, afectando incluso a esa recuperación económica”, agregó.

El ingeniero José Pagliero, del Observatorio de Energía Ciencia y Tecnología (OECyT), explicó el mecanismo para abastecer la demanda. “En Argentina el responsable de mantener el equilibrio entre generación y demanda del SADI es el Centro de Operaciones de Cammesa (COC). Minuto a minuto, en tiempo real, se realizan despachos hidrotérmicos de generación a partir del predespacho de generación, que se acuerdan con el sector de Programación Semanal y Diaria de la Gerencia de Coordinación Operativa. Es por ello, que Cammesa puede responder de forma anticipada ante los picos de consumos que se producen en el sistema”, indicó.

Pero cubrir los picos de consumo tiene su precio. “Cammesa debe ingresar los generadores más caros e ineficientes para cubrir la demanda, eso hace que el sistema se vuelva más costoso por utilizar combustibles caros como gasoil y fueloil, aunque de esta manera se evita perder el suministro eléctrico”, señaló Pagliero.

Bronstein aclaró que si bien uno asocia los cortes de luz con los picos de consumo, los apagones se producen por problemas (sobrecargas) en el segmento de distribución en los grandes centros urbanos. “El sistema está estructurado de manera sólida, por lo que las amenazas tienen que ver más con las externalidades: factores climáticos, atentados o como hemos visto hace poco en Estados Unidos con un oleoducto, un hackeo que afecte el normal funcionamiento del sistema. Sin embargo, en nuestro país no han ocurrido ninguno de estos incidentes últimamente”, destacó.

Desde el Departamento de Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA, que dirige Edgardo Vinson, dieron más precisiones sobre las amenazas del SADI. “En condiciones de alta demanda aumentan los riesgos de que una contingencia en el sistema de trasmisión provoque problemas de inestabilidad de tensión, sobre todo en las zonas de gran consumo como las grandes ciudades. Pero generalmente se implementan mecanismos automáticos de corte de carga por subtensión, que limitan el problema a cierta zona, evitando apagones más generalizados”, detallaron los expertos de la UBA.

En la memoria colectiva queda todavía el recuerdo del megaapagón de la madrugada del 16 de junio del 2019, cuando en un momento de muy baja demanda (13.200 MW) la pérdida del aporte de la generación del NEA provocó una inestabilidad de frecuencia global del sistema y posterior apagón general del país y sus vecinos, con 50 millones de usuarios afectados. El ingeniero Vinson y su equipo creen que eso no volverá a ocurrir en condiciones normales. “El riesgo de que una inestabilidad de frecuencia provoque un apagón general es menor. Esto se debe a que además de la mayor inercia, también se tiene disponible mayor cantidad de demanda en los esquemas automáticos de corte de carga por subfrecuencia”, lo que evitaría otro domingo sin luz.

En el Departamento de Energía de la UBA aseguraron que los riesgos más grandes de pérdida de suministro podrían darse por la incapacidad o falta de redundancias de los sistemas de distribución, que son sistemas que se exigen al extremo solamente en condiciones ocasionales de muy alta demanda. Pablo Hacker, de Edesur, aseguró que no solo afectan las bajas temperaturas y que más gente se queda en sus casas a trabajar o estudiar por la pandemia, sino los cambios en los hábitos de consumo. “Lo que incide fuertemente es la proliferación de nuevos barrios enteros con edificios electrointensivos, calefaccionados exclusivamente con electricidad, que no están contactados a la red de gas”, afirmó el portavoz de la empresa.

“Esto es una complicación porque si bien las distribuidoras quieren que se consuma más energía, se pone en riesgo el sistema en general. Esto pasa en todo el mundo y no tiene que ver con que se fortalezca la red, que en el caso de Edesur se viene mejorando con más de u$s800 millones de inversión en cinco años”, resaltó Hacker. El problema es que se producen “cuellos de botella” en la distribución, por lo que es necesario concientizar a los usuarios y las constructoras para que tengan un uso más eficiente de la energía.

Para el período mayo-octubre del 2021 Cammesa prevé una mayor proporción de generación térmica, principalmente de combustibles fósiles. Este año el porcentaje de participación de la térmica trepará de 57,6% a 58,8%, mientras que las energías renovables crecerán de 9,6% a 12,8%. La menor previsión es para la energía hidroeléctrica desde el NEA y Litoral por las sequías, que no solo impactan en las represas locales.

En Brasil, que posee 60% de generación hidráulica, el presidente Jair Bolsonaro lanzó días atrás medidas hidroeléctricas de emergencia en respuesta a la peor sequía en 90 años, que ha vaciado los embalses, genera temores de racionamiento de energía y despertó expectativas inflacionarias en los costos de la electricidad. El mandatario brasileño está dispuesto a comprar reservas de energía a empresas privadas, mientras que recomienda duchas más cortas y menos aire acondicionado.

Para el analista Mirazon, de PwC Argentina, en toda crisis hay una oportunidad. “La sequía en Brasil produjo un aumento en la generación térmica en nuestro país que se exportó al país vecino. Así que, fuera del periodo invernal y con disponibilidad de gas, la sequía en Brasil tiene un impacto positivo en la industria y para el país, dado que facilita la generación de divisas”, recalcó.

Sin embargo, Mirazon aclaró que la falta de lluvias no solo genera dólares. “Una sequía tan importante y tan extendida en el tiempo empieza a generar preocupación, tanto por el impacto que puede producir en la generación hidroeléctrica en Argentina, como por la falta de gas propio para aumentar la generación térmica, que en 2020 representó dos tercios del total de la generación del país”, subrayó.

Lo cierto es que si bien Cammesa previno “intercambios nulos” de energía con Brasil, la histórica sequía también tiene un impacto directo en la Cuenca del Paraná y en la generación de energía en las centrales binacionales Yacyretá y Salto Grande, pero también podría afectar al complejo nuclear Atucha.

En mayo pasado Yacyretá generó 811 GWh contra 1.588 del mismo mes del 2019, mientras que Salto Grande generó 138 GWh contra 592 del año anterior. “Esta generación faltante debió ser reemplazada con térmica, que es más cara, y obligó a aumentar el nivel de importación de GNL, gasoil y fueloil”, recordó Martín Bronstein.

Según el ingeniero Pagliero, si persisten estas condiciones las centrales nucleares Atucha I y II pueden salir de servicio por políticas de operación. “Cuando el Paraná alcanza cierta cota mínima, por seguridad las centrales nucleares deben ir a parada segura hasta que se restablezcan las cotas mínimas que permitan operar. Existen centrales en el mundo que ante esta situación operan con agua suministrada a través de barcos, pero en Argentina esto no está implementado ni aprobado por Autoridad Regulatoria Nuclear”, explicó el investigador del OECyT.

En este marco, los expertos prevén que si continúan las bajas temperaturas las centrales térmicas de bajo rendimiento y alto costo de generación seguirán en funcionamiento, pero como la producción de gas de Vaca Muerta recién empezó a repuntar con el Plan GasAr y hoy el gas se destina a uso domiciliario, se deberá importar más combustibles fósiles, aumentando no solo el costo económico de la energía generada, sino también el costo ambiental.

