Comercialización Profesional de Energía

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Uruguay hacia la segunda transición energética

Por Fernando Schaich

Si uno mira la “foto” del Uruguay energético al día de hoy, sin mirar para atrás, la primera impresión que parece dar es que este pequeño país (territorialmente hablando), tiene una larga historia de energía renovable en su mochila. Sin embargo, hace unos 10 años la cantidad de energía eólica y solar en la matriz eléctrica era casi cero. Si bien hablamos siempre de la “revolución renovable del Uruguay”, eso aplica por la velocidad en que se han llevado a cabo los cambios pero sin embargo, no fue una revolución traumática ni mucho menos. Eso nos lleva a la primer conclusión (si, es cierto, recién empiezo y ya estoy concluyendo algo): cuando las cosas se hacen con mirada de largo plazo y como política de Estado, todo es mucho mas fluido. No digo fácil, porque no fue un camino libre de obstáculos y desafíos. Y sí, digo Estado, en el sentido mas amplio, es decir públicos y privados trabajando codo a codo por más que estén por momentos (la mayoría de ellos) los lados opruestos del mostrador. Pero lo bueno, es que se trata del mismo mostrador.

Hasta aquí entonces la primera revolución renovable del Uruguay. O si queremos ponerle un nombre un poco menos radical: la primera transición energética del Uruguay (al menos la primera del Siglo XXI, porque transiciones energéticas ya hubo hace muchas décadas claramente).

Pero vayamos al hoy. Si volvemos a la “foto” actual veremos que la matriz de generación eléctrica es muy renovable (incluyendo basicamente hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa). Ver figura 1.

Sin embargo la matriz primaria ya no luce tan renovable. Ver figura 2.

El transporte es el gran desafío

Claramente, el Uruguay tiene aún un trabajo no menor de ahora en más, para descarbonizar la matriz total. Pero a la vez, una oportunidad (parece obvia esa conclusión pero del dicho a la implementación, hay un gran trecho).
Ese 38% que figura en negro en la gráfica (no es casualidad ese color), aparece en el primero lugar de la libreta de deberes del país, cuando de energía se trata. La primera transición energética no digo que fue fácil pero al menos se basó en cambios a nivel de la generación desembocando en la instalación de no mucho más de dos decenas de grandes plantas generadoras (eólicas, solar fotovoltaicas y en base a biomasa). Pero el desafío ahora es diferente y podríamos resumirlo en pocas palabras: será necesario más bien un “trabajo de hormiga” para descarbonizar ese sector en negro de la gráfica ya que se trata basicamente de la industria y el transporte. Y eso necesita sin dudas, otro tipo de estrategia más desde abajo hacia arriba, es decir, más puerta a puerta.

Ver en la Figura 3 el gráfico donde se muestra el consumo energético (de cualquier tipo) del Uruguay, por sector.

Claramente la Industria y el transporte (en ese orden) son los mayores consumidores de energía del país.

Si uno mira esto apurado corriendo para llegar a tomar un taxi (si es eléctrico, mejor), la conclusión parece ser que lo primero que hay que atacar es la descarbonización de la industria.
Sin embargo, cuando ya estamos subidos al taxi (y aprovechando el silencio del motor eléctrico) y cruzamos esta figura con la de las emisiones por sector y con nuestra conciencia como país al nivel de los compromisos ambientales asumidos, vemos que la cosa ya no están así. Ver Figura 4.

El transporte, es el gran responsable de la emisiones de CO2 en Uruguay. Y con holgura.

Tenemos claramente una necesidad en el corto y mediano plazo de atacar ese sector para independizarlo de los derivados del petróleo no solo por un tema de sustentabilidad, sino, de independencia energética (recordemos que Uruguay no ha extraído ni una gota de petróleo de su territorio hasta el día de hoy).

Si bien algo se ha hecho, la lista de deberes aún es grande y hacia ahí vamos. Algunos hitos han marcado este camino que luce prometedor: incentivos a la compra de vehículos electricos (especialmente utilitarios, taxis y transporte colectivo), descuentos en el impuesto a las ganacias (IRAE), susbidios directos a la compra de vehículos eléctricos, entre otros.

Eso ya se nota en las calles de Montevideo en donde es realmente agradable ver (y no escuchar) pasar a los buses eléctricos (hay algunas decenas de ellos transitando la ciudad) y también los taxis (como el que tomamos hace un rato para poder escribir esto en silencio y sin contaminar).

Iniciativa H2U

Pero las acciones no quedan ahí, hace algunas semanas el Ministerio de Industria, Energía y Minería encabezado por su Ministro, el Ing. Omar Paganini lanzó la iniciativa H2U. Se trata de un llamado a interesados privados para diseñar, instalar y operar una planta piloto de producción de H2 a partir de energía eléctrica de la red (que como vimos más arriba, es casi 100% renovable) durante 10 años y fundamentalmente pensando en aplicarlo al transporte pesado (camiones o buses).

Ver las bases en el siguiente link:
https://www.gub.uy/ministerio-industria-energia-mineria/sites/ministerio-industria-energia-mineria/files/documentos/noticias/Bases_dataroom_Proyecto%20piloto%20H2U%20web.pdf

Descarbonizar la matriz productiva es un deber

Pero es suficiente atacar exclusivamente el transporte cuando tenemos otras actividades aún que generan emisiones de CO2? No deberíamos levantar un poco la mirada y buscar una descarbonización mas general? Luego de la obvia respuesta, lo que sigue es preguntarnos” ¿cómo?

La respuesta parece ser el H2 verde.

Cual es la lógica detrás de esto? Por que Uruguay debe apostar al H2 verde con esta antelación cuando aún parece algo lejano?

Por una simple razón: es necesario comenzar a rodar cuanto antes si queremos realmente eliminar el uso de los combustibles fósiles en la cadena productiva y por sobre todo, si queremos que la segunda transición energétcia se dé cuanto antes. Será una transición seguramente menos drástica pero quizás mucho más profunda (también a nivel mundial).
Es cierto que Uruguay no tiene ni el recurso eólico de la Patagonia Argentina, ni el recurso solar del norte de Chile, pero tiene algunos otros atractivos tales como: seguridad juridica, estabilidad política, reglas claras de largo plazo, índices de corrupción de los mas bajos de América y sobre todo, la voluntad política desde hace muchos años e independiente del color político del gobierno de turno. No descubrimos nada al decir que esto es más que suficiente para mantenerse como destino de inversionistas en general pero en particular del rubro energético y más aún del H2 verde y sus derivados que requieren visiones de muy largo aliento.

Uruguay: uno de los cuatro seleccionados entre más de 100 países

Como si esto fuera poco, Uruguay recibirá 10 millones de dólares de carácter no reintegrable del Fondo Conjunto de las Naciones Unidas para los Objetivos de Desarrollo Sostenibles (ODS), luego que la propuesta presentada por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) fuera una de las cuatro seleccionadas entre 155 iniciativas de más de 100 países. El proyecto consiste en apalancar e implementar acciones que inicien la segunda transición energética nacional. El desarrollo del hidrógeno está específicamente incluido en este proyecto y seguramente será uno de los pilares fundamentales de esta herramienta. Puede verse más infrmación en el siguiente link: https://www.gub.uy/ministerio-industria-energia-mineria/comunicacion/noticias/uruguay-es-4-paises-del-mundo-recibira-financiamiento-del-fondo-conjunto

Y también aquí:
https://www.unido.org/news/innovative-finance-mechanism-support-uruguays-energy-transition-approved-joint-sdg-fund

En lo personal, estoy convencido que el H2 verde será el vector de la descarbonización de la matriz productiva uruguaya pero más estoy convencido que tenemos que trabajar mucho todavía (aunque no me gusta mucho esta expresión pero viene como anillo al dedo) “para que los astros se alineen” ya que somos nosotros que los tenemos que alinear. Por supuesto que el Uruguay parte de una base muy buena para hacerlo como vimos antes: energía eléctrica casi 100% renovable al día de hoy, espacio suficiente para multiplicar muchas veces la potencia renovables instalada, capacidades tecnicas locales suficienes y una imagen política fronteras afuera que es muy buena desde hace muchas décadas. Solo depende de nosotros.

Allá vamos!!

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El gobierno ajusta detalles del proyecto promoción de inversiones hidrocarburíferas

Si el precio internacional del petróleo se mantiene relativamente estable en torno a los valores actuales (U$ 70 el barril Brent),  YPF,  principal petrolera del país, confía en poder cumplir con su compromiso de no volver a subir en el resto del año los precios de los combustibles que produce y comercializa en el mercado local, donde tiene una participación no inferior al 55 por ciento.

Respaldada en los ingresos por ventas de naftas y gasoils, también confía en poder ejecutar sus planes de inversión 2021/2022 para incrementar su producción de hidrocarburos en yacimientos convencionales y no convencionales.

Ello en el marco de la esperada Ley de Promoción de Inversiones públicas y privadas diseñada por el gobierno para el desarrollo de los recursos de petróleo y gas en  todas las cuencas del país.

Desde el ámbito oficial se indicó que el proyecto está a punto de ser girado por el gobierno al  Congreso de la Nación, y el presidente de YPF, Pablo González,   espera que sea aprobado prontamente.

Además, en lo específico del gas natural, el ministerio de Economía detalló que “en relación a la política energética, se destinaron $ 36.000 millones a la Secretaría de Energía (provenientes del  “Aporte Solidario” dispuesto por Ley para grandes fortunas)  para programas y proyectos a cargo de IEASA. “La firma viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF, en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución“, en el marco del Plan Gas Ar.

Al describir la situación de esta industria, y en particular en el marco de la Pandemia (Covid-19) Gonzalez refirió en declaraciones periodísticas que “en el 2020 la demanda de combustibles cayó hasta  75 % y provocó un parada de inversiones y también un quebranto en YPF de 71 mil millones de pesos, que complicó las inversiones previstas para el primer trimestre del 2021”.

Durante varios meses se trabajó (con la secretaría de Energía)  en un proyecto de promoción de actividades hidrocarburíferas  para alentar inversiones en el sector. El proyecto fue revisado por el ministerio de Economía, y ya está a consideración del Presidente Alberto Fernnandez, para su remisión al Parlamento.

 El directivo dijo tener un “moderado optimismo” en que el sector pueda desarrollar su actividad a pesar del contexto de pandemia, considerando además que “se acaba de alcanzar un importante acuerdo salarial y operativo-laboral con los sindicatos (de base y jerárquicos) hasta mediados de  2022.

 “Esperamos poder recuperar producción, principalmente en el Golfo San Jorge, considerando que el  70 % de la matriz productiva de YPF es todavía Convencional,  y también avanzar con el desarrollo de nuestra producción No Convencional”, refirió.

Ejes del proyecto

Dará ventajas comparativas para que las empresas inviertan.  Los aspectos del proyecto ya habrían sido puestos a la consideración de las petroleras privadas, que optaron por el bajo perfil.

Habrá dos tipos de incentivos:  por el incremental de producción,  y para proyectos específicos de producción que presenten las empresas al Poder Ejecutivo.

El monto de inversión mínima exigida para acceder a la promoción será más bajo en el Convencional.  Aproximadamente la mitad del monto aplicado al No Convencional, que sería de U$ 300 millones.

Se premiará el almacenamiento subterráneo de gas natural  (permite retener los excedentes de producción del  verano) para su uso en invierno y reducir así la importación de GNL y la salida de divisas.

Las empresas productoras tendrán la posibilidad de acceder al mercado de cambio y a la exportación de excedentes.

Se alentará el desarrollo de proveedores locales (Pymes) .

El proyecto de ley garantiza más producción local, con lo cual los protege de que se trasladen los precios internacionales al bolsillo de la gente.

Acerca de los combustibles         

Mientras tanto, el barril del crudo Brent está entre 69 y 70 dólares, que es el precio de referencia que tienen las empresas petroleras en Argentina.

En declaraciones periodísticas González describió que  “a ese precio en la Argentina debería comercializarse la nafta a 1,40 dólar el litro, con un aumento de 40 por ciento, algo que no queremos . Por eso asumimos el compromiso de aumentar tres veces hasta fin de año (marzo-abril-mayo)  totalizando 28,1%, es decir por debajo de la inflación prevista en el Presupuesto” (29%).

El Directivo refirió que  “YPF  vende  el 55 % del combustible que se consume en la Argentina, y por el resto la mayoría de las empresas tienen que importar crudo.  Ante la imposibilidad fáctica de trasladar ese aumento lineal al surtidor surgió la alternativa de un acuerdo de comercialización entre refinadoras y comercializadoras para sostener un precio interno de 55 dólares para el barril”.

Para ello YPF buscará vender un poco más a las refinadoras,  y habrá ventajas comparativas a nivel impositivo, con prórroga del Impuesto a los Combustibles Líquidos. Que acaba de disponerse  hasta el inicio de diciembre, también pensando en desalentar la inflación.

Transición

En otro orden, y acerca de las perspectivas de YPF en la transición energética, González destacó los proyectos desarrollados en  energías renovables a través de YPF Luz, en particular los eólicos (por caso Manantiales Behr) , “y ahora hemos creado YPF Litio, un tema que hemos conversado con los gobernadores” de las provincias que alojan ese recurso.

“Hay que ir preparándose para acomodar la industria a este tipo de energías, tener una visión de mediano y largo plazo, pero ahora lo prioritario es el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos”, remarcó.

SM

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Restringen el gas a un 25% de las industrias porque la oferta no se recupera y por la lenta respuesta oficial

El sistema de gas natural funciona al límite desde hace varias semanas porque la oferta continúa sin recuperarse. Distintas fuentes consultadas por EconoJournal estimaron que el faltante para industrias se acerca hoy los 7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), lo que representa un 25% de la demanda total del sector. Este déficit, combinado con la falta de reacción oficial para operar como proveedor de última instancia a través de IEASA, forzó este martes a algunas comercializadoras a tener que cortar a cero su consumo de gas en industrias y grandes establecimientos.

Déficit de la oferta

La caída en la oferta de gas, que complicó el abastecimiento durante mayo, obedece a varios factores:

1) las petroleras no logran recuperar los niveles de producción por el impacto del paro de actividades en Neuquén durante casi todo abril;

2) los conflictos gremiales que complicaron la logística de combustibles líquidos y de LNG;

3) las paradas de mantenimientos y dificultades inesperadas (ayer, por caso, hubo menos inyección desde Cañadón Alfa por un problema en una planta).

La expectativa del gobierno era que desde junio se ordene el sistema a partir del reingreso de la terminal de regasificación de LNG en el puerto de Bahía Blanca. Sin embargo, las complicaciones siguen palpables en la superficie del sistema.

Albanesi, la mayor comercializadora de gas, envió ayer una nota a sus clientes solicitándoles que a partir de hoy (2 de junio) corten a cero su consumo de gas en industrias y grandes establecimientos. Con bemoles, otras comercializadoras tomaron la misma decisión. Las empresas vienen advirtiendo desde hace semanas a distintas carteras del gobierno —Secretaría de Energía, IEASA (ex Enarsa) y el Enargas— acerca de la faltante de gas en el sistema para cumplir sus contratos de abastecimiento.

“En este contexto, esta comercializadora no tiene otro remedio que informar que, pese a nuestros esfuerzos, no tenemos otra solución más que invocar el agravamiento del evento de fuerza mayor, por razones ajenas a RGA (Albanesi), en los términos y con los efectos del artículo 1.730 subsiguientes y concordantes del Código Civil y Comercial. En consecuencia, toda vez que el sistema persiste en la faltante de gas natural, les requerimos la reducción de la cantidad nominada diaria a rampa 0 (cero) a partir del día 2/6. Tener presente que cualquier autorización de consumo debe ser canalizado con la distribuidora zonal”, describe la carta enviada por la comercializadora.

El problema es que, como el mercado está tan corto, Albanesi y otras empresas no logran conseguir gas local para direccionar hacia sus clientes. La alternativa es que IEASA revenda a las comercializadoras o directamente a las industrias parte del gas importado desde Bolivia y del LNG regasificado desde Bahía Blanca y Escobar. En las últimas dos semanas hubo gestiones para comprarle gas a IEASA a US$ 6,20 por MMBTU, que es el equivalente al precio de importación desde Bolivia. También se comunicó el problema al Enargas y a la cartera que dirige Darío Martínez, pero hasta el momento no hubo cambios en el escenario.

Cambio de paradigma

“Es cierto que hubo un error comercial de Albanesi de vender gas sin tener asegurado el abastecimiento físico. De ahí los desbalances en los que viene incurriendo. Pero de fondo hay un problema estructural vinculado a cómo se garantiza el despacho de gas para industrias y grandes usuarios”, analizaron desde una petrolera.

Este año se registró un cambio importante en la forma en que se opera el sistema de gas. En los últimos 20 años quien modulaba en última instancia el mercado era Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico. Eso quiere decir que, cuando había poco gas en el sistema, Cammesa cortaba su despacho del fluido y lo reemplazaba por combustibles alternativos (fuel oil y gasoil). Por eso Cammesa llegó a consumir 4 millones de toneladas de líquidos durante un año.

A partir de la puesta en marcha del Plan Gas Ar, en enero de 2021, esa dinámica cambió. Cammesa y las distribuidoras contractualizaron su demanda de gas y quien termina modulando el consumo es el sector industrial. En consecuencia, cuando hay poco gas en el mercado, ya no sólo se le pide a Cammesa que reduzca su consumo (lo termina haciendo, pero mucho menos que antes), sino que se pide a las industrias —o a las comercializadoras que están a cargo de esos contratos— que restrinjan su demanda. Para los observadores externos del mercado puede parecer un cambio menor, pero -en los hechos- termina afectando severamente el funcionamiento de un mercado de gas que está corto con una oferta local justa y que viene de sufrir la peor caída de producción en 70 años.

¿Qué es lo que debería terminar pasando? IEASA, que es quien maneja el gas importado, debería consolidarse como proveedor de última instancia. Debería tomar los contratos que no pueden cumplir las comercializadoras (por falta de respaldo físico) y revenderles gas. El riesgo de esa situación es que el precio spot del gas termine subiendo fuertemente.

“Es un lindo ejercicio intelectual saber cómo termina reaccionando el mercado a lo que pasa hoy. Porque frente al default de tantos contratos se puede terminar generando un efecto Puerta 12 que lleve el precio a niveles muy altos, por encima de 10 dólares”, analizó el presidente de una gran industria que hoy debió cortar su demanda. Sobre todo, porque los combustibles líquidos también escasean. No hay fuel oil en el mercado local para reemplazar la oferta de gas.

Algunos traders están evaluando importar cargamentos de ese combustible para abastecer a la industria, pero la logística es precaria y va a demandar tiempo. Por eso, lo lógico sería que en algún momento algún funcionario del gobierno termine tomando el tema para buscar una solución. “En épocas de Pronsato (ex interventor del Enargas), esto se resolvía en dos horas. El sistema está justo pero no hay necesidad de dejar sin gas a la industria porque hay gas físico para ordenar el mercado. El problema es que ninguna dependencia del Ejecutivo quiere hacerse cargo y ordenar un esquema de gas de IEASA hacia industrias”, concluyó un director de gas de una petrolera.