Fuente:https://www.ambito.com/energia/energia/picos-consumo-encendieron-alarmas-esta-preparado-el-sistema-argentino-pasar-el-invierno-n5213919
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La Argentina enviará gas a Chile para cubrir la emergencia de la terminal regasificadora de Quintero

La Secretaría de Energía se encuentra analizando el sistema energético nacional para dar respuesta favorable lo antes posible ante la solicitud que hiciera el Ministerio de Energía chileno por la grave dificultad que enfrentan. Se exportarán 3 MMm3/día de gas durante el fin de semana largo.

Por decisión del presidente Alberto Fernández, la Argentina asistirá a Chile en la provisión de gas para que en lo inmediato pueda mitigar y sobrellevar la emergencia que atraviesa el país vecino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía se encuentra analizando el sistema energético nacional para dar respuesta favorable lo antes posible ante la solicitud que hiciera el Ministerio de Energía chileno por la grave dificultad que enfrenta ante la emergencia de la terminal regasificadora Quintero.

Fuentes oficiales indicaron a EconoJournal que se exportará sólo una pequeña cantidad de gas durante el fin de semana. Serán uno 3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) entre el viernes y el domingo, cuando se esperan temperaturas templadas en el área metropolitana de Buenos Aires.

La posibilidad de asistir a Chile con gas proveniente de la Argentina se encuentra enmarcada en un esquema de aumento de la producción implementado a través del Plan Gas.Ar y refuerza así la complementariedad en materia energética entre ambos países.

En este contexto, hay que destacar que se han autorizado exportaciones en firme hacia Chile durante el período estival, entre octubre de 2021 y abril próximo, por 6 millones de metros cúbicos.

El Plan Gas.Ar fue puesto en marcha por el gobierno nacional el 20 de noviembre de 2020 a través del decreto 892/2020. Se trata de una iniciativa que apunta a producir 30.000 millones de metros cúbicos de gas argentino en cuatro años, generar un ahorro fiscal de 2.500 millones dólares y un ahorro en divisas de 9.200 millones de la misma moneda.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/07/la-argentina-enviara-gas-a-chile-para-cubrir-la-emergencia-de-la-terminal-regasificadora-de-quintero/

 

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Antúnez: “La central nuclear se va a construir y podemos adelantar ese proceso”

Construir y preservar. Son los objetivos estratégicos definidos por Nucleoeléctrica Argentina en su flamante Plan de Acción. La compañía estatal que opera las tres centrales nucleares en el país se prepara para nuevos desafíos. En el horizonte inmediato aparece la construcción de una central nuclear de tipo Hualong financiada por China. Representa una línea tecnológica novedosa para el país, de uranio enriquecido y agua liviana. A la actualización tecnológica se le suma además el sostenimiento y la expansión de la línea “nacional” de uranio natural y agua pesada. Las tres centrales argentinas operan con esa tecnología y la industria local la domina en profundidad.

Para encarar esta nueva etapa, Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) recuperó a un histórico de la casa y del sector. José Luis Antúnez regresó en abril a la presidencia de la compañía. La historia de este ingeniero electromecánico egresado de la UBA en el sector nuclear puede remontarse hasta sus tiempos como director de NUCLAR S.A., la empresa que desarrolló el montaje y la puesta en marcha de la Central Nuclear de Embalse, allá por principios de los 80 en Córdoba. En tiempos más recientes lideró entre 2005 y 2014 la terminación y puesta en marcha de la central Atucha II en Buenos Aires, primero como director y luego como presidente de la empresa entre 2012 y 2015.

Antúnez recibió a EconoJournal en el sexto piso de la Sede Nodus en Villa Martelli para repasar la situación de la empresa, el nuevo Plan de Acción, la negociación por la central Hualong, la proyección de una quinta central de tipo CANDU para el futuro y la perspectiva general del sector nucleoeléctrico.

-Volvió a la presidencia de Nucleoeléctrica en abril, luego de varios años. ¿Cómo encontró a la compañía en lo que respecta a la operación de las tres centrales nucleares?

-Encontré una compañía muy distinta de cómo la habíamos dejado a fines de 2015. Respecto a la operación, encontramos una cantidad de inconvenientes operativos acaecidos durante el período de nuestra ausencia, del cual no tuvimos información hasta llegar. Esto nos llamó a incluir en primer término en nuestro plan de acción el tema de continuar mejorando, como siempre, la operación de las centrales, de manera tal de alcanzar los niveles que tenían hace unos años que eran comparables a los máximos estándares internacionales. Comparar factores de carga de centrales es sencillo. Es un número finalmente que representa el porcentaje de disponibilidad sobre las horas teóricas. Encontramos un marcado descenso sobre el que ya hemos comenzado a trabajar para corregirlo. Justamente por eso pusimos en primer lugar el plan de acción y no los planes de inversión.

-¿Qué balance hace de las paradas programadas realizadas recientemente en Atucha II y Embalse?

-Sería arrogante decir que en las pocas semanas que llevo sé exactamente el detalle de esas paradas. Pero ha habido inconvenientes intempestivos durante las propias paradas que podrían haberse manejado de otra manera. Es la forma de encarar las tareas lo que estamos en algunos casos cambiando. Los estándares de producción de NASA son absolutamente aceptables pero queremos que estén a tono con los mejores. Tenemos implementado un proceso de mejora continua y así continuaremos.

-La empresa informa que Atucha I y Embalse están operando al 100% de su potencia y Atucha II al 80%. ¿Cuál es la programación de operación para los próximos meses y pensando en el verano?

-Tenemos paradas programadas. Respecto a la evolución de Atucha II hacia el 100% de su potencia esperamos alcanzarla hacia fines de este año. Atucha II tuvo en 2018 un inconveniente serio muy distinto a una parada programada, que dejó un rastro de absorción extraordinaria de neutrones. Es el equivalente de haber limitado la potencia de la central. Esto ha llevado a que se vaya recuperando la potencia filtrando el fluido del circuito primario, cosa que lleva muchísimo tiempo y que se ve en lo lentamente que va subiendo la misma. Pero la central va a volver al 100% de potencia a fin de año.

¿Quieren llevar las tres centrales al 100% de potencia para fin de año?

Exactamente. Hablando del 100% de la potencia y hablando de nuestra central veterana, Atucha I, que lleva 47 años en funcionamiento, poca gente sabe que hoy está produciendo 100 MW más que su potencia de diseño original de 1974. La nobleza de la máquina habla sobre eso. La central de Embalse también está produciendo sobre lo que fue su potencia nominal de diseño cuando arrancó en 1984. Atucha II, que es la máquina más nueva, va a llegar a su potencia de diseño y la evolución posterior determinará el funcionamiento de la central.

¿Siguen con atención la situación de la bajante actual en el Río Paraná?

-Sí, para nosotros es prioridad uno en estos momentos porque el Río Paraná es el que provee de enfriamiento para dos de nuestras centrales, Atucha I y II. No solo lo observamos con atención sino que estamos tomando medidas físicas para paliar el tema, aumentando la profundidad del canal de acceso. Esperamos que no se llegue a la instancia de tener que disminuir la potencia o parar las centrales por la bajante. Es una bajante extraordinaria, la mayor en 100 años me han comentado.