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El Brent superó los 70 dólares tras casi 2 años

Este tipo de petróleo es una referencia para la industria de hidrocarburos en la Argentina, y alcanzó dicha cifra por barril, esto ocurre por primera vez desde octubre de 2019. Luego de la reunión del cartel OPEP+ donde decidieron aumentar su producción para lograr una rápida recuperación de la demanda. El barril de la variedad WTI ganó 2,5% y cerró en 68 por unidad mientras que el tipo Brent subió 1,8% para terminar vendiéndose en 70,50 dólares. Los precios en Nueva York subieron luego de que los miembros de la alianza OPEP+ emitieran notas optimistas sobre el repunte del consumo […]

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Vaca Muerta y un nuevo récord

Con 1079 punciones se alcanzó un nuevo límite en la comarca petrolera de la provincia. Esto es una buena noticia para las autoridades después de los cortes de ruta por el conflicto de Salud que tiraron por el piso la producción petrolera nacional. YPF fue la empresa más activa en la región El conflicto de Salud y el bloqueo de rutas y caminos generó preocupación por la realidad de Vaca Muerta y encendió alarmas de autoridades provinciales. Es que el perjudicó notablemente la actividad de los yacimientos estatales. No obstante, logró recomponerse y alcanzar un récord al superar las 1.000 […]

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La guerra de las tarifas terminó y Guzmán capitula en silencio

Por Esteban Rafele escritor y periodista político El Presidente confirmó que no habrá más incrementos este año. La cuenta de subsidios, por ahora, se compensa con ajustes en salarios y jubilaciones. “Si hubiera seguido lo que indicaba la normativa en materia de regulación tarifaria que dejó vigente el gobierno anterior, tendríamos que haber aumentado 180% la tarifa de electricidad y 160% la de gas. Y ese 160% de gas se convirtió en 6% y ese 180% se convirtió en 9%. Lo hicimos porque sabemos que han hecho un enorme esfuerzo y no podemos pedirles más”. Este martes a mediodía, el […]

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YPF Luz se reunió con el gobierno en pos de analizar obras energéticas

Funcionarios del Gabinete Provincial mantuvieron una reunión virtual con autoridades de YPF Luz. Los ministros Ignacio Perincioli y Silvina Córdoba, junto al presidente del Instituto de Energía, Matías Kalmus, hablaron de la obra del Parque Eólico de Cañadón León, la línea de alta tensión de zona norte y el interés en el hidrógeno. El encuentro tuvo como objetivo conocer el estado de las obras que la compañía lleva adelante en la provincia. Además, dialogaron sobre la posibilidad de avanzar en la producción de hidrógeno y las proyecciones y posibilidades que tiene Santa Cruz en ese camino. La ministra de la […]

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YPFB consolida contrato con MTGás de Brasil para comercialización de gas natural

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Mato-grossense de Gas (MTGás, Brasil), suscribieron un “contrato en firme” para la comercialización de gas natural desde el 1 de enero de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2026, en acto desarrollado hoy en instalaciones del Distrito Comercial Oriente. Los volúmenes de suministro de gas natural rondarán entre los 133 y los 215 Mmcd (miles de metros cúbicos día). De la firma de este contrato participaron los presidentes de ambas empresas, Wilson Zelaya por YPFB y Rafael Silva Reis por MTGás, este último, acompañado por el Gobernador del Estado de Mato […]

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Santa Fe: Conflicto gremial y bloqueo de salida combustibles del puerto

La Federación Argentina de Petroleros, Gas y Biocombustibles y  las empresas de refinería de combustible pelean por “La falta de una propuesta que responda al justo requerimiento de los trabajadores del sector: una recomposición salarial que acompañe el proceso inflacionario y resguarde el poder de compra de nuestros compañeros. Los empresarios pretenden congelar la pauta salarial sin aplicar ninguna modificación en todo el 2021″  reza en un comunicado la Federación Argentina de Petroleros, Gas y Biocombustibles.  Desde el Sindicato de Petroleros Privado de Gas y Biocombustible se impidió la salida de camiones desde el depósito de la empresa Raizen (exShell). […]

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La provincia realizará una inspección interna en el gasoducto entrerriano

Con fondos de la Compañía Entrerriana de Gas (CEGSA), la provincia ejecutará una inspección interna al gasoducto, una práctica que hace a la administración responsable para garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad y demandará una inversión de 150 millones de pesos. El 10 de mayo pasado, a través del portal de compras de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN), se realizó la Apertura de las Ofertas Técnicas del Concurso para la ejecución de los trabajos de Inspección Interna, “pipping”, en el Gasoducto Entrerriano propiedad de la Compañía Entrerriana de Gas (CEGSA). Se trata de tareas que se […]

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Santa Cruz: Intendente de Caleta Olivia Fernando Cotillo destacó la visita de Luque y el lineamiento de trabajo de la Cuenca del Golfo San Jorge

En primera instancia, ambos Jefes Comunales puntualizaron que se debe comenzar con la obra de la doble trocha que se ejecutará sobre la ruta nacional N° 3, en el tramo que une a las ciudades de Caleta Olivia y Comodoro Rivadavia. Esta mañana, fue inaugurado el Laboratorio Molecular de Caleta Olivia y el intendente Cotillo, recibió el acompañamiento del jefe de gabinete Leonardo Álvarez; del intendente de Comodoro Rivadavia Juan Pablo Luque, y del diputado de la Provincia de Chubut, Juan Pais, donde no solamente elogiaron esta importante obra, sino que también dialogaron sobre el trabajo conjunto que están desarrollando […]

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EEUU: Cancelará alquileres de tierras para explotar petróleo y gas en reserva de Alaska

Joe Biden y su administración anunciaron la suspensión de una serie de arrendamientos de tierras para explotación de petróleo y gas en el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico de Alaska, anulando uno de los actos ambientales más importantes del expresidente Donald Trump durante sus últimos días en el cargo este 2021. La decisión del Departamento del Interior podría desencadenar una batalla legal importante, ya que apunta a deshacer casi una docena de contratos de arrendamiento de perforaciones de petróleo y gas en el corazón de una extensión prístina en Alaska por la que demócratas y republicanos han luchado […]

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Las emisiones de GEI de los reservorios de agua del mundo son alrededor de un 29% más altas de lo estimado

Según un nuevo estudio, gran parte del aumento en las emisiones proviene de la desgasificación de metano previamente no contada es un proceso en el que el metano pasa a través de una presa y burbujea río abajo. La investigación fue realizada por Global Biogeochemical Cycles por científicos de la Universidad Estatal de Washington y la Universidad de Quebec en Montreal. Los investigadores encontraron que las reservas de agua del mundo producen anualmente metano, dióxido de carbono y otros gases de efecto invernadero en una cantidad aproximadamente equivalente a 1,07 gigatoneladas de dióxido de carbono. Aunque la cantidad es pequeña […]

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Bernal sorprendió al negar que vayan a aumentar los subsidios al sector del gas durante este año

El interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, sorprendió en una entrevista radial al asegurar que la suba de solo 6% en las tarifas de gas no tendrá como contracara un crecimiento de los subsidios. El funcionario primero dijo que el atraso tarifario no impactará en mayores subsidios para los segmentos de transporte y distribución, desentendiéndose del precio del gas en boca de pozo, pero cuando le preguntaron explícitamente si iba a haber un aumento de subsidios para el sector en su conjunto también lo negó. Además, aseguró que no pudieron avanzar con la segmentación porque desde marzo del año pasado en el ente estuvieron abocados a las auditorías y la revisión tarifaria.

La polémica en torno al nivel de subsidios provocó duros enfrentamientos al interior del propio gobierno. De hecho, en los últimos 2 años la partida destinada a subsidios energéticos trepó un 230% debido al congelamiento tarifario. En una entrevista que le realizaron el martes en Radio con Vos le citaron esa cifra, pero el bioquímico insistió llamativamente con que no habrá un aumento de subsidios.

Tarifas y subsidios

-El año pasado la inflación fue del 36% y este año vamos a una inflación de entre 40% y 50%, según cómo evolucionen los próximos meses. ¿Es razonable que una empresa aumente las tarifas en esos dos años un 6%? ¿Eso no la pone en problemas de funcionamiento serios? –le preguntó Tenembaum al interventor de Enargas en el programa “¿Y ahora quién podrá ayudarnos?”

-No, de ninguna manera. Se suscribieron actas acuerdos con las distribuidoras y el servicio público se va a seguir prestando en condiciones de confiabilidad, seguridad absoluta. No va a estar en riesgo el servicio público. Y en cuanto a la razonabilidad, el marco regulatorio y la Constitución Nacional son muy claros en cuanto a que la razonabilidad y la justicia debe ser tarifaria. La gente tiene que poder pagar el servicio público.

-Vos decís que esto es muy bueno para la gente porque va a poder pagar el servicio. Si, es baratísimo el aumento, pero me estás subsidiando a mí que no lo necesito.

-Esta actualización promedio del 6% no implica más subsidios. No se va a subsidiar más el transporte y la distribución. Esta actualización del 6%, que para el 40% de los usuarios va a significar que pague aproximadamente 30 o 40 pesos más por mes a partir de julio-agosto, implica cero subsidios más para transporte y distribución.

En ese momento, el columnista Jairo Straccia le detalló a Bernal cómo evolucionaron los subsidios en el último año y en comparación con 2019.

-Si vos ves las cuentas públicas que se publicaron la semana pasada, el ítem de subsidios energéticos aumentó 51% en el último año y si comparás contra el mismo mes de 2019 aumentó 230%, ¿eso es sostenible o no? –le preguntó Straccia.

-Venimos de 4 años de una tarifa impagable. El ciudadano de a pie quiere tener un servicio público y durante los últimos 4 años no tuvo servicio público, no lo pudo pagar al servicio público de gas por redes. Entonces yo le quiero hablar a los oyentes y las oyentas (sic) ciudadanos de a pie, no a los empresarios accionistas de empresas, que por otra parte no se van a fundir, como no se fundieron ni durante la gestión de Macri ni durante la gestión anterior. Yo le hablo a los usuarios y usuarias porque acá me puso el presidente para defender los intereses y los derechos de esos usuarios y usuarias y les digo, la pesadilla tarifaria del gobierno anterior se terminó. (…) El análisis de subsidio si o subsidio no y todo el análisis que ustedes están haciendo ustedes, puramente economicista, no está contemplando que esto es un servicio público.

La conversación continuó hasta que en un momento Tenembaum le volvió a preguntar si los subsidios iban o no a crecer, tomando en consideración no solo los segmentos de transporte y distribución sino también el precio del gas en boca de pozo. Bernal primero intentó eludir la pregunta y luego, contra toda la evidencia disponible, negó que vaya a haber aumentos

-Todo el tiempo hiciste hincapié en que en transporte y distribución no va a haber aumento de subsidios y tal vez sea así, pero termina habiendo subsidios en otra parte de la producción de gas, que es en el gas en boca de pozo. Vos decís: “En mi partecita no hay”, pero sigue habiendo subsidios muy amplios que van creciendo como una bola de nieve y que generan un problema. Es lo mismo que si hubiera subsidios a transporte y distribución. Es lo mismo. Finalmente hay subsidios que aumentan. ¿No es así?

-No te entendí la pregunta.

-La producción de gas tiene un costo que no solo es el costo de transporte y distribución sino también en el pozo.

-Si, la producción de gas en parte está subsidiada.

-¿Y no van aumentando los subsidios con estas tarifas?

-El precio del gas hoy por hoy está congelado. Es una decisión que ha tomado el presidente de la Nación.

-Perfecto, ¿van aumentando los subsidios o no van aumentando los subsidios?

-No, los subsidios están en el Presupuesto. Están contemplados por el ministro de Economía. Por eso el precio del gas está congelado. Es una decisión que ha tomado el presidente de la Nación.

-Muy bien. Hagamos así: en un año vamos a entrevistarte de vuelta. El 1 de junio del año que viene hablemos de nuevo y vemos si aumentó o no la cantidad de subsidios en la producción de gas completa, no solo en transporte y distribución. ¿Te parece?

-Sí.

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-¿Tan difícil es segmentar? Se lo pregunto porque quizás lo es y estamos hablando de un trabajo ciclópeo. –le preguntaron a Bernal.

-Es un trabajo complejo. Hay que actualizar, hay que modernizar bases de datos. Estamos bastante avanzados en eso. Luego hay algo que es muy importante que viene de años y décadas. Hay que vincular al usuario con el titular del servicio público porque uno puede estar alquilando el hogar y el servicio público está a nombre de otro.

-Está bien, Federico, pero, ¿un año y medio para eso? El hombre llegó a la luna, descubrió en un año la vacuna contra el coronavirus, ver cómo hacer para establecer quién merece ser subsidiado y quién no, no parece un trabajo tan importante.

-El año pasado fue un año muy particular en el que los entes reguladores estuvieron abocados a la auditoría y la revisión. No empezamos hace un año y medio esta tarea.

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Estas son las propuestas de los candidatos sobre energías limpias renovables para las elecciones federales

El Proceso Electoral Federal 2020-2021 de México se llevará a cabo el próximo domingo 6 de junio y se elegirán quinientos diputados federales al Congreso de la Unión y, en simultáneo, se realizarán las respectivas elecciones estatales.

En los comicios habrá dos coaliciones y cuatro partidos, y la mayoría tiene en su agenda propuestas destinadas a las energías limpias y renovables, además del objetivo para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

¿Qué partidos proponen medidas en materia de energías limpias y renovables? 

Partido Acción Nacional (PAN) – Tiene la mira puesta en dar cumplimiento a la Ley de Transición Energética, la generación y comercialización de energías limpias, disminuyendo el uso del carbón y combustibles fósiles en la matriz.

Entre las medidas pensadas, pretende establecer impuestos al uso de combustóleos y a la emisión de GEI por parte de las empresas, públicas o privadas. Y disponer incentivos fiscales para  las empresas que sustituyan el uso de combustibles fósiles por energías limpias.

Además buscará promover reformas al marco legal que permitan que las empresas privadas puedan generar electricidad y venderla directamente a los usuarios sin la intermediación de la Comisión Federal de Electricidad.

Partido Revolucionario Institucional (PRI) – Consolidar la reforma energética para impulsar la inversión de energías sostenibles. Y una de las herramientas propuestas se da a través de incentivos fiscales y presupuestos para la utilización de energías limpias y renovables. 

Partido de la Revolución Democrática (PRD) – Uno de los proyectos que posee este partido político es un impuesto destinado a la inversión productiva estratégica, entre ellas las energías renovables y la protección del medio ambiente. El monto será el 0.5% de las ganancias para aquellos intercambios de acciones que se realizan en la Bolsa Mexicana de Valores y entre los bancos. 

Otro objetivo es el impulso de las políticas públicas para que México transite en el mediano y largo plazo al uso de hasta 70% del total de energías limpias para el 2050. Además dentro del documento público presentado menciona que se deberán revisar concesiones y subastas de largo plazo de producción de energías alternativas bajo la lógica de justicia económica y social.

Partido Verde Ecologista de México (PVEM) – Hay varios puntos a destacar en este caso. Una de sus temas es remover los obstáculos que poseen Estados y municipios para acceder a créditos favorables destinados a la inversión en infraestructura verde sustentable.

Bajo esa misma línea, busca promover y certificar programas para la generación renovable en las dependencias y entidades de la administración pública federal. 

A la vez propone impulsar el autoconsumo con fuentes renovables ¿De qué manera? A través de cooperativas eléctricas en zonas alejadas de las redes, desarrollo de almacenamiento de energía, medidas regulatorias para el uso de inversores fotovoltaicos con almacenamiento integrado en hogares y PyMES. 

Y dentro del programa también incluye la aplicación de incentivos fiscales para la adquisición y uso de sistemas de energías renovables para el hogar y pequeños negocios.

Movimiento Regeneración Nacional (MORENA) – El partido que hoy en día gobierna en México y tiene mayoría en el Poder Legislativo hace mención del impulso del progreso sostenible mediante incorporación de poblaciones y comunidades a la producción de energía con fuentes renovables. 

Movimiento Ciudadano (MC) – Al igual que otros bloques políticos, Movimiento Ciudadano alude a nuevos esquemas de estímulos fiscales y de planeación estratégica que sirvan para detonar la competitividad energética del país y disminuir los costos de la energía.

Redes Sociales Progresistas (RSP) – Una de sus metas es promocionar la competencia de los mercados garantizando la participación del sector privado en diferentes áreas, y una de ellas corresponde a las energías renovables y limpias. También tiene como meta la inversión pública y privada en las energías renovables como la eólica, geotérmica y solar para que se incremente su participación en la matriz de energía primaria y su consumo final.

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Más renovables: Colombia avanza con nuevas licitaciones de redes de transmisión eléctrica

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó pre-pliegos licitatorios para la selección de un inversionista y un interventor para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Subestación Carreto 500 kV (ver en línea).

El proyecto comprende el desarrollo de la Subestación Carreto 500 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 500 kV, a ubicarse en inmediaciones del municipio de San Juan Nepomuceno en el departamento de Bolívar.

Además, la construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 500 kV con una longitud aproximada de 1 km desde la nueva subestación Carreto 500 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Chinú – Sabanalarga 500 kV, para reconfigurarla en Chinú – Carreto –Sabanalarga 500 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Según el pre-pliego, la obra, comprendida dentro del “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033” debería estar construido “a más tardar el 30 de septiembre de 2024”.

En efecto, se espera que en las próximas semanas la UPME brinde detalles de la construcción y puesta en marcha de la Subestación Carreto.

Pacifico, una obra que avanza

Por otra parte, ayer la UPME celebró un nuevo hito de la subasta para la selección de un inversionista abocado al diseño, adquisición de suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

A través de la Plataforma Tecnológica de la UPME, se celebró la entrega de ofertas para la obra de transmisión eléctrica.

De la convocatoria están participando Interconexion Electrica (ISA), Celsia y Grupo Energía Bogotá como empresas competidoras a quedarse con el proyecto.

Se espera que en los próximos días el comité evaluador analice tanto las ofertas técnicas como económicas de las compañías y que, luego de ese proceso, se dé a conocer a un ganador.

De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Características la Subestación Pacífico

Según lo fijado en la convocatoria, la nueva subestación Pacifico 230 kV deberá tener las siguientes características:

i. Configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción del municipio de Buenaventura en el departamento de Valle del Cauca.

ii. Una línea en doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 74 km, desde la nueva Subestación Pacifico 230 kV, hasta la Subestación San Marcos 230 kV.

iii. Dos bahías de línea a 230 kV en la Subestación San Marcos 230 kV.

“Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos”, advierten desde la UPME.

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Por qué el hidrógeno verde «más barato del mundo» en Chile depende del Impuesto Verde

Ayer, en el evento denominado “Los Nuevos Desafíos de las ERNC en un Sistema Eléctrico Bajo en Emisiones”, Ana Lía Rojas, directora de la compañía que brinda asesoría energética EnerConnex, invitó a que se tenga una profunda discusión sobre la efectividad del Impuesto Verde.

Este gravamen aplica sobre aquellos que generen 100 o más toneladas anuales de material particulado (MP), o 25.000 o más toneladas anuales de dióxido de carbono (CO2. Pero el impuesto es de 5 dólares la tonelada de CO2 equivalente.

Para Rojas ese cargo es “inefectivo” para promover una disminución de las fuentes de energía contaminantes en Chile. El concepto fue compartido por el resto de los integrantes del panel.

“Tenemos un Impuesto Verde de un valor sumamente discreto y no lo tenemos incorporado al costo variable del despacho del sistema eléctrico, cuestión que hace que difícilmente esto opere como un desincentivo para encarecer a aquellas tecnologías con emisiones”, observó Rojas al tiempo que solicitó: “La herramienta tiene que ser perfeccionada”.

Y, en ese sentido, la especialista señaló que si bien hay un interesante debate en Chile de cómo llegar a producir el hidrógeno verde más barato del mundo al 2030, el hecho de que no haya impuestos que acompañen la medida complica el arribo a la meta.

“Hay un consenso transversal de que sin un Impuesto Verde efectivo al desincentivo de las fuentes tecnológicas emitentes en el sistema eléctrico, el hidrógeno verde no va a tener cabida porque no se hará competitivo, primero, frente al hidrógeno gris (producido con gas)”, indicó Rojas, al tiempo que precisó que ese fluido hoy cuesta entre 1 y 2 dólares el kilo.

Buenas perspectivas, que requieren ajustes

Antes de la intervención de Rojas, Darío Morales, Director de Estudios de ACERA, hizo un repaso del crecimiento de las renovables no convencionales dentro de la matriz de Chile, aclarando que este año será “excepcional” en esa expansión.

“En los primeros 4 meses del año se instalaron más de 1.500 MW de potencia renovable adicional a lo que había”, destacó, al tiempo que precisó que entre 4 y 5 mil MW nuevos estarán ingresando en operaciones en los próximos 24 meses.

Explicó que ese crecimiento estará acompaña de un fuerte aumento en la demanda eléctrica, sobre todo estimulada por la producción de hidrógeno verde.

Morales detalló que el transporte de carga reemplazará el consumo de diésel en el 85% del parque vehicular de esta categoría, equivalente al 20% del consumo energético del área para 2030, 50% para 2040 y 70% para 2050.

En cuanto a los usos motrices en el sector industrial y minero, se reemplazará el uso motores diésel, alcanzando el 2% del consumo energético de esta área para el 2030, 10% para el 2040 y 20% para 2050.

Asimsimo, señaló que el reemplazo parcial del gas natural por hidrógeno verde requerirá un 5% más de producción de energía para 2040 y 7% más para 2050.

Esto imprime desafíos regulatorios, advirtió Morales. Por un lado, organizar el mercado de la energía. Los costos variables 0 de renovables o muy bajos necesitaría repensar cómo se transa la energía en el corto, mediano y largo plazo, indicó.

Como segundo elemento, puntualizó sobre cómo perfeccionar la remuneración de la capacidad de las centrales renovables, “teniendo en cuenta que, al contrario de lo que se pensaba hace mucho tiempo, las centrales renovables sí aportan confiabilidad de suministro, lo que sucede es que hay que estimarlas de una manera distinta a lo cual la regulación no está preparada para eso”.

Como tercer elemento regulatorio, sostuvo, hay que profundizar y mejorar el mercado de servicios complementarios. “En el fondo esto permite mantener un balance de cortísimo plazo entre la generación y la demanda. Cuando tenemos fuentes variables como la eólica y la solar es absolutamente necesario que el sistema provea toda la energía necesaria para mantener este balance de demanda”, indicó el Director de Estudios de ACERA.

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Adelanto: cuáles son los ejes del proyecto de Ley de Hidrocarburos y qué puntos aún no están definidos

El presidente de YPF, Pablo González, adelantó el viernes que el proyecto de ley de Hidrocarburos “está listo” y que incluso podría ingresarse formalmente en el Congreso el viernes de esta semana. La iniciativa fue delineada solo por el ministro de Economía, Martín Guzmán, la conducción de YPF y lateralmente el secretario de Energía, Darío Martínez. A diferencia de lo ocurrido en 2014, cuando se discutió con empresas y gobernadores la Ley 27.007 que creó la figura de la concesión no convencional de hidrocarburos para empujar el desarrollo de Vaca Muerta, en esta ocasión se optó por un mayor hermetismo y aspectos clave del proyecto aún no están del todo definidos.

Ni los gobernadores que integran la Ofephi, la organización de provincias petroleras, ni las grandes petroleras locales —como Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, del grupo Techint, Pluspetrol o CGC, de Corporación América— tuvieron acceso al texto específico que se discute puertas adentro del gobierno. Sí existió una primera ronda de contacto con las empresas en las que el viceministro de Economía Fernando Morra y el director de YPF Demian Pañigo presentaron los ejes centrales y los objetivos de la ley, pero fue un intercambio general que no ahondó en detalles.