-En los últimos meses hubo cambios en el directorio de Nucleoeléctrica, regresando usted a la presidencia de la compañía. También se designó a Adriana Serquis como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). La semana pasada ustedes participaron de una reunión de evaluación de la situación del sector nuclear en el país realizada en la Secretaría de Energía. Parece que hay un relanzamiento de la política sectorial.

-Naturalmente, es prioritario para el gobierno el sector nuclear y prioritario tanto para la CNEA como para nosotros que eso ocurra, cada uno en su sector. Hay que recordar que el programa nuclear del gobierno es el programa nuclear global. De ello, el plan de acción de NASA que hemos dado a conocer es una parte. El programa es extremadamente amplio, va desde la investigación básica hasta la medicina nuclear. Hasta la electrogeneración, que eso somos nosotros. Hasta la asistencia técnica a la industria. Hemos tenido esta reunión no solo para considerar la situación general sino la articulación con la CNEA a los efectos de llevar a cabo nuestro programa de centrales nucleares, el de NASA. Tenemos mucha experiencia en esto, para terminar Atucha II hicimos lo mismo. Multitud de tareas de trabajo en conjunto con la CNEA. Hemos quedado con la doctora Serquis en que vamos a trabajar de la misma manera.

-La compañía aprobó un Plan de Acción días atrás que fija dos objetivos estratégicos prioritarios: la construcción de la cuarta central nuclear de tipo Hualong y la preservación de la tecnología nacional de uranio natural y agua pesada. Nucleoeléctrica lleva adelante la negociación de un contrato EPC con China National Nuclear Corporation para la construcción de la central Hualong. ¿Qué características tiene ese contrato?

-Es un EPC normal por construcción y entrega de la central funcionando. Nos va a permitir acceder a una nueva tecnología que es de uranio enriquecido y agua liviana. El contrato va a prever contenido local, naturalmente en lo relativo a las obras y los procesos de montaje y puesta en marcha, además de suministros locales. También va a incluir la transferencia de la tecnología para la fabricación local de los componentes del combustible que se van a usar en la central. Esa transferencia va a ser hecha a la CNEA, que es quien fabrica el combustible para nuestras centrales. Este proyecto va a servir para incrementar el acervo tecnológico tanto de la CNEA como el nuestro.

¿En qué punto está esa negociación?

Ahora es el recomienzo de la negociación. Quedó abandonada hace tiempo. Una vez que fue aprobado nuestro plan de acción el 23 de junio del mes pasado avisamos a la contraparte china que ya estábamos listos para recomenzar las conversaciones. Ya las hemos recomenzado, vía virtual, tanto por la distancia como por las circunstancias del momento. Estimamos que serán varios meses de negociación para ponernos de acuerdo con los contratos.

-Jefatura de Gabinete de Ministros respondió en su último informe al Senado de la Nación que la central podría estar operativa en 2028. ¿Cuándo debería comenzar la construcción como para cumplir con ese plazo?

-Tendría que estar comenzando físicamente en el segundo semestre del año próximo.

-¿Prevén firmar el contrato comercial este año?

-Hacia fin de este año. A partir de ahí vienen una cantidad de procesos respecto a la contratación misma, a su financiamiento, que estimo que llevarían el primer semestre del año próximo y a partir de allí ya comenzar con la construcción. Lo que ya estamos adelantando es la preparación del predio para entregárselo a la CNNC tan pronto como esté habilitado el contrato, para evitar el tiempo muerto de empezar a despejar el predio a partir de la firma del mismo. La central nuclear se va a construir y podemos adelantar ese proceso. Eso va a empezar a fomentar el empleo en la zona de Zarate y de Campana, que tanta falta hace.

-La construcción de una central nuclear puede ser una buena noticia en un país que necesita generar empleos.

-Ya lo creo y tratamos de que lo sea lo máximo posible. En el tema de generación de empleo local, la otra central de uranio natural y agua pesada que vamos a encarar es esencialmente una gran creadora de empleo industrial. Además, el plan incluye algunos proyectos que no son centrales nuevas pero son de enorme importancia para nosotros. Uno es la extensión de vida de Atucha I. En 2024 va a parar Atucha I para una extensión de vida sobre la que ya estamos programando y trabajando. Extenderemos su vida por entre 15 y 20 años más. Va a ser una de las centrales más longevas del mundo. Hoy ya hay centrales nucleares licenciadas para operar hasta 80 años de funcionamiento en el mundo, principalmente en Estados Unidos.

La central Hualong

-¿Cuál sería el aporte de la central Hualong en el sistema eléctrico argentino?

-La potencia de diseño son 1200 MW. Descontando el consumo propio de la central son entre 1160 y 1150. En una central que opera 24 horas del día a lo largo del año es un aporte energético muy grande.

-¿Por qué se optó por esta tecnología?

-La Hualong nace de dos vertientes. La primera en el año 2010, una decisión de la Secretaria de Energía y el gobierno argentino de que era el momento de explorar la tecnología de uranio enriquecido. En esa decisión influyó mucho el hecho de que estuviera el prototipo del reactor CAREM en desarrollo. El razonamiento, muy acertado, de la Secretaría de Energía fue que si estamos construyendo un reactor de uranio enriquecido vamos a pretender exportarlo. Pero es muy difícil convencer a alguien de que compre lo que uno no usa. Por lo que sería razonable que nosotros también incursionáramos en centrales de gran potencia, no diseñándola nosotros pero sí entrando en un primer proyecto. De ahí viene una larga cadena que culmina en la selección del Hualong como el reactor adecuado. La otra vertiente, que ha pasado más desapercibida, es el acuerdo país-país de Argentina con China. Tiene un capítulo de infraestructura muy importante, dentro del cual estaba la posibilidad de comprar un reactor Hualong, y así nace la historia de este contrato que estamos tratando de completar ahora. Por lo que este contrato nace de una elección que hicimos, que la máquina más conveniente para nosotros era la Hualong, pero también la más conveniente por su esquema financiero.

-NASA tiene la experiencia reciente de haber terminado y puesto en marcha Atucha II. ¿Cómo repercute esa experiencia pensando en la construcción de una nueva central?

-Lamentablemente todo el proceso de construcción y el rol de NASA como arquitecto ingeniero de sus propios proyectos fue suspendido durante la administración anterior. No inició ninguno de los proyectos que eran parte del plan de 2014. Pero al volver hemos encontrado uno de ellos desaparecido, el proyecto nacional para un reactor de diseño CANDU. Tampoco estaba firmado el contrato por la central Hualong. Además fue disuelta la Unidad de Gestión de Proyectos Nucleares, es decir, el arquitecto ingeniero de NASA. De acuerdo a una disposición del año 2018, NASA fue reducida solo al papel de operadora de las centrales, sin participación en su diseño y construcción. Junto con la plana actual se tomaron las medidas necesarias para anular esa disposición y NASA ha recuperado su condición de arquitecto ingeniero de sus propios proyectos. Ahora tenemos que reconstituir esa unidad y volver a formar los grupos humanos, que es lo esencial de los grupos de ingeniería y construcción. Esta es exactamente la misma tarea que emprendí en el 2005 para terminar Atucha II, donde encontré disueltos todos los grupos dedicados a ser arquitecto ingeniero de nuestros proyectos.

Qué va a pasar con la tecnología CANDU

-El segundo objetivo estratégico refiere a la tecnología de agua pesada y uranio natural. ¿Por qué es importante preservarla?

-En primer término, no sé si quienes cancelaron el proyecto nacional advirtieron la magnitud de lo que hacían teniendo en cuenta que es la tecnología de las tres centrales que tenemos en funcionamiento. Cuando en 2018 se cancela ese proyecto y se indica que nunca va a volver a formar parte del programa nuclear argentino, alguien olvidó que uno puede pronosticar un futuro distinto y disponerlo pero lo que no puede es reescribir la historia. ¿Cuál iba a ser el destino de las centrales nucleares en funcionamiento? Rápidamente se produjo una lección que debería haber sido considerada cuando se tomó la medida. Se abandonó la planta industrial de agua pesada ubicada en Neuquén, cerca de Arroyito. Produce el agua pesada que es esencial para el funcionamiento de las centrales de uranio natural. Eso ocurrió allá por el año 2017/18 que dejó de producir y nos encontramos hoy con la paradoja de que la nación tiene tres centrales en funcionamiento, que necesitan agua pesada para su funcionamiento, pero que tiene salir a comprar el agua pesada al exterior, siendo el país el dueño de la mayor planta de ese tipo que hay en el mundo. Una extraña paradoja pero totalmente previsible cuando se tomó la decisión de cancelar el proyecto nacional.

-¿Qué ocurrirá con la planta en Arroyito?

-La planta es de la CNEA y es operada por una empresa mixta entre la provincia de Neuquén y la CNEA. Ergo, la planta es del Estado nacional. La empresa mixta operadora es un esquema que funcionó muy bien y que usamos para producir entre 2005 y 2015 las más de 700 toneladas de agua pesada que requirió Atucha II. Ya está tomando medidas la Secretaría de Energía para que se produzca la recuperación del funcionamiento de esta planta.

-La preservación de esta línea incluye la proyección de una nueva central de ese tipo para el futuro. ¿Cuál es el plan?

-Nuestro plan ha recuperado el proyecto nacional y lo vamos empezar a ejecutar con un método que nos va a permitir contribuir a la recuperación de la industria argentina, en particular de la metalmecánica, la eléctrica y hasta la química. Hablando de creación de empleo eso es lo más importante. ¿Qué hacemos con el proyecto Hualong? Reactivamos la industria de la construcción y del montaje. Vamos a crear en la zona de Zarate alrededor de 5000 empleos, más otros 600 o 700 permanentes cuando ya arranque la central. Vamos a haber reconstruido empleo pero para una masa de empleo especial, que es la de la construcción. El contenido local de un primer reactor de una tecnología nueva y a través de un contrato EPC va a ser relativamente bajo desde el punto de vista de los componentes industriales. Quiere decir que el Hualong va a satisfacer nuestras expectativas en cuanto a incorporar la nueva tecnología, en cuanto a la industria de la ingeniería y la construcción y en cuanto al empleo en el aspecto de la construcción y de la operación. Empleo industrial relativamente poco. Para compensar esto, tenemos en primer término la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, que va a dar muchísimo trabajo industrial. Lo segundo es el Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Quemados, que es un proyecto muy grande, de un par de cientos de millones de dólares. Eso es un puente que nos va complementar el empleo industrial durante lo que queda de este año y el próximo. Seguramente la extensión de vida de Atucha I seguirá hasta el 2024 y para ese momento los componentes ya van a estar fabricados. Entonces necesitamos algo más y encontramos la siguiente forma de hacerlo. Vamos a programar el proyecto nacional, que va a ser un reactor CANDU. La tarea de proyectar este nuevo reactor se va a hacer en Embalse, que es donde esta acumulado nuestros 40 años de experiencia tanto en la construcción como en la operación y la extensión de vida de Embalse. La experiencia CANDU de Argentina esta acumulada allí, por lo que la gerencia e ingeniería para el nuevo proyecto se van a realizar allí.

-¿Cómo van a programar el proyecto CANDU?

-Lo vamos a programar de forma distinta a la de una obra normal, que como toda obra comienza por la obra en conjunto con la compra de componentes. Este proyecto lo vamos a arrancar exclusivamente con la ingeniería de compras y de diseño para los componentes locales de largo plazo de entrega y alto impacto en la industria manufacturera argentina. Tarea que podríamos estar comenzando en 2023. Allí inyectaremos todos los fondos que tengamos disponibles. Si en algún momento se recupera el financiamiento entonces lanzaremos el proyecto completo, pero vamos a empezar por la compra de componentes nacionales. Esa es la idea que hemos aportado al deseo del gobierno de fomentar el empleo industrial que es crucial para enfrentar el desempleo y la pobreza.

La importancia de la energía nuclear

-¿Qué aporta una central nuclear en la matriz energética de un país como Argentina?

-El reactor nuclear por de pronto es un aporte de energía de base, cosa que muy pocos países tienen de fuente hidráulica. Nosotros tenemos, como es el caso de Yacyretá. Es una central hidráulica que es en la práctica una central de base. Lo que hace es aportar a la base del sistema y realmente a lo largo de todos estos años he visto que cuando faltan se extraña la energía de base de la central nuclear, porque no está condicionada ni al clima ni a la disponibilidad de gas, ni a la importación de combustible, ni a la lluvia tampoco. Son centrales muy parejas que con potencias relativamente pequeñas producen mucha energía. El promedio del mundo es que 440 reactores, que son menos del 5% de la potencia total instalada en el mundo, producen el 10% de la energía que consume el planeta. Su incidencia en la matriz energética es muy alta en proporción. Así que venimos aportando a la matriz energética desde 1974 con Atucha I. Épocas en las cuales Atucha I era tan importante que si salía intempestivamente de servicio había un apagón en el gran Buenos Aires, con sus modestos 200 MW de aquella época. Hasta el momento actual en que la salida intempestiva de una de las tres centrales no va a mandar a apagón al país pero sí provoca unos cuantos llamados de CAMMESA rápidamente a ver qué está pasando y por qué salieron. Después aporta algo que antes se consideraba una cosa elegante pero ahora está comenzando a considerarse como una cosa imprescindible. La generación nuclear no emite carbono. Esto ha hecho que en los últimos congresos se ha hablado de que lo nuclear va a ser una parte esencial si es que se quiere descarbonizar totalmente la generación eléctrica para el 2050. Una menuda tarea: el 40% de la energía eléctrica del mundo se produce con carbón hoy. Hasta casi el 70% es combustión de gas o de líquido, todas fuentes de carbono. Después vienen las que no producen carbono: la hidráulica, la eólica, la solar y la nuclear. Con una ventaja adicional para esta última: tiene un funcionamiento de base. Hoy nuestras tres máquinas aportan alrededor del 10% de la energía eléctrica anual del país.

-Una central nuclear es una inversión de capital muy elevada. ¿Cómo se debe valorar en lo económico el costo de la energía nuclear?