Cuando se discutió la Ley 27.007 durante el segundo gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, colaboradores del entonces ministro Axel Kicillof y directivos de la YPF que presidía Miguel Galuccio habían negociado con mandatarios petroleros como Jorge Sapag (Neuquén) y Martín Buzzi (Chubut) el cuerpo central del proyecto antes de que ingrese a Diputados. También se contaba con el aval de los principales jugadores de la industria. Esta vez se eligió un diseño legislativo diferente, a priori más riesgoso.

“El proyecto de Ley está casi listo, pero el debate fino se dará en el Congreso”, explicó a EconoJournal una fuente que participa de la redacción de la norma. En esa clave —admitió—, hay algunos puntos clave que estarán sujetos a cambios y modificaciones.

La iniciativa fue presentada por el presidente de YPF como una herramienta para lograr un desarrollo integral de la industria hidrocarburífera. Desde la torre de Puerto Madero se puntualizó que la iniciativa apunta a lograr inversiones en yacimientos convencionales, proyectos de recuperación terciaria y campos maduros como los que pueblan Chubut y Santa Cruz, la provincia en la que se quiere posicionar Pablo González como candidato a gobernador en 2023. «La gran oportunidad está en Vaca Muerta, pero el proyecto no está acotado a los campos no convencionales, no es la Ley de Vaca Muerta como planteaba (Guillermo) Nielsen, sino que ofrece una perspectiva de promoción para todo tipo de yacimientos«, explicaron allegados a la petrolera. Al margen del paquete de incentivos que incluirá la norma, el proyecto de Ley también es relevante para YPF porque contendrá un apartado con ventajas impositivas importantes ligadas a mejorar la situación fiscal de la petrolera.

Precios en el mercado interno

Un punto estratégico —tal vez el más importante— que aún no está precisado es si la Ley incluirá o no un mecanismo para determinar los precios del petróleo en el mercado interno, tal como adelantó este medio en marzo. Esa fue, en un principio, la intención de Darío Martínez y también de los colaboradores de Guzmán, que elaboraron un esquema estabilizador con amortiguadores —en la práctica, una fórmula polinómica con dos palancas: retenciones móviles e impuestos a los combustibles como principales palancas— que establecía cómo debía comportarse el precio local del crudo en función de la evolución de la cotización internacional del barril y frente a saltos en el tipo de cambio. Sin embargo, esa solución heterodoxa configurada por Pañigo y Morra no terminó de convencer a las empresas petroleras consultadas.

El riesgo de fallar en ese apartado es muy alto. El petróleo es el commodity, vale lo mismo en todo el mundo. Por eso, las multinacionales se oponen a que los Estados alteren ese precepto general. Las empresas pueden aceptar que se apliquen retenciones frente a determinado nivel de precios, pero son críticas de fijar un tope por Ley del precio doméstico del crudo. Después de la ronda con petroleras, la intención de establecer un mecanismo para desdoblar el precio del petróleo perdió fuerza. Pero no está descartada.

“Tampoco podemos estar estableciendo barriles criollos cada vez que el precio internacional se dispare. La discusión está abierta”, explicó una fuente encumbrada del gobierno. Es un tema central. Si bien aún no fueron invitadas a la mesa de negociación, algunas provincias petroleras contrataron a un consultor especializado en pricing de petróleo para elaborar su propio mecanismo estabilizador de precios en el mercado interno. Los resultados de ese trabajo se los hicieron llegar a YPF.

La pregunta subyacente es: ¿Se puede otorgar previsibilidad en materia de precios de los combustibles en una economía en la que, desde 2014 a la fecha, los precios se mueven todos los años al menos un 30%? ¿Es posible neutralizar con algún instrumento regulatorio ese efecto distorsivo que se da por inflación y devaluaciones recurrentes?

Riesgo alto

“Los técnicos del gobierno creen que sí, pero si lo que queda escrito en la Ley sale mal, los riesgos de dejar los dedos pegados son muy altos”, analizó un directivo que se reunió con los funcionarios de Economía hace ya dos meses.

En términos propositivos, el mecanismo que discuten en el gobierno no es tan complejo de alcanzar siempre y cuando los funcionarios de Hacienda estén dispuestos a ceder recaudación cuando se registre un salto brusco en las dos variables que mueven el negocio petrolero: el precio internacional y el dólar. Para que el esquema funcione, el Estado debería estar dispuesto a ceder ingresos fiscales para poder reducir, frente a una turbulencia cambiaria o por escalada del Brent, la carga impositiva sobre la venta de combustibles. Así, en los hechos, si el peso se devalúa en un corto período de tiempo habría que recortar el peso del ICL y el Impuesto al Dióxido de Carbono para que, medido en dólares, el precio del crudo se mantenga invariante. «Entre un 30% y un 40% del precio final de los combustibles son impuestos Hay margen para dosificar cualquier salto de la macroeconomía», reafirmó el director de Planning de una petrolera.

El problema es que en el Ministerio de Economía no están dispuestos en dar ese paso. En tiempos de déficit fiscal, en el gobierno no existe consenso aún para aceptar esa decisión. Sin ese aval, es prácticamente imposible que cualquier esquema estabilizar pensado desde la heterodoxia funcione.

Exportación

El segundo aspecto relevante que resta precisar es cómo se autorizarán las exportaciones de petróleo. En los hechos, eso implicará modificar el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos), que prioriza el abastecimiento del mercado interno. A raíz de eso, desde hace décadas funciona un sistema de permisos que deben solicitar los productores a la Secretaría de Energía antes de concretar la venta al exterior. El esquema otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras. Por eso, desde hace años productores no integrados —como Pluspetrol, Tecpetrol, Vista y Chevron, entre otros—  impulsan una agenda de reforma de esa regulación, hasta ahora con escaso resultado.

Sin embargo, si el gobierno pretende que la Ley de promoción traccione inversiones en Vaca Muerta y en cuencas convencionales, algún reordenamiento regulatorio deberá establecer sobre ese ítem.

¿En base a qué ejes está estructurado el proyecto redactado por el Ministerio de Economía?

Se apunta a que las petroleras que incrementen sus desembolsos para elevar sus niveles de extracción de hidrocarburos puedan colocar una parte de su oferta en el mercado internacional. El texto autorizará, entonces, a exportar un porcentaje de la producción incremental de petróleo y gas. Ese es el concepto general.

Pablo González quiere posicionarse como el articulador del proyecto de Ley para incentivar inversiones en hidrocarburos.

Ahora bien, ¿cómo llevar a la práctica ese esquema cuando hay productoras que parten de posiciones totalmente distintas? No es comparable, por ejemplo, la posición de una empresa que aún está en su fase de despegue en Vaca Muerta, como ExxonMobil y Equinor, que pueden duplicar sus niveles de producción con cierta facilidad si la decisión es elevar la inversión, con la de YPF o Pan American Energy (PAE), las dos mayores productoras del país, a las que por su elevada base inicial no les va a resultar tan sencillo sumar una producción incremental significativa.

Declinación

“El problema de habilitar el mercado de exportación sólo a la producción incremental es que los nuevos jugadores correrán con ventaja. Frente a eso, el temor de los directivos de YPF es que la empresa termine funcionando como buffer o amortiguador, absorbiendo la responsabilidad de abastecer el mercado interno para que otras empresas puedan exportar”, explicó un consultor.

En la petrolera aceptan que el abastecimiento del mercado doméstico es su responsabilidad prioritaria, pero también quieren empezar a desarrollar un mercado de exportación. Por eso, impulsaron la inclusión de dos puntos compensadores: a) Sobre la producción base que se defina como punto de partida, los directivos de YPF abogaron por el establecimiento de una curva de declinación anual. Fue un instrumento que se aplicó por primera vez en el primer Plan Gas de 2013. b) Aspira que a que volumen total producido y el market share en el mercado local de combustibles ponderen también en la elaboración del registro de petroleras que tendrán acceso al mercado de exportación. Es decir, lo que plantea YPF es que se premie no sólo al que incremente rápido la extracción de petróleo, sino también a los que más producen y a los que más abastecen el mercado interno de combustibles. La transpolación fina de esos objetivos a una fórmula polinómica aún no está completamente cerrada.

Divisas y mercado de cambios

“Resta determinar cómo se calculará la producción base, si es en base a los registros de uno, dos o tres años para atrás. Y también resta alguna discusión sobre cómo calcular el nivel de declinación”, indicó otro funcionario que también tiene acceso al texto actualizado de la Ley.

Aguas debajo de esa discusión emerge otra que tampoco está saldada. El proyecto de Ley propone las petroleras que inviertan y eleven los saldos exportables del país también puedan liquidar fuera de la Argentina un porcentaje de los dólares generados por las ventas al exterior. Las petroleras podrán esquivar el cepo cambiario, pero no está definido cómo se instrumentará ese beneficio en términos cuantitativos.

“Economía sondeó a las empresas sobre la posibilidad de autorizar a que se liquiden fuera del país un 50% de las divisas generadas por el régimen de promoción. Pero ese número no está definido. Puede ser mayor o menor. Lo definirán a máximo nivel de gobierno, directamente el presidente y la vicepresidenta”, coincidieron las fuentes consultadas. Al mismo tiempo, los privados aspiran a que el Estado les garantice que podrán acceder al Mercado Único Libre de Cambios para pagar la deuda contraída en dólares. «Si el gobierno quiere que las empresas incrementemos el nivel de inversión, lo lógico es que garantice el acceso al mercado de cambios para cancelar deuda tomada en el exterior», advirtieron en una empresa multinacional.

Gas natural

El proyecto de Ley incluye, a su vez, un capítulo dedicada a promover la extracción, procesamiento, industrialización y exportación de gas natural. Retoma algunos de los conceptos del Plan Gas Ar y ofrece un paraguas regulatorio por si en algún momento se abre una ventana de oportunidad para construir una terminal de licuefacción de gas natural licuado (LNG) o proyectos petroquímicos.

“Hay interés de algunos empresarios locales para que el gobierno busque financiamiento y una asociación estratégica en China para concretar una planta de LNG en algún puerto de Buenos Aires o en otra provincia patagónica. El proyecto brinda algunas herramientas para encauzar un proyecto de ese tipo, aunque hoy esa posibilidad es remota”, analizó otra fuente gubernamental.

El interés de las empresas, en línea con propiciar un mercado de exportación de gas, es que el Estado autorice la venta al exterior del fluido durante los 365 días del año. Es un elemento ineludible para mantener vivo el sueño de concretar una terminal de licuacción de LNG. «Podemos discutir cuánto gas se podrá exportar en el invierno en función de cuánta producción disponible exista en el mercado interno, pero la opción de poder exportar todo el año debe estar incluida en el proyecto«, indicaron el presidente de una petrolera. La visión, sin embargo, no es compartida con algunos sectores del gobierno, que se oponen a una apertura de las exportaciones de gas.

Tiempos

En la Secretaría de Energía son cautos y advierten que aún resta que el Presidente valide formalmente el proyecto de Ley. Después habrá que encauzar la negociación política con las provincias petroleras y gobernadores peronistas del centro y norte del país a fin de conseguir los votos necesarios para validar el proyecto en el Congreso.

“Lo ideal sería tener el proyecto aprobado para septiembre u octubre, que es cuando las empresas multinacionales cerrarán su presupuestos de inversión para 2022”, se ilusionaron en la cartera que dirige Darío Martínez. ¿Podrá el gobierno imprimirle velocidad al proceso de discusión interna y negociación política para aprobar la Ley en apenas unos meses? En plena segunda ola y a punto de ingresar en la campaña electoral, las probabilidades no son las mejores.

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No hay financiamiento para grandes parques pero sí para proyectos más chicos en provincias

Ante una renovación de contrato, ¿se puede conseguir financiamiento para aquellos proyectos que fueron adjudicados a la ronda 3 del Programa RenovAr?

En la mayoría de los casos, dada la liquidez que hay en el mercado y que los gobiernos provinciales quieren hacerse cargo de los riesgos, posiblemente haya capacidad para financiar esos proyectos. No sé si este año, pero es algo que puede ser válido. 

Dejo afuera a los grandes proyectos, principalmente de la ronda dos del Programa RenovAr, donde los costos y la situación actual en Argentina lo impiden y está la discusión acerca de liberar el derecho de despacho.

¿Cómo afectan las restricciones al dólar en el financiamiento?

Eso afecta a toda la economía argentina y en estos casos también, con lo cual impactará en la demora de la concreción de proyectos. Esto en toda la plataforma de renovables, principalmente para aquellos que ya no habían hecho la inversión o la compra del Capex (Capital Expenditure) antes del desorden. 

Muchos de los proyectos que ahora vemos andando o que se han puesto en funcionamiento es porque las decisiones de compra y adquisición se hicieron bastante antes de todos los problemas macroeconómicos, en pandemia y pre-pandemia. 

Ahora bien, los proyectos de ronda tres son chicos, posiblemente ahí haya mucho capital nacional más la participación de estados provinciales y eso puede ayudar en este proceso. 

¿Y cómo puede afectar un rebrote pandémico?

Según cálculos de instituciones económicas internacionales, Argentina posiblemente logre recuperar el PBI per cápita que tenía al 2019, año malo que ya arrastraba dos años de recesión, en seis años. 

Eso considerando el crecimiento y un manejo considerable de la inflación, con lo cual en ese sentido creo que el proceso de nuevas olas va a seguir complejizando el mercado. 

También habrá una dificultad muy fuerte de manejar las expectativas inflacionarias, mayor intervención y un hecho adicional: el super-ciclo que vivimos de materias primas estaba dado por un movimiento de la tasa norteamericana relacionado a una estrategia de recuperación económica.

Si ahora se empieza a mirar ahora la tasa a diez años, el mercado en Estados Unidos, dado el crecimiento que tiene y la presión inflacionaria, se invirtió. Y eso significa que para el año que viene ya veamos una retracción de los commodities. 

Eso impacta directamente en los dólares y en la capacidad de recuperación de la economía argentina. Por ende en la estabilidad macroeconómica que hoy no la tenemos y va a ser difícil que la tengamos en el corto plazo.  

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Panamá dio detalles de su plan para aumentar transmisión y sumar renovables

El presidente de la República, Laurentino Cortizo Cohen, anunció un nuevo plan para el Desarrollo Integral del Sector Eléctrico que apunta a la transformación de un sector energético más competitivo en precio y calidad; generación de energía limpia más barata; inversiones millonarias para robustecer el sistema de transmisión; generación de empleo, y una masiva electrificación en áreas rurales del país.

Ante la presencia del vicepresidente y ministro de la Presidencia, José Gabriel Carrizo Jaén, ministros de Estado, expresidentes de la República, empresarios del sector de energía y autoridades de gobiernos locales, el presidente Cortizo Cohen dijo que uno de los objetivos estratégicos de su Gobierno es impulsar una transformación del sistema de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica para beneficio de todos los panameños.

“Esa estrategia apunta al desarrollo de un sector eléctrico competitivo en precio y calidad que nos permita atraer nuevas inversiones y que, a su vez, generará miles de empleos”, detalló. Explicó que el concepto de la estrategia es crear la nueva matriz de generación compuesta de energía renovable, hidráulica, eólica, solar y también de gas natural, que es la más barata y limpia de las energías térmicas. Con esta política, indicó el presidente, las antiguas plantas térmicas de baja eficiencia, altos costos y contaminantes saldrán del mercado a finales del año 2023.

El Plan Integral de Energía contempla importantes inversiones para la electrificación en las áreas rurales, incluyendo 76 proyectos que van a lograr la interconexión de 3,500 viviendas para mejorar la calidad de vida de más de 18,000 panameños, hizo hincapié Cortizo Cohen.

También, el plan contempla la inversión de 90 millones de dólares para robustecer la línea de transmisión eléctrica, lo que generará cientos de plazas de trabajo diversificando nuestras opciones y abriendo otro polo de desarrollo energético en el norte del país.

El gobernante explicó que para el resto del sector, el plan contempla que dentro del corto plazo se licitaráel suministro de potencia [entre generadoras térmicas existentes] y energía [entre generadoras renovables existentes] desde noviembre de 2021 hasta diciembre de 2023. “Con esto se garantizará el suministro para la recuperación económica sin incrementar el costo de la energía”, añadió.

Generadora Gatún: nueva inversión de energía 

En el marco del lanzamiento del Plan para el Desarrollo Integral del Sector Eléctrico, el presidente anunció una nueva inversión que permitirá la construcción del proyecto Generadora Gatún a base de gas natural. La nueva empresa está conformada por el Consorcio Group Energy Gas Panamá, conformado por InterEnergy Group y AES Panamá, compañías que mantienen altos estándares de calidad en todas sus operaciones.

Se trata de una inversión de 1,000 millones de dólares, que generará más de 3,000 empleos directos y miles de empleos indirectos en su fase de construcción, precisó Cortizo Cohen. Destacó que dentro de la composición accionaria del nuevo consorcio se logró un acuerdo con el cual la empresa InterEnergy Group tendrá el 51% de las acciones, el Estado un 25% y AES Corporation tendrá el 24% de participación. “Como accionista Panamá no tendrá que poner ni un solo centavo de inversión”, agregó.

La entrada de operación de la Generadora Gatún a la matriz energética contribuirá a estabilizar la tarifa eléctrica nacional, creando las condiciones para la disminución del costo de la energía de forma significativa.

Negociaciones para adquirir Hidroeléctrica Bayano

El presidente adelantó que como parte de la estrategia el Gobierno mantiene negociaciones con AES para adquirir todas las acciones de la Hidroeléctrica Bayano. Explicó que, a través de esta negociación, el país podrá disponer del uso de las aguas del embalse de Bayano, la segunda reserva de agua más grande del país con una capacidad de almacenamiento de 27 mil millones de metros cúbicos de agua, que sería utilizada para el suministro del vital líquido en el área metropolitana, para la operación del Canal de Panamá y para generar energía eléctrica.

El presidente “Estamos en la etapa de conversaciones y se harán las auditorías necesarias para determinar el valor y estructurar las bases para una transacción justa” de la hidroeléctrica de Bayano, dijo el presidente.

Agregó que, con estos nuevos planes e inversiones, el costo de la generación de energía deberá bajar en un tiempo prudencial; es decir, la luz le va a costar menos a los panameños. “La energía es la base para el desarrollo de una economía más competitiva que traiga más oportunidades de empleo y mayores ingresos para la población”, concluyó.

Durante el acto, el gerente general de la Empresa de Transmisión Eléctrica (Etesa), Carlos Mosquera Castillo, informó sobre la próxima entrega de la orden de proceder del proyecto de la Línea de transmisión Panamá III.

Explicó que esta obra es la pieza clave para que el sistema de transporte de energía y potencia se consolide, y actualice su capacidad en el sector Norte-Sur- Colón-Panamá.

El proyecto consiste en la construcción de una línea de transmisión de 230KV con 168 estructuras autosoportantes de doble circuito y dos conductores por fase que tendrán una capacidad aproximada de 1000 MVA por circuito y una longitud de 50 kilómetros a lo largo de la autopista Panamá-Colón. Este proyecto forma parte del plan de expansión que lleva a cabo Etesa a través de una veintena de proyectos para garantizar la atención a la demanda energética del país, dijo Mosquera.

En el acto participaron Mireya Moscoso, expresidenta de la República; Samuel Lewis Navarro, exvicepresidente de la República; Gerardo Solís, contralor General de la República; Irasema de Dale, gobernadora de la provincia de Colón; Jorge Rivera Staff, Secretario de Energía, Jordi Miragall, gerente general de Elecnor Panamá y Rolando González-Bunster, presidente y director ejecutivo de InterEnergy Group.

También estuvieron presentes Ramón Martínez, ministro de Comercio e Industrias; Milciades Concepción, ministro de Ambiente; Doris Zapata, ministra de Trabajo y Desarrollo Laboral; María Inés Castillo de Sanmartín, ministra de Desarrollo Social; Rafael Sabonge, ministro de Obras Públicas; y José Alejandro Rojas, ministro Consejero para la Inversión Privada.

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Costa Rica ya tiene su reglamento de buenas prácticas para sistemas fotovoltaicos

La Cámara de Generación Distribuida (CGD) dio a conocer la guía de las mejores prácticas en el momento de la instalación de paneles solares en el país. Dicho reglamento tiene la finalidad de utilizar eficazmente los recursos, para obtener los mejores resultados, minimizar errores y garantizar el éxito en cada uno de los proyectos fotovoltaicos de Costa Rica.

La CGD, considera de suma importancia ofrecer a cada uno de los costarricenses una guía para la valoración y buenas prácticas en el momento de la instalación de los paneles solares.

“Es un hecho que la instalación de estructuras fotovoltaicas en Costa Rica va en aumento.  Desde la CGD, cada vez vemos un mayor interés en las organizaciones y personas que apuestan por esta modalidad, con el fin de reducir sus facturas eléctricas y ayudar al planeta en el tema de sostenibilidad. Sin embargo, en el momento de la planificación, instalación y seguimiento de este tipo de energía surgen dudas y es por este motivo nace el reglamento, el cual consideramos como una hoja de ruta para el éxito y buen funcionamiento de la energía fotovoltaica”, indicó William Villalobos, Director Ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida.

El reglamento brinda confianza y seguridad al consumidor

El gran reto de los proyectos de generación distribuida es avalar la seguridad y confiabilidad operativa, para ello es fundamental la participación de todos los actores vinculantes del proyecto que permitan saltar las barreras que se presentan en sus diferentes etapas. De igual forma, las soluciones técnicas deben cumplir con las normativas de calidad establecidas por los entes reguladores competentes, garantías por los suministradores de equipo, así como asistencia técnica continua y oportuna para que aseguren los parámetros mínimos.