-Ahí tenemos una disputa ideológica con los evaluadores de proyectos. El método habitual de evaluación de un proyecto energético es el del costo nivelado de la energía, el LCOE. Está muy bien y funciona razonablemente bien para proyectos con vida útil de 20 años. Ahora, como es un método de flujos de caja descontados tiene un inconveniente. Aún con tasas relativamente bajas, sea del retorno del capital que se le pide al proyecto, sea de la inflación que afecta al ingreso, arriba del 5 o 6%, el LCOE más allá de los 20 años no ve nada. ¿Qué hacemos con los proyectos que viven 80 años? Cuestión que compartimos con las hidráulicas grandes. Tenemos un gran aliado en declarar que el problema de la evaluación de los proyectos eléctricos es problema del instrumento de medición, no de la máquina. Ya se han diseñado en Estados Unidos métodos de adaptación, como el VALCOE. Son métodos que trabajan con la contribución al sistema que hacen aquellas máquinas cuyos flujos de dinero no ve el método del descuento actualizado de los fondos. Para que el proyecto nuclear sea competitivo con ese instrumento tan primitivo que solo ve los 20 años, hay que conseguir una tasa de retorno que sea del 2 o 3%, cosa que ciertamente es inalcanzable en países como el nuestro. Pero cuando uno corrige en función de los flujos futuros que existen la ecuación es otra. Antes nos decían que una central con una duración de 40 o 60 años era una fantasía. La dura realidad ha hecho ver que hoy hay máquinas que están andando hace 60 años y funcionan mejor que antes. La flota estadounidense que es de alrededor de 100 reactores tuvo el año pasado un factor global de carga del 93%, con algunas máquinas que tienen 65 años funcionando. Es una contribución monumental. Eso flujos están hoy y los estadounidenses, que son bastante prácticos, hace ya rato que lo vienen reconociendo. Algunos Estados ya están remunerando a las centrales directamente. Otro elemento es la emisión de carbono. Cuando hace 30 años se evaluaba un proyecto el hecho de que emitiera carbono no era algo que estuviera perturbando el planeta. Ahora parece que sí, por lo tanto, a las fuentes que no producen carbono hay que premiarles la tonelada no emitida de carbono y no usar el primitivo método de multar al que emite. Alguien con suficiente plata paga la multa y ya. No es ese el método socialmente adecuado si es que quieren alcanzar un 2050 con energía eléctrica limpia.

-El sector nucleoeléctrico argentino es muy importante dentro de la región y a nivel internacional. ¿Cómo se lo preserva?

-Teniendo continuidad. Imagine el papelón de que una nación respetada en la región haya abandonado la única tecnología que tiene en funcionamiento. Hay que tener continuidad en las ideas. Si queremos hacer otra tecnología diferente a la que tenemos en funcionamiento debemos adoptar esa tecnología, pero sin destruir la que tenemos. ¿Argentina por qué tiene prestigio? No solo por las capacidades indiscutidas de la gente de la CNEA y de todos sus desprendimientos, como es el caso de NASA. Sino que trabaja continuamente con la energía atómica desde 1950. Tuvo la primera central nuclear al sur del Río Bravo. Le siguieron Brasil y México. Otro tema, en el que también hubo continuidad, es que Argentina ha sido pionera en la medicina nuclear. La palabra nuclear se aplica a varias cosas, que van desde lo horrendo que es lo bélico, hasta lo sublime que es la aplicación médica. Argentina de las aplicaciones pacíficas de la energía nuclear ha sido pionera. Somos el segundo exportador de radioisotopos del mundo, en general para uso médico e industrial. Tenemos centros de medicina nuclear de avanzada. Con continuidad, trabajo duro y buena ciencia y tecnología, se va lejos. Ahora, dando bandazos salvajes, será más difícil. El tema del resurgir de Atucha II fue en el 2005. El sector nuclear estaba absolutamente destruido y se lo reconstruyó completo. Por suerte la parte de medicina nuclear pasó este último periodo no digo indemne pero bastante bien. Lo que se procuró destruir fue la parte nucleoenergética y por suerte no se lo consiguió.

-Otro punto del plan de acción es la colaboración con Electrobras de Brasil. ¿En qué consiste?

-Tenemos una gran cantidad de trabajo con los colegas de Electrobras. Nuestra gente de inspección de ensayos no destructivos tiene gran experiencia en el manejo de estos reactores en servicio porque comenzó hace más de 45 años con ese trabajo. Hemos encontrado un requerimiento para las centrales brasileñas de ir llevando ese historial de cómo va marchando la parte metalográfica de los reactores, a tal extremo que ya nos contratan sistemáticamente, inclusive a través de la empresa francesa Framatome. Estamos trabajando para Framatome en Brasil. Después tenemos un gran intercambio de experiencia operativa con los colegas brasileños, con permanentes visitas. Compartimos un reactor de diseño alemán que es el de Atucha II, pero el de ellos es de uranio enriquecido y el nuestro es de uranio natural. Así que tenemos un historial operativo en común con la central Angra II. Con Angra I no, es un Westinghouse de uranio enriquecido que no tenemos nada parecido. Pero Atucha II es un diseño de uranio natural y es una derivación del diseño Angra II de uranio enriquecido. Esos son los dos puntos en los cuales compartimos muchísima experiencia y seguro que vamos a seguir trabajando en otros temas.

-¿Qué conlleva el trabajo de responsabilidad social empresaria dentro del plan?

-NASA siempre ha trabajado por lo que el OIEA define como los principales accionistas de una central nuclear, que es la población de la zona. Es una política permanente y vamos a seguir aumentando este trabajo con las comunidades próximas. Tenemos una gran política de formación, con tres institutos educativos en Lima y apoyamos a todas las escuelas de la zona. NASA en el 2014 se transformó en la primera empresa estatal en emitir un balance de responsabilidad social empresaria.

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Almacenamiento subterráneo: estiman que existen proyectos para cubrir un 8% del pico de consumo de gas de invierno

El proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que impulsa el gobierno nacional incluye un apartado para fomentar el almacenamiento subterráneo de gas natural a fin de cubrir los picos de demanda que tiene el país en los meses de invierno. Según estiman en el sector privado, el almacenamiento de gas podría cubrir hasta un 8% de la demanda invernal, que implica acumular de manera subterránea unos 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural y así abastecer la demanda entre mayo y septiembre con fluido producido en los yacimientos del país.

La petrolera CGC del grupo Corporación América, presidida por el empresario Hugo Eurnekian, está desarrollando un proyecto para almacenar gas natural de manera subterránea que no requiere infraestructura adicional. “Nuestro proyecto se diseñó para atender el pico local de consumo del sur de la Patagonia, que son unos 2 millones de metros cúbicos diarios”, remarcó Emilio Nadra, vicepresidente Comercial de CGC, en el panel de upstream del Gas Day, el evento organizado por Econojournal. Nadra precisó que la Argentina tiene posibilidades de almacenar alrededor de 6 MMm3/día de gas natural en Neuquén y otros 2 MMm3/día de gas natural en el norte de la Patagonia. En total, serían unos 10 MMm3/día de gas que no requieren infraestructura adicional.

El articulado

El proyecto de Ley en el que trabaja el gobierno prevé un paquete de estímulos al que podrán acceder las empresas que inviertan “al menos treinta millones de dólares estadounidenses (USD 30.000.000) en proyectos de almacenaje subterráneo de gas natural en un plazo máximo de tres años”. Aunque la autoridad de aplicación de la Ley también tiene la facultad de reducir hasta un 50% la inversión de los montos “para casos de proyectos de carácter estratégico”.