“Con la aplicación correcta de este reglamento tanto las compañías de energía solar, como los inversionistas y consumidores pueden estar seguros en la decisión de utilizar o migrar a la energía fotovoltaica”, agregó Villalobos.

La responsabilidad en el crecimiento competente de la energía fotovoltaica está a cargo de las organizaciones o empresas que brindan el servicio de instalación, mantenimiento y monitoreo. De esta forma nos aseguraremos un futuro más próspero y un mayor alcance en la revolución de la energía solar en los próximos años en Costa Rica.

Actualmente, la Cámara de Generación Distribuida esta conformada por las empresas: GoSolar, Green Energy, Hi Power,  Matelpa, ReFeel, Solar Ing,  Sunshine y  Yuxta. Las cuales brindan un sello de garantía a sus clientes y cumplen con el Reglamento de Buenas Prácticas en Instalaciones de Sistemas Fotovoltaicos.

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Reforestación e impuesto al carbono: dos medidas que toman fuerza de ley en Perú

La Comisión Especial de Cambio Climático del Congreso de la República del Perú para el periodo 2020 – 2021 busca aumentar la ambición climática del país mediante el mejoramiento del marco institucional y normativo en la gestión integral del cambio climático.

Una de las más recientes iniciativas que presentó el equipo liderado por el parlamentario Alberto de Belaunde, presidente de aquella comisión, tiene por objeto establecer las medidas para facilitar asistencia técnica y financiera que contribuyan a reducir significativamente las emisiones de carbono provenientes de la deforestación y degradación de los bosques, en cumplimiento de las disposiciones comprometidas en el marco del Acuerdo de París.

Se trata del Proyecto de Ley de financiamiento a la protección de los bosques, reforestación nacional y recuperación económica (leer). Entre los artículos propuestos en esta iniciativa se incluye crear un impuesto al carbono.

“Emitir dióxido de carbono (CO2) y otros gases de efecto invernadero que contaminan hoy es gratis. La propuesta que contiene el proyecto lleva que se acabe esa situación”, adelantó Patricia Iturregui, asesora de la Comisión Especial de Cambio Climático del Congreso del Perú.  

El Capítulo V es el que lo trata específicamente. En detalle, indica que la determinación del precio social del carbono por tonelada de dióxido equivalente sería establecido anualmente por el Ministerio de Economía y Finanzas tomando como base mínima el 0.6% de la Unidad Impositiva Tributaria por tonelada de dióxido de carbono equivalente, con incrementos hasta el año 2030.  

Si es que se llegara a aprobar el impuesto al carbono, entra a consideración una variable muy importante: los factores de emisión de gases de efecto invernadero de los combustibles que se usan en el Perú. Esto podría traducirse en un aumento en el precio de los combustibles contaminantes por sobre otras alternativas más sostenibles, ganando algunos opositores y detractores. 

«Si bien es cierto que aumentaría el valor de los combustibles, este sería reflejado en muy pequeñas cantidades en el valor final», puso a consideración la especialista. 

Patricia Iturregui, asesora de la Comisión Especial de Cambio Climático del Congreso del Perú.

Aquello, sumado a los efectos económicos por la pandemia, la crisis fiscal y la crisis política profunda que habría en el Perú en este momento – en la cual, no se sabe aún quién podrá ser el nuevo presidente – la asesora de la Comisión Especial de Cambio Climatico vaticinó: “creemos que no se va a aprobar el impuesto al carbono, pero ojalá se aprueben las demás disposiciones de este proyecto que hemos elaborado, en especial las que se refieren a dar fuerza de ley a las 8 medidas de mitigación de la deforestación que ya ha preparado el poder ejecutivo en los últimos años”. 

Esta ley urgiría ser implementada en el país. Según advierte el proyecto de ley, más de la mitad del territorio amazónico está en una situación crítica. 

Y no sólo Perú demanda este tipo de iniciativas. Desde la óptica de la asesora consultada, para el cumplimiento de los compromisos internacionales, aunque distintos países de la región hayan presentado NDC más agresivas, si no hay una ley que establezca las medidas para lograrlo y garanticen su cumplimiento, se corre el riesgo de no obtener los resultados esperados. 

“Nosotros hemos presentado este proyecto de Ley en el Congreso que haría por lo menos obligatorio el cumplimiento de las 8 medidas de mitigación para detener la deforestación y eso no puede ser separado de una serie de medidas financieras necesarias para que esto pueda ser una realidad”, valoró. 

Los impulsores de la medida que busca encontrar la luz en el Congreso peruano, persiguen como objetivo lograr su dictamen antes de las elecciones presidenciales.  

“Las próximas semanas son críticas para nosotros. Ojalá se apruebe este proyecto de ley; fundamentalmente para que el Ministerio de economía y finanzas esté obligado a tomar medidas en este sentido”, declaró Patricia Iturregui.

Es preciso recordar que los candidatos Keiko Fujimori (Fuerza Popular) y Pedro Castillo (Perú Libre) competirán en segunda vuelta este domingo 6 de junio por la Presidencia de la República. Luego, la personalidad elegida constitucionalmente asumirá el 28 de julio de 2021 (en el Bicentenario de la Independencia) y se juramentará a los nuevos congresistas elegidos en los días previos a aquella fecha.

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InterEnergy Group y AES invierten USD 1000 millones en una planta de gas en Panamá

El Gobierno de Panamá anunció este martes la construcción de un megaproyecto de generación eléctrica a partir de gas natural con capacidad instalada de 670 megavatios (MW) y con una inversión de 1.000 millones de dólares, a cargo de las transnacionales InterEnergy Group y AES.

El Group Energy Gas Panamá será la empresa responsable de construir, desarrollar y operar la planta de generación eléctrica Gatún, ubicada en Isla Telfers, provincia caribeña de Colón.

«InterEnergy tendrá el 51 % de las acciones (del consorcio responsable de la obra); el Estado un 25 % de las acciones; y AES tendrá el 24 % de participación restante. Como accionista, Panamá no tendrá que poner ni un solo centavo en esta inversión», dijo este martes el presidente panameño, Laurentino Cortizo.

En un acto oficial, el jefe del Estado aseveró que «la entrada de esta nueva planta a la matriz energética contribuirá a estabilizar la tarifa eléctrica nacional».

InterEnergy indicó en una declaración pública que el proyecto, cuyo inicio de construcción no se precisó, generará más de 3.000 puestos de trabajo en su fase pico de desarrollo.

Agregó que la planta Gatún «diversificará la matriz eléctrica de Panamá al sumarle 670 MW de una energía más limpia, y le permitirá contar con un sistema eléctrico confiable y estable ya que su generación garantiza la capacidad firme que requiere un país en constante crecimiento».

UN PLAN DE DESARROLLO INTEGRAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

El megaproyecto Gatún forma parte del Plan para el Desarrollo Integral del Sector Eléctrico presentado este martes por Cortizo, que busca crear la nueva matriz de generación compuesta de energía renovable, hidráulica, eólica, solar y también de gas natural».

«Con esta política, las antiguas plantas térmicas de baja eficiencia, altos costos y contaminantes saldrán del mercado a finales del año 2023», dijo en un comunicado el Gobierno.

La matriz eléctrica de Panamá está compuesta por alrededor del 60 % de energías renovables (hidroeléctricas, plantas eólicas, solares) y el restante proveniente de fuentes fósiles, según la información oficial.

El Plan Integral contempla, entre otros, «la inversión de 90 millones de dólares para robustecer la línea de transmisión eléctrica» en el norte del país», así como la licitación, en el corto plazo, del «suministro de potencia y energía desde noviembre de 2021 hasta diciembre de 2023».

«Con esto se garantizará el suministro para la recuperación económica», fuertemente golpeada por la pandemia en curso, «sin incrementar el costo de la energía», dijo Cortizo.

La economía de Panamá se derrumbó en un 17,9 % del producto interno bruto (PIB) debido a la emergencia causada por la pandemia en curso, y organismos internacionales prevén que este 2021 se expandirá entre un 8 % y un 12 %. EFE

 

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Entró en servicio el buque regasificador Exemplar, en Bahía Blanca

Excelerate Energy Argentina anunció que el buque regasificador Exemplar comenzó a operar en el Puerto de Ingeniero White, Bahía Blanca, de acuerdo con lo previsto al adjudicársele el servicio en la licitación pública internacional. El barco de Excelerate Energy estará operativo durante el periodo invernal, precisamente por 98 días, para poder satisfacer la demanda de gas ante el aumento del consumo habitual para esta época del año y garantizar de esa forma la seguridad del abastecimiento del fluido tanto en hogares como en industrias, indicó la compañía.

El Exemplar tiene una capacidad de regasificación de 17 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, lo que le permite al país contar con energía limpia y económica generando ahorros de divisas ante la opción de consumir combustibles líquidos más caros y contaminantes.

El regreso del buque de Excelerate se produce después de que la empresa ganara una licitación internacional para el servicio de regasificación en la terminal de Bahía Blanca, para operar durante el pico invernal. Excelerate desarrolló la primera terminal de importación de GNL de Sudamérica en 2008 en Bahía Blanca y también opera en el Puerto de Escobar desde 2011.

Al respecto Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate Energy en Argentina afirmó que “la decisión técnica de contar con un buque regasificador para el invierno se ajusta a las tendencias del mercado global en la que países exportadores netos, como Estados Unidos, Egipto y Emiratos Árabes, deciden importar GNL para sus picos de consumo y generar ahorros importantes”.

En este sentido se afirmó que “la mayor oferta de gas natural en los últimos años posibilitó a la Argentina reemplazar consumos de combustibles líquidos más caros y contaminantes que el GNL. De esta forma, el país generó un ahorro estimado en U$ 13 mil millones desde 2008 y redujo en 9,5 millones de toneladas sus emisiones de CO2 entre 2016 y 2020 al utilizar el servicio de regasificación”.

La Secretaría de Energía de la Nación activó a través de IEASA varias rondas licitatorias para la compra de GNL, en volumenes finales que seguramente serán superiores a los proyectados a principios de año, cuando se estimaba que en este otoño e invierno habría de contarse con volúmenes mayores de gas natural local producidos en el marco del antPlan Gas Ar . La extensión de conflictos sociales en Neuquén durante abril complicó las operaciones en los yacimientos y retrasó la producción.

El director comercial y vicepresidente de Excelerate Energy, Daniel Bustos, se manifestó “entusiasmado con nuestro regreso a Bahía Blanca para poder continuar nuestra asociación con YPF e IEASA y ofrecer una solución energética que sea flexible, económica y amigable con el medio ambiente durante un período crítico de máxima demanda como es el invierno” y añadió: “confiamos en que el Exemplar pueda funcionar nuevamente con nuestra tripulación argentina y acompañar el camino hacia la transición energética del país”.

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CECHA explicó las menores ventas en abril por el “efecto Pandemia”

El sector de las estaciones de servicio volvió a tener una baja en los volúmenes vendidos durante el mes de abril.

A casi 15 meses desde la llegada del Covid-19 al país, las estaciones de servicio siguen sintiendo el golpe producto de las limitaciones que han debido disponerse a la circulación, y el cambio radical de hábitos que trajo consigo la pandemia. Consideran en esto los efectos de una menor actividad en sectores ligados al turismo y a la gastronomía.

Las ventas siguen sin recuperar los volúmenes de comienzos del 2020 y oscilan en un vaivén que lleva incertidumbre al sector.

En abril, las ventas de combustibles mostraron una caída del 0, 9 %, que se vio atenuada por el momento estable del gasoil (+ 0,4%) pero se sintió con mayor fuerza en las naftas (- 1,2%), producto del comienzo de las medidas para contrarrestar la propagación del virus.

Así lo muestra el informe mensual elaborado por la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA), en base a datos de la Secretaría de Energía de la Nación.

 Estos valores, sin embargo, muestran una parte del comienzo de las medidas de aislamiento preventivo dictadas por el gobierno, que comenzaron a finales de abril y se extendieron por todo mayo, por lo que la caída de ventas de este mes puede ser más profunda. Los empresarios expendedores relativizan la incidencia del factor “precios” en el menor volumen de naftas y gasoils vendidos.

Los datos muestran además una caída sostenida desde el pico en la recuperación que se vio en el mes de diciembre y que había ilusionado con un mejor panorama para el sector.

Entre diciembre del 2020 y abril del 2021, las ventas de naftas cayeron 7,1%. El gasoil, empujado por la cosecha del campo y el transporte de pasajeros y productos, se mantuvo estancado aunque con una ligera caída del 0,9%. Combinados, el volumen de los combustibles cayó 3,8%.

Los valores muestran además que está lejos de recuperar los volúmenes de venta pre pandemia. Las naftas se encuentran 18,7% por debajo de febrero 2020, el último mes donde no hubo restricciones por Covid-19.  En el caso del gasoil la caída es del 5,2% y en conjunto, ambos combustibles se encuentran 11,8% por debajo de los niveles de hace 14 meses.

Otro dato interesante que arroja el estudio es cómo han variado las caídas en los volúmenes de venta en todo el país.

El caso más fuerte es la provincia de Formosa, donde en abril de 2021 se vendió 30,2% menos combustible que en febrero 2020. Le siguen la Ciudad de Buenos Aires (-22,9%),  La Rioja (-21,3%) y la provincia de Buenos Aires (-17,9%).  Apenas un puñado de provincias pudieron recuperar los valores anteriores a la pandemia, con Tierra del Fuego a la cabeza (+23,4%), Misiones (+ 3,9%) y Jujuy (+ 3,5%).

“Los números siguen mostrando que atravesamos una situación de estancamiento en los volúmenes de ventas, que ni en los mejores momentos (mayo a diciembre del 2020) lograron recuperarse del impacto negativo de las bajas ventas por la falta de circulación.

En abril  se vio una ligera caída, en la que seguro tuvo algo que ver ese puñado de días del aislamiento. Nuestra preocupación ahora pasa por mayo, donde esperamos datos de una caída más pronunciada”, explicó Gabriel Bornoroni, presidente de CECHA.

“Necesitamos que esto se tenga en cuenta. Sin un salvavidas no llegamos al final de la pandemia”, expresó el dirigente empresario en alusión al pedido de REPROS y de baja de impuestos al rubro.

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El Enargas aprobó suba de 6% para tarifas de transición en transporte y distribución de gas

El Ente Nacional Regulador del Gas aprobó los cuadros tarifarios de transición para las Licenciatarias de Transporte y Distribución de gas por redes, con vigencia a partir de junio (desde su publicación en el Boletín Oficial), cuyos impactos en factura “promedian el 6 % para los usuarios residenciales del servicio de gas por redes, en tanto que para los usuarios del servicio general P (PyMEs y comercios) la adecuación ronda -también en promedio- el 4 %”, indicó el ENARGAS. 

Esta decisión forma parte de la “adecuación tarifaria prevista en los Regímenes Tarifarios de Transición (RTT)”, y se enmarca “en el proceso de renegociación de la Revisión Tarifaria Integral dispuesto por el Decreto 1020/20”, destacó el Organismo. 

Las modificaciones tarifarias fueron dispuestas a través de las Resoluciones ENARGAS 149/21; 150/21; 151/21; 152/21; 153/21; 154/21; 155/21; 156/21; 157/21; 158/21; y 159/21, que detallan los respectivos cuadros de transición para cada empresa, tras dos años de congelamiento tarifario.

El ENARGAS afirmó que “las Tarifas de Transición cubren los gastos en operación y mantenimiento, así como las inversiones en seguridad y confiabilidad del servicio por parte de las prestadoras durante el año 2021”.  

Un comunicado del ENARGAS destacó que “la Intervención del Organismo, encabezada por Federico Bernal, recibió a través del Decreto 278 de marzo de 2020, el mandato de realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evaluara los aspectos regulados por la Ley 27.541 en materia energética”.

“Dicho estudio logró demostrar, lo que fue receptado por el Poder Ejecutivo Nacional, que las tarifas provenientes de las revisiones tarifarias integrales de ambos servicios públicos no han sido justas, razonables ni asequibles en los términos de lo establecido por la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas), señaló el Organismo.

Y describió que “así, el 17 de diciembre de 2020, el Poder Ejecutivo Nacional, mediante el Decreto 1020, determinó el inicio de la renegociación de la RTI en los términos allí expuestos en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541 y puso, en síntesis, en cabeza del ENARGAS llevar adelante dicho procedimiento”.

El Ente describió que “el nuevo régimen tarifario para el quinquenio del servicio de gas natural surgirá en la oportunidad pertinente, luego de suscriptos los Acuerdos Definitivos de Renegociación en los que se determinen sus pautas y cláusulas correspondientes. Y consideró que “en las adecuaciones tarifarias transitorias que correspondan, se deberá propender, en este período de transición y emergencia sanitaria, a garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios”. 

Al respecto, el interventor Bernal señaló que “fue la decisión del Presidente de la Nación de suspender la RTI de Macri, y con ella sus ajustes previstos, lo que evitó que hoy millones de hogares pagaran un 135 % más por este servicio público. A partir de la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios de transición, la actualización promedio para usuarios residenciales y usuarios PyMEs será, en promedio, inferior a 6 %”. 

Y agregó que “dicho de otra forma, con esa decisión, se logró un abaratamiento del servicio público del orden del 55 % respecto de lo que hubiera surgido de mantener vigentes las tarifas de la gestión anterior”.  

Si se mantiene el consumo constante, las facturas de gas de los usuarios residenciales y comerciales tendrán una adecuación de solamente un dígito, en lugar de más que duplicarse, consignó el Ente.

El lunes 31/5 el gobierno publicó los decretos 353/2021 y354/2021 referidos a la puesta en vigencia del Régimen Tarifario de Transición para las compañías Transportadoras, y las Distribuidoras de gas natural, respectivamente.

Lo que resolvieron el Ministerio de Economía y el Enargás esta muy distante de lo que solicitaron estas empresas en las audiencias públicas convocadas por el Ente Regulador en marzo.

Mientras que las Transportadoras TGN y TGS no acordaron criterio ni montos para las tarifas de transición,  las distribuidoras signaron un acuerdo con las autoridades, con el compromiso de avanzar hacia una nueva Revisión Tarifaria Integral en 2022.

Los Acuerdos Transitorios de Renegociación han sido suscriptos individualmente por las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de Gas Natural  CAMUZZI GAS DEL SUR, GASNOR; DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA., DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, LITORAL GAS; CAMUZZI GAS PAMPEANA;  METROGAS;  NATURGY BAN y GAS NEA, con el ENARGAS y con el  Ministerio de Economía.

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Relanzan plan para sustituir importaciones: inversión de $8.000 millones

La industria se recupera de forma acelerada y la actividad ya muestra un desempeño superior a los niveles previos a la pandemia. No obstante, el Gobierno Nacional busca que ese impulso se traslade a la capacidad exportadora de las empresas y a una mayor integración dentro de las cadenas de valor que permita sustituir importaciones. Con ese objetivo, el Ministerio de Desarrollo Productivo anunciará en los próximos días una partida que rondará los $4.500 millones para el Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores. Habrá aportes no reembolsables, créditos subsidiados y asistencia técnica bonificada. Será dirigido a energías renovables, litio, medicamentos, […]

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$36.000 millones a la Secretaría de Energía para programas y proyectos de exploración, desarrollo y producción de gas natural

Los fondos del Aporte están siendo destinados a la compra de vacunas, medicamentos e insumos sanitarios, asistencia a las PyMEs y los trabajadores, inversión en educación, mejoras habitacionales en barrios populares, y el fomento de la inversión en el sector gasífero. El Tesoro Nacional comenzó a distribuir los $145 mil millones generados hasta hoy por el Aporte Solidario y Extraordinario para hacer frente a las urgencias sanitarias y económicas que impone la pandemia del COVID-19. La primera distribución de fondos, cobrados al 27 de mayo a contribuyentes con patrimonios superiores a los $200 millones, ya se asignaron a políticas previstas […]

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Buscan poner tope al precio del petróleo para evitar subas de combustibles

Nación y petroleras trabajan en un acuerdo de precio interno del combustible, que apuntaría a dejar la cotización fija en 55 dólares por barril, por debajo de la cotización de las últimas semanas. Esperan que el barril trepe hasta los 80 después de haber fluctuado entre los 65. Eso fijaria un techo al crecimiento de las regalías petroleras, que en el caso de Chubut venían liquidándo en un promedio cercano a los 60 dólares por barril. Pablo González, presidente de YPF adelantó que podría haber acuerdos. “El último aumento redondeó un 28,5 por ciento para todo el año, lo que […]

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Políticas de federalización del CONICET: Becas co-financiadas e ingresos relacionados con vacancias geográficas

El sexto encuentro del Ciclo de Intercambio de Experiencias Federales de la Subsecretaría de Federalización de la Ciencia, Tecnología e Innovación contó con la participación de la presidenta del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas, Ana Franchi, y de expositores de las provincias de Chubut, Entre Ríos, Santiago del Estero y Catamarca. Dedicado a las becas co-financiadas por el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), se realizó el sexto encuentro del Ciclo de Intercambio de Experiencias Federales organizado por la Subsecretaría de Federalización de la Ciencia, Tecnología e Innovación (SSFCTI) del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación […]

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Subsidios al sector energético: a quienes y cómo?

Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de Alberto Fernández; Nicolás Gadano, ex jefe de asesores de Nicolás Dujovne y ex gerente general del Banco Central durante el macrismo; y Alejandro Einstoss, economista jefe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, debatieron sobre este tema el jueves pasado en el foro online «Subsidios a la energía en Argentina», organizado por Energy Forum y moderado por el ingeniero Daniel Dreizzen. En un contexto atravesado por la pandemia, la crisis macroeconómica y el atraso tarifario, la discusión respecto de los subsidios energéticos se posiciona fuerte en la agenda. A quién subsidiar […]

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Neuquén: el Gobernador insta a vacunar a los trabajadores petroleros

Omar Gutiérrez consideró que es primordial sumar a los trabajadores de este sector , del gas y de la energía eléctrica remarcando que “urge”. También resaltó que ya se vacunó a casi el 90% de la población objetivo. “Hoy se continúa con la vacunación a las fuerzas de seguridad y a las personas de entre 55 y 59 años. Ya se aplicó al menos una primera dosis en casi el 90% de la población objetivo, que era de 178.000 personas. Nos estamos ocupando de incorporar también al personal que es estratégico y esencial, como todos los trabajadores y trabajadoras operativos […]

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La Fundación Pampa presentó las capacitaciones en oficios en Cutral Co y Plaza Huincul

En alianza con las municipalidades de Cutral Có y Plaza Huincul, se realizarán cinco cursos para desarrollar perfiles con potencial de ser requeridos para el desarrollo del Plan Gas.Ar: auxiliar cañista, auxiliar de mantenimiento mecánico, auxiliar electricista y conexionista, ayudante de instrumentación y ayudante soldador. Los cursos serán realizados por 105 personas que sumarán un total de 298 horas de formación (222 teoría y 76 práctica). Los mismos serán facilitados por profesionales de la Fundación Potenciar, una organización neuquina con más de 10 años de trayectoria en programas de formación profesional. De la presentación realizada de manera virtual esta mañana […]

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Chile será anfitrión de la cumbre de energías limpias CEM12/MI-6 que reúne a las principales economías del mundo

La cumbre internacional Clean Energy Ministerial y Mission Innovation CEM12 / MI-6 se realizará entre el 31 de mayo y el 6 de junio, y contará con la participación de ministros de Estado, líderes globales y reconocidos expertos en materias de transformación energética e innovación. Entre los participantes confirmados se encuentran el delegado especial para el Medio Ambiente de Estados Unidos, John Kerry; el empresario y ex alcalde de Nueva York, Michael Bloomberg; la presidenta del World Energy Council, Angela Willkinson; y el presidente del World Economic Forum, Børge Brende. Santiago, Chile.- Entre el 31 de mayo y el 6 […]

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Medanito vende activos y renegocia deudas para evitar el default

La compañía tiene pérdidas mayores a su patrimonio neto desde hace varios años, afectada por la crisis desatada en el sector por la pandemia del Covid-19.Tras un trimestre con pérdidas por $1.600 millones en este año, más otros $2.880 millones el año pasado, la productora de hidrocarburos analiza alternativas incluyendo la venta o cesión de activos estratégicos que la ayuden a mejorar su estructura financiera y patrimonial. La empresa argentina viene acumulando ejercicios negativos durante los últimos tres años y en la actualidad sufre pérdidas mayores al 15% del patrimonio neto, lo cual la ubica al borde de una posible […]

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Un equipo científico trabaja con bacterias para convertir residuos en aceite

Investigadores del CONICET estudian microorganismos que tienen la capacidad de degradar compuestos que pueden encontrarse en desechos agroindustriales. Héctor Álvarez encontró una aguja en un pajar; o más precisamente, una bacteria entre millones. El investigador principal del CONICET y director del Instituto de Biociencias de la Patagonia (INBIOP, CONICET-UNPSJB) halló durante su estadía como becario en Alemania entre 1993 y 1997, trabajando con microorganismos productores de bioplásticos; bacterias con la capacidad de producir aceites. Desde ahí en adelante, su carrera tomó nuevo rumbo. “A partir de allí comencé a investigar los aspectos científicos básicos de la producción de aceites a […]

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Dubai: Un refugio lujoso contra el covid 19

La región se ubica como un destino seguro y placentero alejado del virus. Gracias a esta condición aumentaron las compras inmobiliarias y muchos empresarios lo ven como el paraíso desde donde manejar sus empresas, a distancia. Dubai situado en Emiratos Árabes Unidos a pesar de las pérdidas que le causó la pandemia de coronavirus, la misma pandemia le permite repuntar sus ingresos. Lo hace erigiéndose como refugio contra el confinamiento al que obliga el covid-19 en el resto del mundo. Es que cuenta con una de las mayores compañías mundiales de vacunación, el país muestra teniendo al virus en un […]

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Cuánto pagará un usuario residencial de gas promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires luego del aumento de 6%

El gobierno decretó un aumento de 6% para las facturas de gas en todo el país a partir de este 1° de junio. Lo hizo mediante la publicación a última hora del lunes de un suplemento en el Boletín Oficial. En concreto, los DNU 353 y 354, firmados por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el ministro de Economía, Martín Guzmán, establece el visto bueno para el incremento tarifario en los segmentos de transporte y distribución de gas natural. 

Se trata del primer ajuste tarifario desde abril de 2019, cuando el expresidente Mauricio Macri congeló las tarifas. El gobierno nacional había autorizado a fines de abril una suba de 9% de las tarifas de electricidad de Edenor y Edesur que empezó a correr a partir de mayo. También había anticipado esta nueva actualización en las facturas de gas mediante la conformación de un Régimen Tarifario de Transición. El acuerdo para la actualización tarifaria lo firmaron las nueve distribuidoras del país, el Ministerio de Economía ad referéndum del gobierno nacional y el Enargas, a cargo de Federico Bernal. No firmaron las transportistas Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur.

La tarifa social alcanza a más de 2 millones de usuarios.

Cuánto aumentará la factura según dos ejemplos

Una factura promedio de Metrogas para un hogar del distrito de Buenos Aires se incrementará un 6% a partir de junio, lo que significa un recargo aproximado de 145 pesos mensuales para un usuario promedio. 

Ejemplo 1. Un cliente de un departamento donde vive una familia tipo en la Ciudad de Buenos Aires (4 personas, dos estufas, un calefón y cocina con horno y que tiene un consumo promedio de 762 m3/año a 11,92 pesos el m3 y un cargo fijo por factura de 151,50 pesos) paga hoy 1.698 pesos promedio mensual, es decir, unos 2.500 pesos durante los meses de invierno y 1.150 pesos durante el resto del año. Con el nuevo incremento pasará a pagar 1.786 pesos promedio anual, es decir, unos 2.622 pesos durante los meses de invierno y 1.188 pesos el resto del año. En total, el aumento del 6% tiene un impacto de 110 pesos promedio anual. 

Ejemplo 2. Un cliente de una vivienda donde vive una familia tipo en el Gran Buenos Aires (igual que el primer ejemplo, pero con un consumo promedio de 942 m3/año a 12,87 pesos el m3 y un cargo fijo por factura de 197,50 pesos) paga hoy 2.412 pesos promedio mensual, unos 3.600 pesos durante los meses de invierno y 1.500 pesos durante el resto del año. Con el nuevo incremento, pasará a pagar 2.550 pesos promedio anual, unos 3.800 pesos durante los meses de invierno y unos 1.640 pesos el resto del año. Es decir, que el aumento del 6% es de 138 pesos promedio anual.  

Acuerdos con unos y no con otros

El DNU 354/21, específico para las distribuidoras, remarca que el gobierno llegó a “acuerdos transitorios de renegociación” con las compañías. Es decir, que el aumento fue firmado por el Ministerio de Economía y el Enargas y por las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Gasnor, Distribuidora Gas Cuyana, Distribuidora Gas del Centro, Litoral Gas, GasNea, Naturgy Ban y Metrogas.

En cambio, el DNU 353/21, dedicado a las transportistas de gas, explica que “atento a no haber sido factible arribar a un acuerdo sobre una adecuación tarifaria de transición, se puso en vigencia ´ad referendum´ del Poder Ejecutivo Nacional un Régimen Tarifario de Transición aplicable, respectivamente a Transportadora Gas del Sur S.A. y a Transportadora Gas del Norte S.A.; siendo las tarifas que se fijen luego de la presente ratificación el resultado final de dicha adecuación transitoria”.

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Como parte del acuerdo eleccionario, el gobierno posterga hasta diciembre la actualización de los impuestos a los combustibles

El gobierno postergó la actualización de los impuestos a los combustibles del primer y segundo trimestre de 2021 hasta el 1° de diciembre de este año. La medida se desprende del acuerdo tácito entre el gobierno e YPF, el mayor jugador del mercado de naftas y gasoil, que contempla tras el aumento de mayo, los precios de los combustibles queden congelados hasta fin de año. Es decir, hasta después de las elecciones legislativas previstas para noviembre.

La decisión, a su vez, busca evitar un nuevo impacto en los surtidores que haga su aporte a la escalada inflacionaria que atraviesa el país, que en lo que va del año acumula una suba de 17,6%. Eso es lo que dice el Decreto de Necesidad y Urgencia 352/21, publicado en el suplemento del Boletín Oficial de este lunes y firmado por el presidente Alberto Fernández, el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el ministro de Economía, Martín Guzmán.

El Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) de la primera mitad del año se actualizará entonces recién en diciembre. El DNU remarca que “tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles”.

Además, en el DNU se añade que “en línea con las medidas instrumentadas hasta la fecha y con el fin de asegurar una necesaria estabilización y una adecuada evolución de los precios, resulta razonable postergar para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil los efectos de los incrementos en los montos de impuesto”, derivados de las actualizaciones “correspondientes al primer y segundo trimestres de 2021”.

Postergaciones reiteradas

Se trata de impuestos sobre los combustibles que implican un monto fijo que se va actualizando cada tres meses en función de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec. Originalmente se actualiza cuatro veces por año en enero, abril, julio y octubre.

El gobierno sólo actualizó el 38% de los impuestos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 en marzo de este año. En los hechos, viene postergando la actualización impositiva del 62% de ese trimestre y este año la volvió a postergar en dos oportunidades. La última vez lo hizo hasta el 21 de junio. Ahora postergó también la actualización del ICL y el IDC de los dos primeros trimestres de 2021 hasta el último mes del año.

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Exclusivo: Guatemala anuncia nueva licitación para energías renovables

“Estamos trabajando en una licitación para adicionar nueva generación”, anunció el Licenciado Fernández.  La administración actual estaría aún definiendo los términos de referencia y este año daría a conocer las Bases de la Licitación. 

Ayer, durante una ponencia sobre “Historia del Subsector Eléctrico de Guatemala: un modelo basado en costos”, organizado por Comité Regional de la CIER para Centroamérica y el Caribe, el titular de la CNEE tuvo oportunidad de brindar mayores precisiones. 

“En esta licitación, que esperamos que salga este año, estamos invitando a la inversión de todo tipo de energía renovable que quiera participar en el país”, introdujo.  

Respondiendo la consulta de Energía Estratégica sobre las condiciones de contratación PPA que prevén para este nuevo proceso, el presidente de la CNEE respondió: 

“La Ley no permite que sean por más de 15 años. Y muy regularmente se negocian en dólares”.

Por el lado de la tecnología, todas estarían invitadas. Además de la eólica y solar, favoritas en distintas licitaciones de la región por su baja en los costos, una gran oportunidad se abriría para la geotérmica -según indicó Fernández- puesto que las estarían integrando en el modelo de licitación de forma tal que pueda competir y no quedar rezagada por sus altos costos de inversión. 

Es preciso recordar que Guatemala cuenta con una Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energías Renovables (ver detalle) que colabora a bajar algunos costos de los proyectos. Entre las medidas de promoción que contempla se destacan: la exención del impuesto sobre la renta por diez años desde el COD y la exención de derechos arancelarios para las importaciones, incluyendo IVA, cargas y derechos consulares sobre la importación de maquinaria y equipo antes, durante y en los 10 años posteriores a su ejecución.  

En el caso de eólica o solar más almacenamiento de respaldo con baterías, se aclaró que si bien no hay razones para no dejar participar estos proyectos, por lo pronto no tendrían un tratamiento especial y deberían demostrar su competitividad frente a otros proyectos.

Fernández, quien tan bien fue exviceministro de Energía y Minas (2015-2018), agregó que así como lo empezó a hacer él durante su gestión, la administración actual seguirá apostando por sumar energías renovables en la matriz energética local. Una muestra de ello será esta nueva convocatoria.  

“Como indiqué, hay una intención de adicionar nueva generación con horizonte de 15 años respetando nuestro marco jurídico. Siempre son bienvenidas las nuevas inversiones que quieran aportar al país”, concluyó.

60 proyectos en condición de evaluación

En el Plan de Expansión de Generación (2020-2050) se prevé el eventual ingreso en operación de 60 generadoras. Se trataría de proyectos de tecnología: hidráulica (12), geotérmica (15), fotovoltaica (9), eólica (8), minihidro (7), biogás (2), carbón (2), gas natural (2) y cogeneración (3).  

Sobre aquellas se indica que “existe la probabilidad de que entren a operar por iniciativa propia de los agentes”. Estos representan unos 2758,3 MW de potencia e ingresarían para cubrir la demanda creciente al 2040. 

No obstante, se advierte que, en el caso de que la demanda eléctrica no crezca en demasía, el sistema nacional de generación actual tendría el suficiente abastecimiento para suplir las necesidades hasta el año 2030, con el pesar de un elevado costo marginal resultado de la generación de centrales térmicas que utilizan derivados de petróleo. Pero, desde 2030 en adelante pronostican que el ciclo económico fomente la adición de nuevas centrales.

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Se vuelve a modificar el cronograma de la subasta de almacenamiento con baterías de Colombia

Días antes de que se lleve a cabo la presentación de propuestas de sobres 1 (técnicas) y sobres 2 (económicas) de la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) modificó el cronograma nuevamente.

El hito se iba a llevar a cabo el pasado 25 de mayo, pero el 21 de ese mismo mes la fecha se modificó a través de la Adenda N°5 (ver en línea).

Ahora la presentación de propuestas tendrá lugar el martes 22 de junio. La jornada se llevará a cabo a través de la Plataforma Tecnológica de la UPME, desde la 00:01 a las 8:30 horas, indica la Adenda.

Ese mismo día, durante el mismo horario, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunciará el Valor Máximo de Adjudicación de la subasta.

Cabe recordar que la subasta para el SAEB consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de un sistema de baterías de 50 MW que se instalarán en Barranquilla, departamento del Atlántico.

El propósito de la obra es mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en el Sistema de Transmisión Regional (STR).

¿Por qué se postergó el cronograma?

Energía Estratégica intentó averiguar los motivos concretos de esta postergación pero no obtuvo respuestas oficiales de la UPME.

Fuentes del mercado, interesadas en la convocatoria, comentaron a este medio que una de las causas de la postergación estaría ligada a información que la UPME les está requiriendo (sin suerte) tanto a ISA como a Air-E por la subestación Silencio de 110 kV.

Cabe indicar que un tramo de los 50 MW de las baterías que se coloquen en Barranquilla deberán conectarse a esa subestación. Según señalan las fuentes, la UPME no está teniendo información necesaria para avanzar con el proceso de la subasta y eso habría necesitado postergar plazos.

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Oscar San Martín: “El hidrógeno debe llegar a valores menores a dos dólares»

El estudio y desarrollo del hidrógeno verde ha tomado relevancia y ha sido foco de muchos debates en los últimos años. Pero en lo que llevamos de 2021, varios países pusieron la mira en generar esta tecnología y utilizarla de manera energética. 

Sin ir más lejos, semanas atrás Argentina llevó adelante el foro hacia una estrategia nacional hidrógeno 2030; mientras que en México esta tecnología fue contemplada por primera vez en la política energética a través del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034, e incluso en dicho país hay un potencial estimativo de de 22 TW de electrólisis PEM instalable.

Ante estas circunstancias surge un gran interrogante: ¿está todo preparado para que el hidrógeno tome un rol protagónico en Latinoamérica?

Oscar San Martín, gerente general del Consorcio Energético Punta Cana-Macao S.A, aportó su mirada durante un webinar y afirmó que “el H2 tiene que pasar por una serie de cambios tecnológicos para que esto sea posible”. 

“Tiene muchos retos a la hora del transporte, la criogenización, si están las infraestructuras para transportar los gasoductos o varias innovaciones que hay con membrana de carbono. Todavía son innovaciones que se necesitan mejorar”, aclaró. 

Por otra parte, el especialista apuntó a los costos de producción. Según su conocimiento “en muchos proyectos se evalúa entre 7 y 8 dólares de hidrógeno”. Hecho que, para que sea competitivo, por sus palabras “debe llegar a valores menores a dos dólares o cercanos a un dólar”. 

“Todo el rebaje de costo de producción está basado en los costos energéticos, en bajarlo con las energías renovables. Entonces debemos que esas eficiencias sigan bajando de costo para que el hidrógeno pueda ser competitivo y que podamos utilizarlo”, agregó. 

Cabe mencionar que Chile se centró en liderar la producción de hidrógeno verde con una capacidad de electrólisis que alcance 25 GW y ya ya piensa en valores cercanos a los que mencionó Oscar San Martín, a tal punto que pretende  que cueste por menos de USD $1,3 por kilovatio.

Ya a modo de conclusión y sin entrar en detalle de diversos avances en la materia, el gerente general del Consorcio Energético Punta Cana-Macao S.A observó que “durará hasta el 2050 para que tengamos una tecnología bien desarrollada”. 

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Quiénes ingresan y quiénes dejan Vestas: Nuevos nombres para Latinoamérica con grandes desafíos por delante

Tras la decisión de Juan Araluce y Martínez de Azagra de dejar Vestas a finales de junio para continuar su carrera fuera de Dinamarca, Vestas ha decidido fortalecer su configuración comercial y modelo operativo para mejorar la dedicación y la cercanía al cliente.

En concreto, se crea una nueva región dentro de Vestas, Vestas Latinoamérica, para el 1 de enero de 2022, y se simplifica la estructura organizativa de Vestas, lo que implica que a partir de hoy todos los presidentes regionales reportarán directamente al presidente y director ejecutivo del grupo Vestas, Henrik Andersen.

En primer lugar, después de casi diez años como director general de ventas (Chief Sales Officer) de Vestas, Juan Araluce será reemplazado por Javier Rodríguez Diez, actual presidente de Vestas Mediterránea.

Además, Javier Rodríguez será reemplazado en dicha presidencia por José Luis Jimeno Gutiérrez, actualmente vicepresidente senior de Global Service Commercial, a finales de junio.

Al mismo tiempo, Laura Beane, actual directora de energías renovables de Engie North America, sucederá en la presidencia de Vestas North America a Eduardo Medina Sánchez, quien dejará Vestas a finales de agosto tras haber preparado a esta región para el esperado crecimiento del mercado de EEUU en los próximos años.

Por último, Eduardo Ricotta Torres Costa, actual director de ventas de Vestas América Latina, ha sido nombrado presidente de la región con efecto el 1 de enero de 2022.

“La industria eólica no habría crecido al ritmo que lo ha hecho en la última década sin la tremenda contribución de Juan Araluce para hacer más rentables los proyectos eólicos, lo que también ha sido clave para convertir a Vestas en un líder mundial en soluciones de energía sostenible. Reemplazar a Juan es difícil, pero estamos entusiasmados de tener un reemplazo interno tan fuerte como Javier Rodríguez Diez, quien tiene los conocimientos, la experiencia y la visión comercial para liderar la organización comercial y de ventas de Vestas. Por otro lado, una parte clave de nuestro viaje es acercarnos aún más a nuestros clientes», ha valorado Henrik Andersen, presidente y director ejecutivo de Vestas.

«Con el establecimiento de Vestas Latinoamérica queremos crecer de manera rentable fortaleciendo nuestra huella y alcance en la región en beneficio de nuestros clientes. Por último, pero no menos importante, quiero agradecer a Eduardo Medina su gran contribución a Vestas, más recientemente liderando Vestas Norteamérica a través de un período difícil y creando una base sólida para que Laura Beane pueda construir desde dicha base”, agrega.

Juan Araluce ha pasado casi 15 años en Vestas y jugó un papel clave en la recuperación de la confianza de los clientes en la compañía durante el cambio de rumbo de 2012-2014.

Desde entonces, Juan Araluce ha liderado el negocio de ventas y construcción de Vestas, aumentando la entrada de pedidos de 7,4 GW en 2011 a 17,2 GW en 2020 y entregas de 5,2 GW a 17,2 GW durante el mismo período.

Javier Rodríguez Diez como nuevo director de ventas de Vestas se hará efectivo el 1 de julio de acuerdo con nuestra planificación de sucesión, lo que implica que Javier Rodríguez se convertirá en parte de la Dirección Ejecutiva de Vestas con responsabilidad comercial en la energía eólica terrestre y marina a nivel mundial y se traslada a Copenhague de manera inmediata.

“Vestas ha realizado un tremendo viaje desde que me uní a la empresa y estoy increíblemente orgulloso de lo que hemos logrado juntos en los últimos 10 años. La perspectiva para Vestas y las energías renovables es fenomenal y eso hace que sea muy difícil dejar Vestas, pero con la integración del offshore, nuestra configuración comercial fortalecida y  un sucesor interno como Javier Rodríguez, con quien he trabajado de cerca durante los últimos 15 años, siento que es el momento adecuado. En ese sentido, estoy emocionado de haber encontrado otro candidato interno fuerte en José Luis Jimeno para reemplazar a Javier como presidente de Vestas Mediterránea. También es muy importante haber encontrado a una experimentada ejecutiva estadounidense como Laura Beane para liderar Vestas Norteamérica después de Eduardo Medina, quien ha hecho un gran trabajo preparando la Región para el futuro”, ha dicho Juan Araluce.