El proyecto de Ley contempla también un plazo de 25 años para las concesiones de almacenamiento subterráneo, con la posibilidad de extender ese plazo 10 años más. Las concesiones no pagarán regalías y podrán ser otorgadas en:

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias.

-Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de éstos ante la autoridad de aplicación.

-Tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.

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Viceministro confirma que Ecuador amplía a 500 MW su convocatoria 2021 para energías renovables

El Plan Maestro de Electricidad de Ecuador contempla una gran expansión del parque de generación y transmisión hacia el año 2027 y la nueva administración de gobierno liderada por Guillermo Lasso en la Presidencia y Juan Carlos Bermeo Calderón en el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, iría por más.

Tras el éxito de los Procesos Públicos de Selección (PPS) impulsados por el gobierno anterior, como el parque fotovoltaico El Aromo (200 MW), el eólico Villonaco II y III (110 MW) y el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9 MWh en almacenamiento), Ecuador habría considerado incorporar un número más ambicioso de proyectos de energías renovables.

«Tenemos en carpeta el bloque de renovables que se denomina de 200 MW. Lo estamos evaluando y le estamos haciendo ajustes correspondientes», adelantó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable .

Se trataría de una convocatoria diferenciada por tecnologías. Inicialmente se habían establecido tres subbloques con una capacidad disponible de 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar y eólica, así como 20 MW para biomasa.

No obstante, de acuerdo con las declaraciones del viceministro Argüello, están evaluando subbloques de una capacidad mayor para el primer PPS de su gestión.

«Nos parece que es insuficiente ante la nueva política de desarrollo que tiene el sector. Estamos incrementándolo y al menos van a ser 500 MW adicionales de los cuales el aumento estará orientando a energía fotovoltaica», aseguró el viceministro de Electricidad y Energía Renovable.

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables, el funcionario de gobierno aseguró que el primer PPS de su gestión se llevaría a cabo este año. 

«A finales de este mes tendremos los resultados finales y lo incorporaremos al Plan Maestro», indicó.

Y agregó: «Ocurrirá en septiembre u octubre de este año».

Todos los interesados en conocer estos temas en detalle pueden presenciar la entrevista exclusiva que brindó . La misma se encuentra disponible online y el acceso es libre y gratuito en el canal de YouTube, LinkedIn y Facebook de Energía Estratégica.

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Duque reglamentó Ley de Transición Energética con beneficios para las renovables en Colombia

El sábado de la semana pasada, Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, llevó a cabo un acto por la puesta en marcha de su cuarto proyecto de generación solar de gran escala en Colombia. Se trata de Celsia Solar El Carmelo, de 9,8 MW de capacidad, que se une a las desarrolladas en Santa Rosa de Lima, Bolívar; El Espinal, Tolima; y Yumbo, Valle de Cauca.

Con esta nueva planta fotovoltaica, ubicada en el municipio de Candelaria, Valle del Cauca, la compañía suma 37,56 MW solares, a la que se adicionan otros 21 MW fotovoltaicos (colocados sobre pisos y techos) que la compañía colocó para usuarios autogenradores de energía y ya están en funcionamiento.

Durante el evento de inauguración, en el que asistió el Presidente de la República, Iván Duque, el mandatario adelantó la reglamentación (ver en línea) de la Ley 2099, de Transición Energética, que fue sancionada el 19 de junio pasado por el Congreso.

“Hoy en Candelaria estamos haciendo historia con la sanción de esta Ley de Transición Energética, que le abre la puerta a nuevas fuentes de generación como el hidrógeno, incentivos para las fuentes no convencionales y un nuevo impulso a la movilidad sostenible”, destacó el mandatario.

La ley reconoce el hidrógeno azul y verde como fuentes no convencionales de energía, que podrán aplicar a beneficios tributarios como la deducción del impuesto de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles, depreciación acelerada, y reglamenta el uso de nuevas tecnologías de generación como la geotermia.

“Este es un hito muy importante que consolida todo el marco fiscal, comercial y regulatorio para la Transición Energética, ampliando incentivos a nuevas fuentes, además de la inclusión de temas relacionados con almacenamiento de energía, captura, almacenamiento y uso de carbono, y eficiencia energética”, agregó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, quien también participó del evento de Celsia.

Además, la norma extiende los beneficios tributarios de exclusión de IVA, aranceles y depreciación acelerada, establecidos en la Ley 1715, a los proyectos de gestión eficiente de la energía. Las inversiones y los equipos de medición inteligente contarán igualmente con estos beneficios.

«En esta ley incluimos nuevas medidas que buscan dinamizar el mercado, agilizando los trámites y las licencias necesarias para el desarrollo de nuevos proyectos. También incorporamos disposiciones para incentivar el transporte de cero y bajas emisiones y garantizar la continuidad en la prestación del servicio de energía eléctrica. Nuestro propósito con esta ley es conducir al país hacia una transformación sostenible del sector energético, que disminuya la alta dependencia que tenemos en la generación de energía con combustibles fósiles e incorporar a la matriz nuevas fuentes renovables no convencionales», explicó el senador José David Name, autor de la ley, también en el marco del evento de Celsia.

Con el fin de contribuir al cierre de brechas, la ley crea FONENERGÍA, que articulará y focalizará las diferentes fuentes de recursos para financiar planes, proyectos y programas de mejora de calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética, y fortalecerá el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, FENOGE.

El proyecto de Celsia

La sanción de la Ley de Transición Energética se dio en el marco de la inauguración de la granja solar El Carmelo de Celsia. Este proyecto cuenta con más de 33.000 paneles con una capacidad para generar 9,8 MW, equivalentes al consumo de 12.850 familias. Cada megavatio instalado evita la emisión de 640 toneladas de CO2 al año.

La empresa propiedad del Grupo Argos aseguró que de los 9,8 MW de capacidad de Celsia Solar El Carmelo, 3,7 MW de la energía generada por Celsia Solar El Carmelo va para el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y 6,1 MW para la planta de Pollos Bucanero, el segundo productor de pollos del país. Con esta energía atienden el 39,3% de su demanda y procesan más de 55 millones de kilos de pollo al año.

“El salto a la revolución energética es un hecho. En Colombia hoy tenemos entre proyectos instalados y por instalar –a agosto del 2022– 2.500 megas de energías renovables no convencionales; es pasar de menos del 0,3% de nuestra matriz de renovables a más del 14%, y la cifra seguirá en ascenso. Por eso, hago un reconocimiento al sector privado y a empresas como Celsia que piensan en grande, generan empleo, valor agregado y le apuestan a la transformación energética», resaltó Duque.

Por su parte, Luis Felipe Vélez, líder Comercial de Celsia, enfatizó: «Seguiremos aportando más energía limpia a Colombia, en unos casos inyectándosela directamente al Sistema Interconectado Nacional y en otros siendo aliados de nuestros clientes empresariales, al contribuir a su competitividad».