“Habiendo comenzado como director de ventas en Vestas España hace 20 años, estoy extremadamente orgulloso de que me ofrezcan la oportunidad de reemplazar a un líder de la industria como Juan Araluce, quien ha sido un colega cercano todos estos años, tanto en Madrid como en Copenhague. La energía eólica desempeña un papel fundamental en la carrera para lograr la neutralidad de carbono en 2050 y estoy emocionado de unirme a la Dirección Ejecutiva y trabajar en estrecha colaboración con nuestros presidentes regionales, el resto del equipo Vestas y nuestros clientes para acelerar la transición energética.

En ese sentido, también me complace dar la bienvenida a Vestas a Laura Beane, a quien ya conocemos bien por sus roles ejecutivos en clientes clave. Además, estoy encantado de que nuestra planificación garantice que José Luis Jimeno me suceda como presidente de Vestas Mediterránea y Eduardo Ricotta se convierta en presidente de Vestas Latinoamérica”, ha dicho el director general de ventas entrante de Vestas, Javier Rodríguez Diez.

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IM2 Solar Chile inicia construcción de los parques de Enel en Chile

Las 10 plantas solares que deben alcanzar los 75 MW de potencia instalada están avanzando muy rápido. Las dos primeras, San Camilo de 3 MW de potencia, ubicada en Molina, Región del Maule y Planta Solar Dadinco, también de 3MW, situada en la comuna de San Nicolás, en la Región de Ñuble, ya fueron conectadas.

Esta semana entraron en proceso de construcción Caracoles y Piduco, localizadas ambas en la región del Maule.

Cuando las cuatro plantas estén conectadas sumarán 12 MW, lo que permitirá abastecer a más de 15.000 viviendas al año, beneficiando a 60 mil personas, reduciendo en casi 425 mil toneladas la emisión de CO2, durante su vida útil. Se espera que estas últimas sean inauguradas en el mes de Agosto.

La Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP) de la División de Desarrollo de Proyectos del Ministerio de Energía, indicó que a marzo del 2021 se encuentran en construcción 6.675 MW (109 proyectos), de los cuales 94,6% corresponden a energías renovables.

De ese total se desglosa un alto porcentaje de 48,9% para centrales solares, 13,3% de centrales hidroeléctricas; 29,5% de centrales eólicas; 2,5% de centrales a biomasa y 0,5% de otras renovables. Estas centrales representan una inversión total de 11.317 millones de dólares.

Los últimos cálculos estimados por la Universidad Católica señalan que los índices de radiación muestran entre 3.600 – 4.100kwh/m2 día desde la región I a la IV; entre la V y la VIII se encuentra cercano a los 3.000kwh/m2 día; y en el resto del país bajo los 2.600kwh/m2 día.

Pablo Maestri, CEO de IM2 Solar, concluye que “estos números reflejan el extraordinario recurso que tiene el país, la energía inagotable del sol, es lo que nos inspira a nosotros como IM2 Solar, para desarrollar, construir y operar proyectos solares que aporten a crear un futuro energético sostenible”.

ACERCA DE IM2 SOLAR

Es una compañía multinacional nacida en España en 2003, y en LATAM en el 2014, de la mano de un socio chileno, Pablo Maestri. Dedicada a la ingeniería, desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de proyectos de energía solar fotovoltaica.

Trabajan con un equipo de profesionales jóvenes, que están en constante investigación y desarrollo para realizar los mejores proyectos “llave en mano”.

Son líderes en el segmento PMGD y establecen continuamente las mejores alianzas para seguir explorando nuevas tecnologías, como el Hidrógeno Verde y todas las soluciones que permitan tener un planeta más limpio.

El Grupo IM2 Solar tiene también dos empresas que son complementarias, Greentech y Solargia que se dedican al mantenimiento y lavado de las plantas.

Están incursionando en los mercados latinoamericanos de Colombia, Perú, Argentina y Bolivia.

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Sepúlveda sobre solar concentrada en Chile: “Se hace urgente que existan incentivos”

La Concentración Solar de Potencia (CSP) está ganando cada vez más fuerza en Chile. El primer hito se dio con la sincronización al sistema eléctrico de Cerro Dominador, planta de 210 MW, donde de 110 MW de ellos corresponden a esta tecnología.

La planta, que posee una capacidad de almacenamiento energético de 17,5 horas, se inaugurará durante este mes de manera virtual, anunciando una interacción al 100% con el sistema eléctrico.

En tanto, según la Comisión Nacional de Energía (CNE), proyectos de CSP por una potencia 2.032 MW han obtenido aprobación de sus Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA).

Sin embargo, en ese marco, desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) advirtieron que para que se desarrolle esta tecnología, y que pueda ser un respaldo al sistema ante la inminente salida de las centrales a carbón, se deberían tomar acciones concretas y rápidas.

“Se hace urgente que existan incentivos para que tecnologías síncronas limpias que poseen atributos como flexibilidad y estabilidad, como es el caso de la Concentración Solar de Potencia, puedan ingresar al Sistema Eléctrico Nacional con la máxima celeridad, teniendo en cuenta que los plazos de construcción y comisionamiento de plantas CSP están en torno a 3,5 años, lo cual requiere previamente plazos para calificación ambiental y cierres financieros”, destacó Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP.

Desde la entidad indicaron que el avance de la Ley Marco de Cambio Climático en el Congreso anticipa las metas de descarbonización en Chile dando su cumplimiento mucho antes del 2050. La ley establece un avance progresivo de salida del carbón, que debería concretarse el 2030 y metas de neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero para el 2040.

Esto “obliga a que existan cambios legislativos que permitan también incorporar otros atributos de las tecnologías más allá del precio como criterios de adjudicación en las licitaciones de suministro eléctrico”, sostuvieron desde la ACSP.

“La CSP es una tecnología que aporta energía limpia con capacidad 24/7 que posee todos los atributos necesarios para la estabilidad del sistema eléctrico nacional tras la salida de la generación a carbón”, destacó Sepúlveda.

Desde la ACSP aseguraron que, para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico, que cada vez es más intensivo en energías limpias variables y asíncronas como fotovoltaica y eólica, se torna determinante la tecnología CSP.

“Gracias a sus atributos tales como la capacidad de almacenamiento disponible para generación desde minutos hasta varias horas de manera continua y síncrona, aporte a la inercia sistémica, altas velocidades de entrada y salida en la generación dependiendo de la indicación del Coordinador, bajísimo costo variable y una operación sin emisiones de gases de efecto invernadero ni contaminantes locales”, destacaron desde la entidad.

Si bien ya existían sectores que aseguraban que la descarbonización en Chile sería más rápida que la establecida por el plan del Ministerio de Energía, la aprobación de la Ley Marco de Cambio Climático supondrá un nuevo escenario.

De hecho, el Coordinador Eléctrico Nacional en un estudio en que analizó un escenario de retiro de centrales a carbón al 2033 con costos bajos en generación, concluyó que la Concentración Solar de Potencia ingresaría con fuerza al Sistema Eléctrico Nacional a partir del 2025. “Estamos con los plazos acotados”, advirtieron en la ACSP.

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Hitachi ABB Power Grids plantea acelerar interconexión entre países para acelerar renovables en Latinoamérica

En la primera jornada del evento CEM12 MI-6 (Clean Energy Ministerial and Mission Innovation Ministerial), organizado por Chile, Gerhard Salge indicó la necesidad de incrementar el parque de generación renovable, expandir las redes de interconexión eléctrica y ampliar el almacenamiento energético en todo el mundo. 

Sobre la generación de energía renovable, el referente de Hitachi ABB Power Grids indicó que esta precisa establecerse en las ubicaciones más eficientes (tanto en tierra como en el mar). Y a partir de allí, se debe empezar a delinear su masividad. 

“Necesitamos aprovechar todos los recursos posibles que podamos obtener”, exhortó. 

Desde la óptica del empresario, en el caso on-shore se requeriría un equilibrio eficiente de los perfiles solares y eólicos en todas las regiones, procurando conectar todas las posibles ubicaciones V-RES cercanas y distantes a los centros principales. 

De allí es que una interconexión de sistemas de energía de gran alcance sería oportuno para unir a los distintos puntos previstos. Ahora bien, existirían desafíos para lograrlo.

“Necesitas gestionar la conexión entre países, los diferentes stakeholders para la inversión y el payback. Con lo cual, se requiere colaboración tanto en el lado técnico como económico para llevar a cabo un modelo de negocios”, indicó Salge. 

Sobre este tema, una recomendación podría ser intercambiar energía bajo un criterio de zonas horarias y climáticas así como contemplar previamente la interconexión a la red a través de sistemas sincronizados y no sincronizados. 

Con el avance del parque de generación renovable y nuevas redes de transmisión, el próximo aumento significativo esperable es la interconexión de más capacidad de almacenamiento. 

Por ello, según advirtió Salge, a corto plazo se requeriría de apoyo de baterías para la gestión de la red y luego, a largo plazo, para la flexibilidad del intercambio de energía local, regional y global. 

“Necesitamos tener soluciones de interconexión flexibles que puedan salvar distancias muy largas con pérdidas muy grandes, y que pueden interconectarse y construirse sobre los sistemas de energía existentes en la actualidad haciéndolos más flexibles y más potentes”, remarcó.

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Expertos marcan el rol de la iniciativa privada dentro del panorama energético actual

El mercado eléctrico mayorista tiene retos y oportunidades en relación a las energías limpias. Si bien desde el sector son varios los actores que afirman que no hay certidumbre jurídica, consecuente de diferentes acontecimientos, hay algunos que observan ciertos enfoques que pueden resultar.

Ese es el caso de Sofía Pérez Gasque Muslera, VP Relaciones Estratégicas Parques de Generación México y presidenta del Consejo Coordinador de Mujeres Empresarias (CCME), y de Jaime Pérez de Laborda, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX).

Sofía Pérez Gasque Muslera

Ambos especialistas destacaron el rol que puede puede tomar la iniciativa privada durante un webinar organizado por la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX).

«Podemos enfocarnos en eficientar la energía que ya tienen las empresas, sumarnos a las que tienen sus objetivos globales», destacó Gasque.

«Sabemos que el T-MEC está siendo un contrapeso en los juzgados internacionales, no vamos a poder romper todos los tratados, entonces es importante que sepamos que la inversión está contraída, pero que las privadas podemos enfocarnos en proyectos detrás del medidor y a generar educación en otras empresas para incentivar y que continúe», aclaró. 

Por el lado de Pérez de Laborda, señaló que actualmente hay un mercado totalmente regulado y el la importancia crítica del papel del gobierno: «Transmitir tranquilidad, visibilidad y confort es clave para atraer inversión extranjera y necesitamos tranquilidad en torno regulatorio y no tomar como base que lo que hay ahora es lo bueno».

Jaime Pérez de Laborda.

«Aunque les ayudaría mucho escuchar a la iniciativa privada para explicarles lo que ha funcionado en otros países con situaciones y matrices parecidas a la actual», agregó. 

Y si bien bajo la mirada del presidente de ASOLMEX hay un potencial solar bruto que supone cincuenta veces mayor a la energía generada por el país en los últimos años, hay indicios e informes que no se llegarán a cumplir las metas que se planteó México en cuanto a las energías limpias. 

De todos modos, Sofía Gasque remarcó que, «pese a que no se llegará a los objetivos 2030 – 2050, sí hay avanzando, entonces el objetivo es seguir empujando desde la iniciativa privada para que las entidades federales no hagan del sector energético más que un calvario». 

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Inminente resolución sobre tarifas del gas, y postergación para impuesto a los combustibles

 

El gobierno publicó en un suplemento del Boletín Oficial los decretos 353/2021 y 354/2021 referidos a la puesta en vigencia del Régimen Tarifario de Transición para las compañías Transportadoras, y las Distribuidoras de gas natural, respectivamente, luego de dos años de congelamiento.

En las próximas horas serán publicadas las resoluciones que definen los ajustes en los cargos tarifarios que cobran estas empresas.  Se estima que para el caso de las distribuidoras el VAD (valor agregado de distribución) promediará el 6 por ciento, y que el cargo para las transportadoras no tendría variación por ahora.

En cualquier caso, lo que resolverán el Ministerio de Economía y el Enargás estará muy distante de lo que solicitaron estas empresas en las audiencias públicas convocadas por el ente regulador en marzo.

Esto, en el contexto de vigencia de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la “Emergencia Pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social”.

El artículo 2° de la norma citada insta a “reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético con criterios de equidad distributiva y sustentabilidad productiva y reordenar el funcionamiento de los entes reguladores del sistema para asegurar una gestión eficiente de los mismos”.

El artículo 5° de dicha Ley facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de gas natural bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la RTI vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de la Ley 24.076 (Marco Regulatorio del Gas) “propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias”.

Mientras que las Transportadoras TGN y TGS no acordaron criterio ni montos para las tarifas de transición,  las distribuidoras signaron un acuerdo con las autoridades, con el compromiso de avanzar hacia una nueva Revisión Tarifaria Integral en 2022.

Los Acuerdos Transitorios de Renegociación han sido suscriptos individualmente por las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de Gas Natural  CAMUZZI GAS DEL SUR, GASNOR; DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA., DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO, LITORAL GAS; CAMUZZI GAS PAMPEANA;  METROGAS;  NATURGY BAN y GAS NEA, con el ENARGAS y con el  Ministerio de Economía, ad referendum del Poder Ejecutivo Nacional.

Los decretos ahora publicados “instruyen” al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines dispuestos” en la propia norma. Ocurre que el Estado subsidiará parte de la movida tarifaria en  estos servicios.

COMBUSTIBLES

En otro orden, el gobierno también publicó el Decreto 352/2021 referido al rubro Hidrocarburos, disponiendo una nueva postergación del ajuste periódico del Impuesto a los Combustibles Líquidos (naftas y gasoils) y las dióxido de carbono,  que se debían actualizar cada tres meses en base a la evolución del IPC (del INDEC).

En la actualidad, conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 245/2021, se encuentra postergado el 62 por ciento del incremento derivado de la actualización de dichos impuestos correspondiente al cuarto trimestre del año 2020, hasta el 20 de junio de 2021, inclusive.

Esta vez, se establece una nueva prórroga de las actualizaciones trimestrales del ICL y al CO2 del 2021, hasta el 1 de diciembre de este año, fecha en la cual entrarían en vigencia.

“Tratándose de impuestos al consumo, y dado que la demanda de los combustibles líquidos es altamente inelástica, las variaciones en los impuestos se trasladan en forma prácticamente directa a los precios finales de los combustibles” argumenta el decreto, procurando aportar a una menor inflación.

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Fundación Pampa y Municipios capacitarán en oficios en Plaza Huincul y Cutral Co

Fundación Pampa, en alianza con las municipalidades de Cutral Có y Plaza Huincul, realizarán cinco cursos para desarrollar perfiles con potencial de ser requeridos para el desarrollo del Plan Gas.Ar: auxiliar cañista, auxiliar de mantenimiento mecánico, auxiliar electricista y conexionista, ayudante de instrumentación y ayudante soldador.

Los cursos serán realizados por 105 personas que sumarán un total de 298 horas de formación (222 teoría y 76 práctica). Los mismos serán facilitados por profesionales de la Fundación Potenciar, una organización neuquina con más de 10 años de trayectoria en programas de formación profesional.  

De la presentación realizada de manera virtual esta mañana participaron José Rioseco, intendente de Cutral Có, Gustavo Suarez, Intendente de Plaza Huincul, y Pablo Díaz, director de la Fundación Pampa Energía.

“Es muy importante que nuestros vecinos puedan capacitarse en estos temas, porque que son los que necesitan las empresas de la zona. Este fue un trabajo en conjunto muy importante y por eso le agradecemos a Pampa y a todas las personas involucradas” aseguró Rioseco

“Le agradecemos a Pampa por esta iniciativa que hoy estamos presentando, porque desde el municipio ponemos mucho esfuerzo para que nuestra gente pueda ser formada y capacitada en este tipo de oficios”, afirmó Suarez.

Por último, Pablo Díaz dijo: “nos complace estar hoy lanzando estos cinco cursos de oficios, que no solo contribuyen a la formación profesional de más de 100 personas de Cutral Co y Plaza Huincul, sino que además nos permite contar con personal calificado para los requerimientos del negocio.

La Fundación Pampa Energía fomenta la de educación y el empleo decente a través del desarrollo de cursos de oficios de perfiles laborales demandados por las comunidades en donde opera Pampa, apostando a que las personas puedan sumar herramientas que aumenten sus oportunidades de empleabilidad.

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Grúas San Blas abre la convocatoria para sumar talleres zonales para que acudan sus clientes

El Proyecto de Talleres Zonales de Grúas San Blas cuenta en la actualidad con 90 talleres adheridos en todo el país. Son centros técnicos locales adonde pueden acudir los clientes para realizar cualquier servicio de postventa y adquirir repuestos para todas las líneas de equipos que comercializa Grúas San Blas.

“Estamos realizando una convocatoria para que se sumen más talleres, ya que tenemos el objetivo de contar con 150 a fin de este año”, señaló Lucas Sosa, coordinador del área, “se pueden presentar mecánicos que cuenten con una infraestructura para poder desarrollar la actividad, que cuenten con un taller con espacio físico y una estructura de soporte y que posean camionetas de servicio para poder realizar servicios en campo. Nuestro objetivo es ampliar el campo de acción de nuestra posventa con el mismo servicio técnico profesional que brindamos en nuestra casa matriz”.

Al sumarse a la red de Grúas San Blas, los talleres zonales tienen muchos beneficios. En primer lugar, sus integrantes se suman al programa de capacitaciones técnicas que brinda la compañía sobre mantenimiento, reparación y repuestos de todas las máquinas.  También están habilitados para comercializar repuestos con una interesante política de descuentos y con financiación; y tienen la posibilidad de generar negocios de alquiler o venta de equipos. Todo esto sin dejar sus actividades habituales, ya que no se trata de un contrato de exclusividad.

Los talleres zonales que cuentan con el respaldo de Grúas San Blas pueden recibir carteles estandarizados que pueden colocar en los frontales de sus locales, y son incluidos en el sitio web de la empresa para su localización.

“Son vitales en nuestra política de atención al cliente”, subrayó Sosa, “esta sociedad permite potenciar el trabajo de ambas partes, estar más cerca de cada cliente, mejorar los plazos de respuesta en las asistencias, proveer repuestos más rápidamente, y sumar ventas y alquileres de equipos en la zona de influencia del Taller Zonal. Todo lo enunciado fortalece nuestras marcas y las posiciona apuntando a la excelencia”, cierra Sosa.

Capacitación

Los talleres zonales que se incorporan a la red de Grúas San Blas reciben una capacitación para todo su personal, donde se imparten conocimientos en mecánica general, hidráulica y circuitos eléctricos. Se trata de un curso de 26 horas divididas en cuatro clases por materia de dos horas semanales cada una.

“Con la pandemia tuvimos que adaptar nuestros contenidos para brindar estas clases en forma remota”, describió Lucas Sosa, “para ello desarrollamos placas explicativas, videos y simulaciones ante la falta de laboratorios. Al finalizar, se realiza un examen escrito por medio de videoconferencia con preguntas estructuradas y no estructuradas cubriendo la totalidad de los conocimientos básicos definidos en los objetivos de la capacitación”.

El objetivo, una vez que las condiciones sanitarias lo permitan, será completar dichas capacitaciones con visitas a la planta de Grúas San Blas, realización de prácticas con los equipos y participación en diversas actividades presenciales organizadas por la compañía.

“También trabajamos con nuestros Talleres Zonales en actividades Zoom donde compartimos algunos datos de la evolución económica de las economías regionales y los apoyamos en desarrollar herramientas para mejorar su cobranza y agilizar las ventas con sus clientes como Mercado Pago, Ahora 12 y los programas con Tarjetas Pactar y PymeNación, por citar entre otros casos”, señala Sosa.

Los interesados en sumarse a la red de talleres zonales de Grúas San Blas, pueden inscribirse en representantes@gsb.com.ar.

Grúas San Blas es una empresa de capital nacional con más de 42 años de actividad. Es líder local en venta de maquinaria para los prestadores de servicios y clientes vinculados a la Construcción, Industria, Agroindustria, Minería, Petróleo, Municipios y Puertos. Posee una amplia gama de Servicios: post venta, repuestos originales, capacitación y alquiler de equipos con más de 600 unidades en su flota.

Actualmente emplea 400 personas y cuenta con amplia cobertura nacional: está presente con sede propia en 8 provincias, y con atención en zonas de influencia a través de una red de representantes en otras 8 provincias. Es Representante Oficial en la Argentina de 8 marcas internacionales, entre las principales: SANY, Bobcat, Manitou, Doosan, Kubota y Ensign.

Para mayor información favor visitar: www.gsb.com.ar

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Mobil ofrece una línea completa de productos para la industria

Los sistemas hidráulicos son esenciales en varios segmentos de la industria. Son los encargados de suministrar energía mediante fluidos a diferentes tipos de máquinas, desde sistemas sencillos hasta los más complejos y de alta presión. Para brindar un mejor funcionamiento de los equipos, Mobil ofrece una línea completa de productos que atiende a los diferentes segmentos de la industria y sus condiciones específicas de operación.

Como parte fundamental de este sistema, el fluido hidráulico, además de aportar energía, es el responsable de lubricar las piezas, sellar huecos y fugas, reducir la fricción y eliminar el calor, removiendo la suciedad y protegiendo el equipo contra la oxidación. Utilizado en máquinas plásticas, prensas hidráulicas y equipos de la industria papelera, entre otros, el sistema hidráulico también está presente en equipos móviles, aeroespaciales, automotrices y aplicaciones marítimas.

Una de las mejores formas de preservar estos equipos es utilizar un buen lubricante que actúe sobre el control de la temperatura y que mantenga limpios los sistemas y el fluido hidráulico, y que tenga un programa de análisis de aceite. Además, es necesario realizar una inspección hidráulica semanal para proporcionar un rendimiento óptimo del sistema.

Algunos de los principales productos hidráulicos dirigidos al segmento industrial, sus ventajas y beneficios, son:

Mobil Nuto H Series: aceite hidráulico antidesgaste de primera calidad, desarrollado para aplicaciones industriales y equipos móviles que brinda buen desempeño, buena filtrabilidad y protección contra la corrosión que reduce los efectos de la humedad.

Serie Mobil DTE 20 Ultra: con el rendimiento Ultra Keep Clean, los productos reducen los depósitos y lodo contribuyendo a la protección y la vida útil del equipo. Además, reduce los costos de mantenimiento al brindar mayor estabilidad térmica y oxidativa, y sistema antidesgaste, cumpliendo con los principales requisitos de los fabricantes de bombas hidráulicas.

Serie Mobil DTE 10 Excel: aceite hidráulico antidesgaste de alto rendimiento, desarrollado específicamente para satisfacer las necesidades de los sistemas hidráulicos de alta presión de los equipos industriales y móviles modernos. Además de tener una excelente eficiencia hidráulica, el producto reduce el consumo de energía hasta en un 6% proporcionando una mayor capacidad de productividad, viscosidad estable al cizallamiento, protegiendo los componentes de las altas temperaturas.

Para más detalles de estos y otros productos de la completa línea de fluidos hidráulicos, ingresar en https://ar.moovelub.com/mobil/clubindustria/

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Tarifa social vs segmentación de subsidios

Por Alejandro Einstoss y Julian Rojo

El mes de mayo de 2021 encuentra al sector energético con un congelamiento de tarifas de más de 24 meses de extensión y con costos energéticos que marchan al ritmo de la inflación. Esta situación aceleró el crecimiento de los subsidios energéticos, que crecen al 40% respecto al 2020.

El riesgo que implica esta dinámica es que se torne difícil de manejar en un contexto socioeconómico sin margen para errores adicionales ni de financiamiento fiscal.

Los subsidios acumulados a mayo de 2021 alcanzan los USD 6.819 millones con presiones al alza impulsada por:

1) los mayores consumos del pico de invierno;

2) el aumento de las importaciones tanto en volumen, para cubrir el derrumbe de la producción local de gas natural (-10% anual), como en precios; y

3) en particular, por la continuidad del (semi) congelamiento de los precios de la energía.

Los subsidios eléctricos son los que se llevan la mayor parte a través de CAMMESA. Debido a que los costos de generación en los últimos 24 meses crecieron 120%, mientras que el precio promedio que paga la demanda solo lo hizo el 19%, (incluida la Resolución 131/2021 que comenzó a aplicarse en el mes de abril y sin la cual hubiese aumentado por debajo del 4%).

De esta forma la cobertura de subsidios pasó del el 28% en abril 2019, a superar el 60% en abril de 2021. Lo anterior se traduce en mayores transferencias a CAMMESA que, anualizadas, alcanzan los USD 4.900 millones, y crecen un 32% anual.

Las tarifas eléctricas del AMBA con atraso del 85%

Los aumentos publicados por el ENRE el viernes 30 de abril, recomponen los márgenes de las empresas de distribución de EDENOR y EDESUR a partir del primero de mayo de 2021. Esto representa una mejora del 21% en sus ingresos aunque no tiene impacto alguno en el precio de la energía. Por otra parte, un aumento en el precio de la energía del orden 40%, que tendría un impacto en factura final de alrededor del 20% adicional y que permitiría cumplir con los subsidios previstos en el presupuesto nacional 2021, debe descartar por el momento.

Las tarifas de EDENOR y EDESUR, congeladas por casi dos años, presentan un atraso del orden 108%, en función de los índices de actualización previstos en la revisión tarifaria del 2017. Por lo tanto, aun después del aumento que recompone los márgenes de las Distribuidoras, el atraso tarifario supera el 85%. y mantiene la incertidumbre en relación con el futuro de las inversiones y calidad de servicio.

Esta situación genera además una enorme disparidad tarifaria entre el AMBA y el resto del país, que hace que un usuario del interior pague en promedio, casi un 80% más que uno en el AMBA, una diferencia que no puede justificarse por la escala económica de prestar el servicio de distribución en el centro urbano mas grande del país.

El Gas natural

La situación que se plantea en el sector del gas natural es similar a la de la energía eléctrica. Los aumentos que se anuncian entorno al 7% para residenciales y 4% para la industria corresponden a recomposición de márgenes de distribuidores y transportistas. Sin embargo, estos aumentos aún no han sido reglamentados.

La recomposición de los márgenes regulados representa aproximadamente el 30% de la factura final e implicarán aumentos del 20% en los ingresos de las empresas de servicios que, aun así, también mantendrán un atraso tarifario superior al 80%.

La Secretaría de Energía ha señalado en su informe para las Audiencias Públicas que el 56% del costo del gas destinado a satisfacer la demanda abastecida por las distribuidoras está a cargo del Estado Nacional y que esta situación implica un costo fiscal de $110.000 millones y una necesidad de partidas adicionales no previstas en el presupuesto 2021 del orden de los $52.000 millones, equivalente a un incremento del 40% respecto de las partidas previstas en el presupuesto original.

Por otra parte, la Secretaría señala con precisión que el aumento requerido en el precio del gas es del 42%, lo cual implica aumentos adicionales en la factura del gas en torno al 20%. Al igual que en el caso de la energía eléctrica, esto es poco probable en un escenario de cuarentena y con calendario electoral.

La Discusión relevante es sobre la tarifa social

En el actual contexto económico y social la discusión relevante debería pasar por cómo se reduce el peso de los subsidios en las cuentas públicas (inevitable en un programa de orden macroeconómico) de manera equitativa y socialmente aceptable.

Los límites impuestos por la coyuntura implican la convivencia, en el corto/mediano plazo, con altos niveles de transferencias al sector energético, sin embargo, la discusión es cuándo y de qué forma se comienza a implementar un régimen de subsidios que siga dos principios:

1) que reduzca, o al menos no profundice, el esfuerzo fiscal; y

2) que contemple las diferencias en los ingresos de los hogares y su situación socioeconómica. Una tarea nada menor.

El obstáculo más inmediato es que en nuestro país existen restricciones normativas y regulatorias explicitas en la aplicación de tarifas diferenciales según la capacidad de pago o patrimonial. Tanto las leyes que regulan la prestación de los servicios públicos de gas natural como de energía eléctrica son claras al respecto: “En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un consumidor o categoría de consumidores podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros consumidores.”

Sin embargo, se cuenta con un mecanismo en vigencia que además de cumplir con las recomendaciones en términos de buenas prácticas en la materia, ha mostrado un desempeño eficaz: la Tarifa Social.

La tarifa social es el mecanismo vigente que, mientras cumple la regulación, identifica y focaliza el universo de usuarios vulnerables a través del sistema SINTyS y ANSES, en base a criterios objetivos: ser titular de programas sociales, jubilado o pensionado con haberes mínimos, aquellos que reciben seguro por desempleo, o certificado de discapacidad, entre otros.

Este mecanismo implica descuentos en bloques de consumo de energía, e incluye criterios de exclusión del beneficio a partir de cruces con los registros de propiedad inmueble, automotor, embarcaciones de lujo, etc.
Sin dudas es un mecanismo de focalización perfectible en vistas a evitar errores de inclusión y exclusión. Sin embargo, es el instrumento disponible e inmediato que permite transformar ineficaces y opacos subsidios a la oferta en subsidios a la demanda focalizados en quienes lo requieren.

La tarifa social puede y debe mejorarse, por ejemplo, mediante la implementación complementaria de otros mecanismos de focalización como la Comprobación Previa de Medios de Vida de los solicitantes, georreferencias o criterios catastrales.

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Computec completó con éxito la instalación de sus equipos en el Parque Solar Cafayate

Elspec es líder mundial en el mercado eléctrico y brinda soluciones completas para la medición y análisis de la calidad eléctrica.

Los productos de la línea BlackBox son los primeros desarrollados comercialmente para el registro y almacenamiento oscilográfico continuo, permanente y sincronizado de variables eléctricas. Su plataforma de productos permite implementar el monitoreo permanente de la calidad de la energía en redes de transmisión y distribución en sistemas industriales y comerciales y es además una valiosa herramienta no solo para analizar eventos en detalle, sino también para establecer las causas que les dieron origen.

Junto con la experiencia de Computec SRL, se ha logrado una exitosa conjunción de virtudes y capacidades.
Computec SRL cuenta con una elevada capacidad técnica y teórica en medición, registro y análisis de fallas al haber diseñado, desarrollado e instalado durante años este tipo de equipamiento.

Recientemente Computec SRL completó con éxito la instalación de un Registrador de Fallas Elspec modelo BlackBox G5DFR en el Parque Solar Cafayate de 85 MW, junto con el software de Gestión Energética Sapphire.

El mismo posee características de Registrador de Fallas, Analizador de Calidad de Energía y de PMU (Unidad de Medición de Fasores). Realiza una transmisión continua de Sincrofasores a CAMMESA con una tasa de envio de 50 frames /seg., cumpliendo con las especificaciones técnicas requeridas.

El equipo almacena permanentemente a 1.024 muestras/ciclo la información de todos los canales adquiridos gracias a su algorítmo de compresión PQZIP, pudiendo ser posteriormente analizada en cualquier instante de tiempo.
El software de Gestión Energética Sapphire con su módulo de investigación presenta gráficamente: tendencias, osciloperturbografía, armónicos, histogramas, listas de eventos, cuadros de resumen y resúmenes estadísticos de los parámetros almacenados. El usuario puede analizar sags/dips, swells, interrupciones o cualquier otro tipo de incidentes.

El registrador ha demostrado ser una ayuda invalorable para la operación e identificación del estado de la red. Además, Computec SRL provee equipamiento, en alquiler, para campañas de registro de medición y brinda servicios de contraste de equipos de medición eléctrica y ensayos de relés de protección.

Ofrece también Consultoría en

. Medición de Energía
. Registradores de Fallas
. Analizadores de red
. Sincrofasores
. GPS´s
. Instalaciones eléctricas industriales
. Uso Eficiente de la Energía Eléctrica

Entre los productos ofrecidos cuenta con una línea de Routers inalámbricos de tipo industrial marca NavigateWorx, Dual SIM con excelentes prestaciones.

Ing. Gonzalo Estivariz
+54 9 (345) 4018550       
gonzaloe@computecsrl.com.ar
www.computecsrl.com.ar

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El crudo Brent orilla los US$ 70 y abre interrogantes sobre la agenda de combustibles para el segundo semestre

«Es el último aumento de combustibles del año, no podíamos evitarlo» dijo hace nueve días el presidente de YPF, Pablo González, en el programa Brotes Verdes de C5N, a la hora de explicar las razones del aumento del precio de los combustibles que se concretó a mitad de mayo. La recomposición del precio en surtidores en tres alzas consecutivas en marzo, abril y mayo fue el acuerdo entre el gobierno y la mayor petrolera del mercado para ordenar el incremento de las naftas en un año electoral.

El correlato no escrito que se desprende del acuerdo de combustibles es que YPF le reconoce al productor de petróleo un precio neto de entre 54 y 55 dólares por el crudo que se extrae en Neuquén. La empresa controlada por el Estado fija, así, la referencia que rige para todo el mercado. Raízen (Shell), Trafigura (Puma) y otros jugadores del downstream (como Voy y Gulf) están pagando ese precio de referencia a productores no integrados como Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Capsa y Sinopec, entre otros.

¿Cómo se explica un precio del barril de 55 dólares para el mercado interno? De tomar al Brent como si cotizara en torno a los 63 dólares. Sobre ese valor de referencia, se calcula el precio de paridad de exportación. Para eso, se aplica un primer descuento por retenciones del 8% (por cotizar por encima de los US$ 60) que deja el importe neto en 58 dólares. Y luego se realiza un segundo descuento de dos o tres dólares por el impacto del flete y calidad del crudo, que lleva el precio final a 55 dólares. “Es el esquema que lideró YPF y fue positivo porque terminó ordenando el mercado. Ellos fijan el precio de compra en el mercado interno y el resto de las empresas siguen de manera tácita esa línea”, explicaron en una refinadora.

Cambio de precio

Sin embargo, la escalada del precio del Brent podría afectar ese escenario. El barril orilló el viernes los 70 dólares. Hoy abrió a US$ 69,60 y abre un interrogante sobre lo que puede pasar con el precio de los combustibles durante el segundo semestre. “A nivel global, el grupo ve que el precio podría llegar a los 80 dólares en diciembre si la demanda en los países centrales se recupera a los niveles pre-pandemia, como está pasando en EE.UU. Habrá que ver qué hace la OPEP, que tiene mucha producción parada”, explicó un trader de combustibles.

Si ese escenario se concreta podría afectar el esquema convenido entre YPF y el gobierno porque meterá mucha presión sobre el precio local en surtidores. Marca un desafío para el segundo semestre del año porque vuelve a instalar en la agenda el tema del precio de los combustibles, algo que en la Casa Rosada pretenden dejar atrás en plena agenda electoral.

Aumentos

Los combustibles aumentaron el 5 de enero un 2,9% y el 16 de ese mes también subieron 3,5%, luego de una actualización de los impuestos a los combustibles. El 1° de febrero volvieron a aumentar, pero por la suba del precio de los biocombustibles. Esta vez (la tercera del año) fue de 1% en las naftas y 1,9% en el gasoil. El último aumento del 16 de mayo fue el sexto del año para YPF. Implicó un aumento de un 5% en promedio. Fue el cierre de una suba total programada para los meses de marzo (7%), abril (6%) y mayo (5%).

Así, desde agosto del año pasado, cuando el gobierno decidió descongelar el precio de los surtidores tras 10 meses sin moverlos, los combustibles acumulan una suba de alrededor de 55 por ciento.

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Vaca Muerta: Los aumentos de precios de los derivados de petróleo y gas ilusionan a los inversores con un futuro mejor

El sector de hidrocarburífero comienza un repunte gracias al aumento de sus principales materias primas extraíbles que hicieron retomar el camino de la inversión. El petróleo, en este caso el brent, está en US$70 el barril, precio que hace posible la exportación de la mano también de la poca respuesta del gobierno en materia vacunas que impiden la circulación normal, cosa que en países de primer mundo, no ocurre, en parte también por la venida de mas cálidas temperaturas. En cuanto al gas, el programa Plan Gas.AR que lanzó el Gobierno a finales del año pasado aumentó bastante los precios, […]

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Pablo González, envió la ley de hidrocarburos

El proyecto de ley de promoción de actividades hidrocarburíferas para estimular inversiones está “casi listo” y esta semana puede llegar al Congreso para que se inicie su tratamiento, según confirmó el presidente de YPF, Pablo González. El año pasado, debido en mayor parte a las restricciones impuestas, la demanda de combustible cayó un 75% que generó una parada de inversiones e impidió la ganancia de 71 mil millones de pesos, que era el horizonte que tenía YPF para el primer trimestre “Es el proyecto que el presidente Alberto Fernández anunció el año pasado y que ya tiene en análisis y […]

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Aumentó 37% la exportación de petróleo los primeros 3 meses del año.

Según un informe de indicadores del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) la producción de petróleo en todas las cuencas del país durante el primer trimestre fue de 7 millones de m3 en enero, febrero y marzo. Las importaciones de gas natural crecieron casi 18% en el mismo período.. 78.228 m3/día, es lo que se produjo en promedio según las cifras del informe un 4,6% menos que el trimestre del año anterior que fue de 82.039 m3/día. La producción no convencional de petróleo, creció 14% en este año, alcanzando los 22.848 m3/día, contra los 19.963 m3/día correspondiente a 2020. […]

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Pouyanné: “La energía se está reinventando y nosotros también”

El CEO de TotalEnergies anunció un cambio de nombre e identidad visual. Ahora se focalizará en hidrógeno, biomasa, energía eólica y solar además de lo que ya venían produciendo. La compañía se sumó a la “transformación energética” que afrontan las empresas petroleras, cambió su nombre a TotalEnergies y renovó su imagen corporativa, para mostrarse más amigable con el medio ambiente y el desarrollo sustentable. Con la intención de alejarse de la fama producida por los hidrocarburos, TotalEnergies informó que adoptó una nueva identidad visual y que a partir de ahora será una empresa “multi energética”. Pouyanné expresó luego de la […]

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Geólogos: los más buscados por las petroleras

Los sueldos de los geólogos argentinos que trabajan para empresas locales superan los $200.000 mensuales y superan los $600.000 en algunos casos. Estudian la Tierra y tienen conocimientos en matemática, estadística y lenguajes de programación. Por qué son los profesionales más demandados del país. Los geólogos son contratados (y muy buscados) por empresas constructoras, los yacimientos mineros, los pozos petroleros y el campo de la investigación. Más allá de sus tareas de exploración y recolección, estos profesionales además cuentan con conocimientos de computación para recopilar y reportar grandes volúmenes de datos. Desde el primer año de la facultad, las currículas […]

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Fundación YPF extendió la inscripción al concurso “TIC TAC ¡Hora de Innovar!” hasta el 6 de junio

El concurso, creado con la colaboración de Chicas en Tecnología, busca promover que las mujeres sean creadoras y protagonistas de la tecnología. La inscripción al concurso “TIC TAC ¡Hora de Innovar!”, lanzado por Fundación YPF, ARSAT e INET se extendió hasta el  6 de junio. Esta iniciativa forma parte de las acciones que Fundación YPF realiza con un enfoque STEM (ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas) para impulsar la participación ciudadana de las adolescentes y reducir la brecha de género en la tecnología y la ciencia desde las edades más tempranas. Podrán participar chicas de 12 a 18 años de escuelas […]

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“Vamos a licitar dos áreas y esperamos otro pozo exploratorio en EFO”

Andrea Confini, titular de Energía en Río Negro, adelantó la convocatoria por Confluencia Oeste y Cinco Saltos. La proyección rionegrina con el petróleo. Vamos a licitar dos áreas y esperamos  otro pozo exploratorio  en EFO Andrea Confini, secretaria de Energía de la provincia de Río Negro, habló sobre la actividad en su provincia y la perspectiva de los principales yacimientos. Adelantó que licitará dos áreas para robustecer las regalías hidrocarburíferas provinciales. También repasó la actualidad de los bloques en manos de YPF, como Cerro Manrique y Chelforó, promesas que generan altísimas expectativas. Sobre Estación Fernández Oro (EFO), que genera el […]

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Córdoba Apuesta por el bioetanol

La provincia genera el 70% de este combustible renovable a base de maíz, que se mezcla con las naftas de la mano de su producción agrícola. De las 5 grandes productoras de bioetanol  a base de maíz del país, 3 están radicadas en Córdoba. Además de liderar los volúmenes agrícolas, por el grado de procesamiento que se le da allí a los granos. La provincia mediterránea logra la tan valorada industrialización rural en origen, con valor agregado. Héctor Huergo dijo “Hubo gente, personas de carne y hueso, que lideraron desarrollos de proyección mundial. No sólo fueron protagonistas los empresarios privados, […]

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Jorge Tanús: “Impsa contribuirá al apoyo de proyectos productivos y al crecimiento económico del país”

Así lo afirmó el presidente de BICE Fideicomisos. Además resaltó el “potencial” de la empresa mendocina. El Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación y el Gobierno de Mendoza acordaron la capitalización estatal de de la empresa provincial de tecnología e infraestructura Impsa por un total de 20 millones de dólares. Tanús luego agregó “Su potencial y la importancia de la articulación en este plan conjunto para contribuir al apoyo de proyectos productivos y al crecimiento económico del país. El presente contrato aporta al proceso de reactivación productiva con mirada federal delineado desde el Ministerio de Desarrollo Productivo, conducido por […]

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Subirá el gas tras 2 años de meseta en el precio

La cifra de aumento se estima en 6% final para residenciales y 4% para pymes. En cambio para los grandes usuarios (industrias y grandes comercios), sería de 20%. La última suba en la tarifa de gas fue del 29% durante la gestión de Mauricio Macri, en abril de 2019. Desde entonces se mantuvieron congeladas y generaron una caída de la inversión en nuevos pozos de gas, que implicó una caída en la producción. Con motivo de que esta situación cese, el Gobierno debió lanzar el Plan Gas.AR en 2020. El incremento corresponde a una suba del 20%, aproximadamente, para las […]

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Venezuela: Demandan a Pdvsa pago de deuda de US$25.000 millones y reforma legal para hacer inversiones

Las empresas petroleras extranjeras y los contratistas locales presionan al gobierno venezolano y a la empresa estatal Pdvsa a pagar las deudas y a reformar la legislación petrolera para que el sector privado controle las empresas mixtas. Funcionarios del Ministerio de Finanzas y Pdvsa han estimado, que la deuda acumulada y los dividendos atrasados que las empresas petroleras y contratistas extranjeros tienen pendientes de cobro ascienden a 25.000 millones de dólares. En una carta dirigida al titular de la Comisión de Petróleo y Energía de la Asamblea Nacional, Ángel Rodríguez, la Asociación Venezolana de Hidrocarburos (AVHI), que representa los intereses […]

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Después de la pelea con Guzmán, Basualdo retoma la agenda eléctrica y debe resolver la demorada venta de Edenor

El 28 de diciembre de 2020 Pampa Energía vendió su participación en la distribuidora Edenor a José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. Desde entonces, ya transcurrieron 5 meses y la operación aún no fue aprobada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo que en los hechos controla el subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo. Su enfrentamiento con el ministro de Economía Martín Guzmán, que casi le cuesta el puesto, complicó la gestión de un área que ya arrastraba pendientes importantes como la implementación de un esquema de créditos y compensaciones para las distribuidoras (artículo 87 del Presupuesto) y la asignación de subsidios para las eléctricas del AMBA. Sin embargo, a medida que la tensión va quedando atrás el funcionario ha vuelto a enfocarse en esa agenda de temas, entre la que también figura la demorada venta de Edenor.