Y agregó: «Celsia Solar El Carmelo también es un aporte a la reactivación económica del departamento, al haber brindado una oportunidad de empleo en el pico más alto de su construcción a 182 personas, la mayoría mano de obra local. Estos trabajadores viven en la zona y el 23% fueron mujeres, quienes desempeñaron diferentes labores como el montaje de módulos y el amarre de las estructuras sobre las que se ubican los más de 33.000 paneles fotovoltaicos, en 13,13 hectáreas.

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Plantean acreditar la procedencia renovable del hidrógeno verde en Blockchain

La economía del hidrógeno está generando un cambio radical en el desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables en Latinoamérica. 

Empresarios argumentan que la necesidad de lograr competitividad los estaría llevando a diseñar “gigaproyectos” para ejecutar en un futuro no tan lejano en esta región. ¿Cómo lo llevarían a cabo? 

Entre los que sostienen que esto será un cambio progresivo y modular, Jesús Abril Medina, gerente de desarrollo de negocios en la región para Siemens Gamesa, reflexionó:

“Empezaremos con proyectos piloto (como los que estamos viendo ahora), pasaremos a proyectos desarrollados de 100 o 300 MW y llegaremos a clusters de energías renovables de varios gigavatios para el desarrollo de hidrógeno”.   

¿Cuándo se harán? Desde la óptica de Medina, en 4 o 5 años veríamos plantas renovables de 50 MW para la producción de hidrógeno y de aquí se escalaría para que en 7 u 8 años nos acercaremos a alternativas más grandes de unos 300 MW que realmente tengan producciones competitivas con valores cercanos a los US$ 2 por kg.

Lo que llegaría a complicar los números es sumarle la compresión, almacenamiento y la logística del hidrógeno verde. Por eso, aún queda mucho por trabajar. 

Jesús Abril Medina, gerente de desarrollo de negocios en Latinoamérica para Siemens Gamesa

“Se buscará tener factores de planta lo más nivelados posible para que se pueda amortizar el electrolizador de la mejor forma posible”, indicó el referente de Siemens Gamesa. 

Durante su participación en un panel de debate de Latam Future Energy denominado  “Competitividad de las energías renovables como motor del desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica y el Caribe”, el empresario consideró: 

“En los proyectos renovables cambiará el sentido del negocio. Antes, estábamos supeditados a la disponibilidad de conexión física. Ahora, más proyectos tendrán cabida porque la demanda de energía necesaria para el hidrógeno no estará supeditada a la red”. 

En el caso de plantas de consumo local de hidrógeno que no puedan estar cerca de las renovables, la tecnología de blockchain iría a tener un factor principal para acreditar la procedencia verde de la energía.

“Se van a poder hacer varios PPA bilaterales entre plantas renovables que puedan suplir en distintas horas la demanda y con blockchain acreditar que tanto la energía que llega al electrolizador como la electricidad que se produzca sea verde. 

“Eso será un mercado importante porque no toda la producción de hidrógeno podrá ser para exportación. La pequeña producción de hidrógeno para consumo local, uso en el transporte y aprovechamiento en fertilizantes tendrá que ser así y el blockchain será importante”, reforzó el empresario.  

Según relevó Medina, en el 2020, Latinoamérica consumió aproximadamente el 3% del hidrógeno mundial. Este sería sólo el comienzo para una industria que persigue lograr los costos más competitivos en menos de 20 años.

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Ja Solar aumentará la línea de producción del tipo de celda fotovoltaica N-type

Se llevó a cabo la primera jornada del evento organizado por Latam Future Energy llamado “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”, un encuentro virtual y sin costo al público que cuenta con la participación de más de veinticinco expertos de la materia en Latinoamérica y Caribe.

Durante el webinar, Victoria Sandoval, Sales Manager México, Centroamérica & Caribe de Ja Solar, comentó en qué trabajan desde la compañía y apuntó a la mejora de la eficiencia en materia solar y el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos. 

“El año pasado entramos en una carrera de optimizar la potencia del panel dentro de un límite lógico del tamaño. Y es un momento muy importante para tener en consideración que seguir aumentando el tamaño del panel a lo mejor es una transferencia de riesgo al usuario. Trabajamos en crecer la eficiencia, es la siguiente transición”, explicó. 

Frente a ello detalló que se encuentran en vías de aumentar la línea de producción de un tipo celda denominada N-type: “El siguiente año abocaremos 1 giga a ello”. ¿Por qué ese tipo de celda? La especialista mencionó que “en promedio, hace que en el mismo tamaño haya aproximadamente 20 watts más y cerca de 1% de eficiencia más”. 

“A la larga, en la vida útil del proyecto, se le podrá sacar más energía al mismo objeto que se compró”, agregó. 

Además manifestó el hecho de que el desarrollo tecnológico debe ir a la par de la lógica de costo. Y en caso que la tecnología emergente cueste más que la actual, “se debe aumentar la línea de producción para disminuir los costos para hacer que esa tecnología [emergente] sea accesible y empiece a permear en el mercado”, según sus palabras.

E incluso vaticinó que “el próximo año se verá un poco más de empuje de la tecnología N-type, así como también veremos más interés en ella”. Y puso como ejemplo que existen mercados que cada vez apuntan a una potencia más grande sin la obligación de ello. 

“Los mercados como el de generación distribuida, que no tenían por qué irse a una potencia más grande, nos sorprendió porque allí estamos casi en un 50% de adopción de la celda grande”, declaró. 

Por último y en relación a la regulación de almacenamiento, la especialista señaló como necesario que los gobiernos tomen la iniciativa y desarrollen la normativa correspondiente para los sistemas de baterías. “Si no se tiene un marco regulatorio, no se hace una adopción masiva de la tecnología”, sostuvo. 

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Uruguay requeriría 7000 MW eólicos y solares para sustituir importaciones de hidrocarburos

“Si uno quiere combatir el cambio climático hay que recurrir a la sustitución de los hidrocarburos por el hidrógeno verde”, indicó Oscar Ferreño, director de relaciones institucionales y regulación de Ventus.

Durante su participación en un evento de Latam Future Energy, Ferreño analizó el potencial de Latinoamérica y en especial de países sudamericanos para el desarrollo de una economía verde. 

Desde la óptica del referente de Ventus, los países agrícolas que tienen abundancia de terreno son los que están llamados en un futuro a suministrar el hidrógeno verde que va a precisar el mundo. 

Sin negar que habrá consumo local, indicó que países como Argentina, Chile y Uruguay tienen un gran potencial de exportación porque disponen de territorios amplios que permitirán el despliegue de megaproyectos renovables que apoyen una producción ambiciosa de hidrógeno y sus derivados para suplir a mercados como el europeo o el de Asia-Pacífico. 

Oscar Ferreño – Director de Relaciones Institucionales y Regulación – Ventus

En el caso de Uruguay, que tiene 1500 MW eólicos y 250 MW solares que aportan al 55% del mercado eléctrico, Ferreño observó que “si hoy quisiéramos sustituir todas las importaciones de petróleo o gas natural tendríamos que hablar de instalar 7000 MW eólicos y solares”. 

«En el futuro, el mercado de los combustibles y el mercado de la electricidad se van a integrar porque los combustibles fósiles serán sustituidos por hidrógeno verde producido en el mercado eléctrico. Este mercado nuevo va a ser de cuatro a cinco veces más grande que el mercado eléctrico actual».

En aquel sentido, identificó más de 10 millones de hectáreas aún disponibles para plantar aerogeneradores u otras alternativas renovables para suplir a la industria del hidrógeno. De allí, el empresario observó que eso cambiaría la ecuación no sólo energética sino también económica del país.  

Ahora bien, dedicó unos minutos más en su análisis para advertir que todo lo antes mencionado se podría lograr efectivamente sólo si es que se logra competitividad en los proyectos. Y una clave para bajar los precios podría ser continuar apostando a hacer crecer el parque de generación eólico y solar. 

«En el caso de Uruguay, la mejor combinación de hidrolizador, eólica y solar para la producción de hidrógeno es que cada 4 MW eólicos haya 3 MW de hidrolizador y 1 MW de fotovoltaica. Eso da un factor de utilización medio del 70% del hidrolizador», puntualizó.

Acceda a los testimonios completos de Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, durante el panel: Competitividad de las energías renovables como motor del desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica y el Caribe.

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ABO Wind se enfoca en “giga parques” y proyectos off-grid para la exportación de hidrógeno verde

La segunda jornada del evento denominado “PV + Storage & Hydrogen”, organizado por Latam Future Energy, contó con la participación de varios especialistas del sector energético de toda Latinoamérica. 

Una de las panelistas fue Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind en Argentina, quien meses atrás le confirmó a Energía Estratégica que la compañía se había interesado en el desarrollo de proyectos relacionados a hidrógeno verde. 

ABO WIND analiza incorporar proyectos de hidrógeno verde en su portfolio para Argentina

Y en esta oportunidad amplió de qué manera trabajan en esa materia en Argentina: “Estamos pensando en giga parques y, desde nuestro punto de vista, estamos desarrollando proyectos off-grid, pensados exclusivamente para la exportación”. 

“Por el volumen de inversión que implicarán, pensamos en proyectos que tengan varios asociados, es decir, que exista cierta asociación estratégica entre tecnólogos, off takers y también parte del Estado”. 

Las zonas principales donde se encuentran trabajando y encuentran mayor potencial para el H2 a partir de fuentes renovables son la Patagonia y el sur de la provincia de Buenos Aires. 

¿Por qué en dichos lugares? La especialista resaltó que en el primer caso se debe a los puertos que posee, el factor de capacidad y la existencia de fuente de agua. Mientras que en Buenos Aires, cerca de Bahía Blanca, “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”. 

Además. detalló que ya tuvieron varios clientes interesados en complementar la parte del desarrollo de hidrógeno y uno de los puntos determinantes en ello es el costo de la energía. “Nos han hablado de valores entre 20 y 30 dólares por megavatio”, sostuvo. 

Sobre este tema del costo de la energía, y en relación a la competitividad de los mercados, Lucila Bustos señaló que “tiene gran incidencia en el costo final de la producción de H2”. 

En tanto en lo referido al costo del transporte, mencionó que “necesita seguir desarrollándose para permitirnos tener la competitividad necesaria para transportarlo [el H2] a los grandes centros de consumo”. 

Regulación

La directora ejecutiva de ABO Wind en Argentina adicionalmente hizo énfasis en la regulación del hidrógeno en el país. Actualmente está el régimen de promoción bajo la Ley Nacional N° 26.123 que fue promulgada en agosto del 2006. 

Sin embargo, el artículo 21 de la misma dice expresamente que “el régimen dispuesto por la presente ley tendrá una vigencia de quince (15) años a contar desde el ejercicio siguiente al de la promulgación de la misma”. 

Lucila Bustos no fue ajena a ese tema, por lo que afirmó que “la ley quedó dormida en los laureles – entendiendo que por la falta de demanda verdadera en aquel entonces – y hoy nos obliga a aggiornar y adecuar esta ley”.

“Será necesario prorrogarla porque pierde vigencia, incluso hay varios proyectos para ello y actualizarla”. 

“Por otro lado creemos que un punto importante en materia de modificación será focalizar en hidrógeno verde, que los incentivos estén direccionados al H2 verde e incluso al H2 azul. Los beneficios fiscales, impositivos, la estabilidad en las condiciones es fundamental, así como también no cambiar las reglas de juego constantemente”, agregó. 

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“En el noreste de México se podrían generar oportunidades para la producción de hidrógeno verde”

México tuvo presencia en el evento organizado por Latam Future Energy denominado “PV + Storage & Hydrogen”, donde más de veinticinco panelistas debatieron sobre energía fotovoltaica, almacenamiento e hidrógeno. 

Israel Hurtado, fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, planteó algunos retos y oportunidades que tiene el país en relación al vector energético previamente mencionado durante el panel “Hidrógeno verde en Latinoamérica: El rol de los mercados locales y sus perspectivas de exportación”.

El especialista mencionó que una de las alternativas para potenciar el H2 y avanzar con la producción y el mercado del mismo puede ser en las zonas industriales que tiene el país y puntualmente hizo foco en la zona noreste. 

“Cercana a la frontera con Estados Unidos, en los estados de Tamaulipas, Coahuila de Zaragoza y Nuevo León, esa parte de México tiene una industria ya desarrollada, y ahí hay un gran potencial renovable”.

“Allí podrían generarse oportunidades para la producción de hidrógeno verde para consumo local, pero también para su exportación al país vecino”, explicó. 

Además señaló que el uso de este vector energético también podría darse en “parques industriales sin estar interconectados a la red o simplemente para cubrir necesidades energéticas de parques industriales o industrias que utilizan gas natural como insumo u otros combustibles fósiles para sus procesos”. 

Tampoco dejó de lado el propio hecho de utilizarlo para inyectar a la red nacional de gasoductos, como así también para producción de hidrógeno mediante fuentes renovables para la utilización en el lugar y seguir generando electricidad en todo momento. “Creo que eso ofrece una solución a la variabilidad”, comentó. 

“Creo que son diferentes formas en las cuales se puede utilizar o aplicar el H2, además de sus formas de producción. (…) Hay Estados que han tomado la posta en empezar a desarrollar y existen otros proyectos en diferentes Estados, hay mucha intención e interés”, manifestó Hurtado. 

En lo que respecta a las barreras para el avance del hidrógeno, el panelista hizo énfasis en la construcción de un marco normativo: “La regulación está en una zona gris, no hay una normativa específica, aunque creo que dependiendo el uso y la aplicación que se le vaya a dar al hidrógeno, tal vez se podría aplicar la regulación de gas natural”. 

De todos modos apuntó a la necesidad de trabajar en un orden específico, en las Normas Oficiales Mexicanas (NOM) para que haya un funcionamiento adecuado, óptimo, seguro y eficiente. 

“También es importante trabajar en una estrategia nacional de hidrógeno, que va un poco de la mano con el tema previamente mencionado”, agregó. 

Y continuó: “Creo que deberíamos aprovechar el potencial renovable del país y ojalá las, autoridades, la industria o la academia nos pongamos a trabajar en una estrategia nacional de hidrógeno, en una hoja de ruta con metas, plazos, objetivos y demás, y finalmente tener esta regulación que nos hace falta”. 

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