Fuentes involucradas en la operación tienen miradas diferentes sobre cuándo habrá una definición sobre el tema. Cerca del grupo Manzano-Vila sostienen que la transferencia está acordada políticamente en el más alto nivel y en breve habrá una definición ya que lo que hará Basualdo es implementar la directiva que le bajen. “Entendemos que (la venta) se aprobará en estos días ya que se ha completado toda la información (solicitada por el ENRE) y se acreditaron todos los requisitos técnicos y financieros”, explicó una fuente cercana al empresario mendocino.

Otros, en cambio, son más cautelosos, y afirman que el expediente de la venta prácticamente no registró ningún avance en los últimos meses. Consultados por EconoJournal, desde la subsecretaría de Energía Eléctrica respondieron que el plazo para aprobar la transacción no está vencido. “Ese plazo se vence en julio”, se limitaron a contestar. 

Basualdo tiene previsto recibir a representantes de Edenor y de Edesur en los próximos días. La reunión es para analizar la gestión cotidiana de la compañía, que —al igual que otras distribuidoras del interior del país— continúa acumulando deuda con CAMMESA debido a que la actualización de tarifas sigue muy por detrás de la suba de los costos. Sin embargo, no se descarta que se converse sobre la aprobación de la venta de la empresa que por ahora sigue bajo la conducción de Pampa Energía, el holding que encabeza Marcelo Mindlin.

Los plazos para aprobar la venta

La resolución 548/99 del ENRE establece un esquema de seguimiento en cuanto a las participaciones accionarias de distintas compañías en las empresas que conforman el Mercado Eléctrico Mayorista. El artículo 3 de esa norma instruye a generadores, transportistas y distribuidores “a presentar las modificaciones en la estructura de capital del grupo de control, en cada momento en que se produzca un cambio”. Sin embargo, no establece plazos para aproar la operación.

En agosto de 2005 el ENRE dictó la resolución 499/05 amplió el pedido de documentación e información que debían presentar las compañías sobre la participación de los distintos accionistas, pero allí tampoco precisa plazos para la aprobación de transferencia de acciones.

Es en el artículo 10 del Estatuto Social de Edenor donde se establece el plazo que tiene Edenor para resolver. Allí dice que si “Si dentro de los noventa (90) días de solicitada la aprobación, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad no se manifestara, se entenderá que la solicitud fue aprobada; de esta forma el accionista podrá transferir válidamente sus acciones al comprador indicado y la modificación en las participaciones del capital se habrá realizado válidamente”.

A su vez, el artículo 10 de la ley de Procedimiento Administrativo 19.549 establece que “el silencio o la ambigüedad de la Administración frente a pretensiones que requieran de ella un pronunciamiento concreto, se interpretarán como negativa”, pero luego aclara que “sólo mediando disposición expresa podrá acordarse al silencio sentido positivo”. Por lo tanto, en este caso se toma en cuenta el estatuto social de Edenor que formó parte de los pliegos licitatorios y las condiciones de venta aprobado por la ley de reforma del Estado.

Por último la ley de Procedimiento Administrativo establece que “si las normas especiales no previeren un plazo determinado para el pronunciamiento, éste no podrá exceder de sesenta días. Vencido el plazo que corresponda, el interesado requerirá pronto despacho y si transcurrieren otros treinta días sin producirse dicha resolución, se considerará que hay silencio de la Administración”.

Si se toma en cuenta el Estatuto Social y la ley de Procedimiento Administrativo, el plazo ya se encuentra vencido porque han trascurrido más de 150 días. Sin embargo, como aclararon desde la subsecretaría de Energía Eléctrica el plazo comienza a correr desde el momento en que el ENRE tiene a su disposición toda la información necesaria para analizar el caso. Por lo tanto, el regulador puede intentar demorar una definición cuestionando alguna informalidad en la presentación. Además, el regulador en estos casos también suele pedirle opinión a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

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Especialistas debatieron sobre a quiénes se debe subsidiar y bajo qué modalidad en el sector energético

En un contexto atravesado por la pandemia, la crisis macroeconómica y el atraso tarifario, la discusión respecto de los subsidios energéticos se posiciona fuerte en la agenda. A quién subsidiar y bajo qué modalidad aplicar los instrumentos de prestación constituyen los interrogantes cuyas respuestas posibilitarán la aplicación de políticas públicas eficientes en materia de subsidios. Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de Alberto Fernández; Nicolás Gadano, ex jefe de asesores de Nicolás Dujovne y ex gerente general del Banco Central durante el macrismo; y Alejandro Einstoss, economista jefe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, debatieron sobre este tema el jueves pasado en el foro online «Subsidios a la energía en Argentina», organizado por Energy Forum y moderado por el ingeniero Daniel Dreizzen.

“El Estado paga el 60% del costo de la energía eléctrica y el 45% por ciento del costo del gas. Ese dinero representó el 1,7% del PBI en 2020, es decir unos US$6000 millones. En el último año el saldo negativo de importaciones menos exportaciones de gas, en volumen, aumentó un 53% y todavía no llegó el invierno”, introdujo Dreizzen para dar pie a los participantes.

Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos del gobierno de Alberto Fernández, explicó que “si se trata de un servicio de carácter económico costeado por un prestador privado, la regulación debe prever las bases para el recupero de la inversión permitiendo prestar el servicio en condiciones de calidad, confiabilidad y expansión de las redes y asegurar una ganancia justa y razonable al operador que no debe ser nula ni exagerada. Y en el extremo opuesto de la cadena habrá que asegurarse de que el derecho social de quienes no pueden pagar el costo del servicio esté garantizado. El acceso al bien indispensable será universal en tanto el brazo protector de la ayuda estatal se presente allí donde es crudamente necesario”.

Por su parte, el economista jefe del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, Alejandro Einstoss, subrayó varios puntos a tener en cuenta a la hora de diseñar una política de subsidios: “El servicio eléctrico tiene una cobertura de prácticamente el 100% de los usuarios. Sin embargo, el servicio de gas natural por red alcanza a poco más del 60% mientras que el resto tiene que recurrir al gas envasado. Entonces el acceso a la red es fundamental”.

Por otro lado, el economista agregó: “En un mercado de competencia, cuando se presta un servicio homogéneo, el precio que se cobra debería ser único y de ahí deriva la prohibición explicita del marco regulatorio vigente a la aplicación de subsidios cruzados. Con esto quiero decir que hay reglas de juego y si se piensa en modificar la estructura de aplicación de los subsidios en referencia a la capacidad patrimonial como lo expresó el Poder Ejecutivo en su último mensaje a la Asamblea Legislativa, habrá que modificar la normativa vigente”.

Nicolás Gadano también participó del evento virtual. El ex gerente general del Banco Central durante el gobierno de Mauricio Macri sostuvo que el subsidio generalizado que rige actualmente, contribuye a la mala asignación de recursos y genera derroches de energía. “Los subsidios, sobre todo en el caso del gas natural, provocan una injusticia distributiva, son pro-ricos. Lo sabe el gobierno, lo dijo el ministro de Economía. El 34% de los hogares en Argentina no están conectados a la red de gas. Entonces, ¿cómo puede beneficiarse de una tarifa de gas subsidiada un hogar que no tiene acceso a la red? El 30% de la producción más rica se lleva 2/3 del subsidio no sólo porque están todos conectados sino también porque tienen un consumo promedio más alto”, afirmó economista quien también se desempeñó como jefe de asesores del ministro de Economía de Macri, Nicolás Dujovne.

Dos casos ilustrativos: el Plan Gas.Ar y el Programa Hogar

La oferta energética, que abarca tanto al segmento de hidrocarburos como al de generación eléctrica, es objeto del destino de fondos públicos a modo de estímulo. En palabras de Carbajales: “vale la pena fomentar la producción y garantizar un precio superior al del mercado porque, en definitiva, la energía más cara es la que no se tiene y el subsidio más ineficiente es el que se destina a un consumo que no puede realizarse. Por eso, hay que avanzar en una segmentación que haga más eficiente el uso de los recursos estatales. Dos casos de focalización de destino de los fondos públicos para hacer que aparezca el recurso, que se pague su costo y que quien no pueda pagar obtenga una ayuda estatal son el Plan Gas.Ar y el Programa Hogar”.

El esquema de estímulo a la producción de gas 2020/2024 asegura, por un lado, que los productores reciban el precio ofertado en un concurso público y que dicho costo sea afrontado por la demanda prioritaria de hogares y comercios y por las usinas térmicas de Cammesa, la administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Si persiste un diferencial, es asumido por el Tesoro mediante recursos presupuestarios. Qué porcentaje recaerá del lado del usuario y qué porcentaje del lado del Estado es una decisión de política pública y cabe tener en cuenta que, en cada momento histórico, el modo en que el Estado afronta el pago del subsidio varia en modalidad, destinatario, alcance y gradualidad.

Asimismo, el Programa Hogar constituye una política de subsidios que reintegra directamente una parte del costo de la garrafa de Gas Licuado de Petróleo (GLP) vía tarjeta Anses a más de 2 millones de usuarios en estado de vulnerabilidad que no están conectados a la red de gas natural. De este modo, el prestador invierte y mantiene el servicio, el consumidor asume el costo económico y hace una utilización racional y eficiente, y quien no pueda afrontar su peso económico recibe una ayuda directa del fisco para que la pauperización en que se encuentra no se vea agravada por la falta de acceso a condiciones de vida dignas.

 La tarifa social  

“Para que la eficiencia en materia de subsidios sea exitosa debe existir un mecanismo de focalización bien aceitado a partir de la herramienta que hoy tenemos disponible que es la tarifa social”, indicó Alejandro Einstoss. “Hay un porcentaje grande de la población que está en la economía informal en Argentina y es un grupo difícilmente identificable. Ahí es necesario complementar el mecanismo de tarifa social con sistemas de comprobación directa de medios de vida o georreferenciación que incluya a las personas que no responden a la característica social por ingresos, pero sí por características de entorno y vivienda”.

Además, el miembro de la comisión directiva del IEA Mosconi destacó que “Hay que ampliar la base de prestación de la tarifa social y salir del congelamiento vigente que tiene un costo fiscal enorme y pone en jaque el funcionamiento de la cadena de valor del sector energético porque la política de tarifas y de subsidios siempre es tributaria de la política macroeconómica”.

En esta línea, Nicolás Gadano, quien fue directivo de YPF en la década del 90 y asesor de Miguel Galuccio luego de que el Estado tomó el control de la firma en 2012, también se refirió a la tarifa social: “La herramienta ya existe. Es perfectible, con lo cual se puede ampliar o acotar. Este instrumento ya demostró que puede proteger a determinados sectores para asegurar un umbral de consumo y el acceso a niveles estándares de vida mínimos”.

A modo de cierre, Carbajales, quien también fue vicepresidente de Enarsa entre 2012 y 2015, habló de reformular explícitamente el contrato social y decidir de qué estamos hablando: “Si se trata de un derecho humano avancemos con la luz y el gas para todos y todas. Si convenimos que se trata de una actividad económica sujeta a reglas de mercado, avancemos hacia un esquema donde el prestador opere de manera eficiente, reciba una retribución justa y razonable y el usuario pague el costo pleno del servicio. Y si uno o muchos no lo pueden pagar será el Estado quien afronte ese diferencial. No sólo porque es un derecho universal sino porque es una obligación de la administración ayudar al sector más vulnerable en un contexto de agudos niveles de pobreza, alta inflación y pérdida del poder adquisitivo del salario”.

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Carlos Grullon: “Debería subir al 50% la capacidad de energía renovable en los circuitos eléctricos en RD»

La Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) entregó un documento al legislador Alexis Victoria que contiene al menos 20 puntos para actualizar en una nueva iniciativa a tratarse en el Senado de la República Dominicana. 

Se trata del Proyecto de Ley que dispone la Instalación de Paneles Solares en la Construcción de Nuevos Edificios Públicos y Privados. Y, según indicó Carlos Grullon, presidente de la ASOFER, las sugerencias presentadas vendrían a potenciar la propuesta inicial.  

Una de las consideraciones advierte la necesidad de incluir a otras tecnologías renovables dentro del documento que persigue obtener fuerza de ley y redefinir las clasificaciones de la instalación por su tipología o segmento de mercado al que servirán (residencial, hotelera, gastronómica, etc.).

Entre las recomendaciones realizadas también se incluye dotar de un carácter de obligatoriedad este tipo de sistemas, establecer un mecanismo de fiscalización, monitoreo y control, además de especificar cuál será la autoridad administrativa con competencia para imponer sanciones, como así también quiénes se considerarán incumplidores. 

“El Estado es uno de los más grandes holders de los techos de la República Dominicana y entre los actores obligados a cumplir eventualmente la ley, deseamos que las entidades de Gobierno sean de los primeros en volcarse hacia esta alternativa de generación para aprovechar todo su potencial”, indicó Grullon en conversación con este medio. 

“Tenemos uno de los más altos índices de radiación solar por metro cuadrado. Debemos aprovechar la que podría ser nuestra mayor fuente de energía”, exhortó el referente empresario. 

También se puso a consideración que todo nuevo edificio en construcción podría ser planificado desde etapas tempranas de su diseño para que incorporen paneles y así cubrir buena parte de la demanda de electricidad con energías limpias. 

En tal sentido, no es menor agregar que entre los aportes del sector empresario se sugiera una ampliación al tope de participación de las energías renovables en redes de distribución. 

“Queremos que suba a un 50% la capacidad de energía renovable en los circuitos eléctricos”, declaró el referente de la ASOFER. 

Finalmente, una propuesta adicional valora la importancia de establecer una ventanilla única desde la cual se puedan concentrar y atender los trámites de los proyectos renovables en las distintas escalas. Ya que, desde el empresariado aseguran que la tramitación hoy no sólo se demora por una falta de sistematización de los procedimientos sino también por los múltiples lugares a donde se deben solicitar los permisos para dar lugar a nuevos emprendimientos.

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Dudas en Ecuador tras una semana sin ministro de Energía: Roberto Salas declinó al cargo

El puesto de ministro de Energía y Recursos Naturales no Renovables de la República del Ecuador sigue vacante. 

A través de sus redes sociales, Roberto Salas Guzmán, encomendado por el presidente Guillermo Lasso para liderar esta cartera, se excusó del cargo.  

“He tomado la decisión de excusarme del cargo que había aceptado en el Gobierno de Ecuador. Tanto para el señor Presidente como para mí, es esencial ser rigurosos en el cumplimiento estricto de los requisitos legales exigidos para asumir un cargo público”, introdujo Salas. 

Además de la legislación precedente, la administración de Lasso decretó un Reglamento de las Normas de Comportamiento Ético Gubernamental (ver detalle) que habría puesto en dudas aquella asunción. 

He firmado el Decreto para el Código de Ética y Estándares de Conducta Gubernamental, que establece los más altos estándares de comportamiento ético con el fin de lograr una gestión transparente y eficiente en la función pública. 🇪🇨#GobiernoDelEncuentro#JuntosLoLogramos

— Guillermo Lasso (@LassoGuillermo) May 24, 2021

¿Por qué? Investigaciones exclusivas del portal Código Vidrio habrían revelado días atrás que el candidato a este ministerio fue directivo y accionista en una minera que opera en Ecuador.

El escenario previo a generado en torno a su peso como empresario del sector, puso un manto de duda al avance de la posesión de Roberto Salas en la función pública debido a que podrían adjudicársele intereses particulares en su definición de medidas políticas. 

Aquello sumado a circunstancias familiares que mencionó el empresario en su cuenta de LinkedIn lo habrían llevado a la decisión de excusarse del cargo y ponerse a disposición del presidente para un futuro. 

En el cierre de este mes de mayo y a una semana de que la nueva administración haya tomado posesión, aún no hay información oficial sobre el profesional que liderará el ministerio y rumbo que tomará su cartera. 

Incertidumbre sobre los tres ministerios

Hasta la fecha, el organigrama de la institución contempla un solo ministro para dirigirlo, seguido de tres viceministerios: Viceministerio de Hidrocarburos, Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable, Viceministerio de Minas.

La periodicidad para la publicación de aquella información es mensual y su última actualización fue el 30/04/2021; con lo cual, se espera que esta misma semana se ratifique el esquema que regía con la administración pasada o bien, éste se modifique. 

Una alternativa que se barajaba es que luego de la asunción de Guillermo Lasso, se divida la cartera en tres ministerios. 

Es preciso recordar que mediante el Decreto Ejecutivo 399, el presidente Lenín Moreno había fusionado al Ministerio de Hidrocarburos, Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Ministerio de Minería y la Secretaría de Hidrocarburos en el ahora conocido  Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables. 

¿Se volverá atrás aquella decisión?

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Jobet: “Con el Programa Casa Solar logramos disminuir más de un 30% el costo de los sistemas fotovoltaicos»

Uno de los objetivos del programa Casa Solar, desarrollado por el Ministerio de Energía e implementado por la Agencia de Sostenibilidad Energética, es potenciar el uso de energías renovables, para disminuir el gasto en electricidad de los hogares y mejorar la calidad de vida de las personas.

Para esto, entrega un cofinanciamiento de hasta 50% para la instalación de sistemas fotovoltaicos. Pero además considera la compra agregada de los sistemas, haciendo compras masivas con lo que se logra un precio más bajo que el de mercado.

Juan Carlos Jobet, biministro de Energía y Minería señaló que “logramos disminuir más de un 30% el costo de los sistemas fotovoltaicos en comparación al precio de mercado».

Siguiendo la idea agregó: «Con esto estamos aumentando el beneficio para las personas y reduciendo aún más el costo del sistema. Sin duda esto es de gran ayuda para las familias, pero también para los proveedores pues les permite desarrollar proyectos de gran volumen, aportando a su reactivación económica en este contexto de pandemia”.

A la fecha, ya se han adjudicado cinco licitaciones para la instalación masiva de sistemas fotovoltaicos: en Puente Alto, que fue la primera, Rancagua, Maipú, La Florida y Talca, con diferentes empresas.

Días atrás, AgenciaSE publicó la licitación para la compra agregada de paneles fotovoltaicos para 12 comunas del programa Casa Solar, en la plataforma de Mercado Público.

Esta es la sexta licitación que se abre para avanzar en el desarrollo del programa Casa Solar, liderado por el Ministerio de Energía y ejecutado por la Agencia de Sostenibilidad Energética, de las 24 comunas a lo largo de todo Chile que se verán beneficiadas con este extenso programa.

Copiapó, La Serena, Villa Alemana, Quilpué, Quilicura, Curicó, Chillán, Concepción, Los Ángeles, Temuco, Valdivia y Puerto Montt, son las comunas licitadas para la instalación de los paneles fotovoltaicos de 1 kWp y 2 kWp.

Estas licitaciones se suman a las cinco ya adjudicadas, donde el promedio de descuento de los sistemas fotovoltaicos ha sido de un 30%, en promedio, respecto al precio de mercado.

La adjudicación de esta licitación se prevé para el 26 de julio.

 

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Opinión: Revisar los requisitos de entrada, una alternativa para retomar subastas

¿Cómo ve al sector energético y a las renovables en México?

Hay cierta preocupación. Aunque considero que hay algunos cuestionamientos que hace el gobierno actual que pudieran ser correctos. Sin embargo me parece que la manera de abordarla no es la mejor.

Definitivamente en la reforma energética de 2013 había oportunidades de mejora, pero creo que las acciones que se están tomando no están yendo a mejorar estos puntos, en cambio están quitando otros que sí están funcionando que estaban bastante diseñados y que ya están viendo resultados, como atraer muchas nuevas inversiones en energías limpias y que bajo la nueva reforma ya no están disponible.

¿Cuáles son las que le parecen correctas?

Las subastas de largo plazo me parecen un mecanismo fantástico, tenían o tienen muchos aspectos positivos y estaban funcionando bien. Pero el punto de mejora es que quizás en el modelo original, los requisitos de participación no eran tan estrictos y eso hacía que participaran algunos proyectos que estaban en etapas muy tempranas de desarrollo y que no lleguen a las fechas que tenían planteadas para entrar en operación y entregar los productos que se habían subastado. 

La solución era revisar los requisitos de entrada, quizás poner otros más estrictos en cuanto al avance de proyectos, en vez de tomar la decisión de no utilizar este mecanismo del todo. 

Mariana Jiménez también trabaja Instituto de Investigación de la Energía de Cataluña

Dada su labor desde España, ¿cómo se observa la situación de México a la distancia?

Con la trayectoria que se sigue en este momento es muy difícil que se cumplan las metas de generación limpia, que están establecidas en los compromisos que México suministró al Acuerdo de París y también en la Ley de Transición Energética. 

Para cambiar esas metas habría que hacer un procedimiento legal que definitivamente se vería muy mal en todo el mundo. Por lo que no creo que se cambien, pero sí veo factible que no se cumplan, y en ese caso habrá muchas críticas hacia México por no haberlas logrado, objetivos que el país mismo se planteó y que eran realizables y alcanzables.

Ante las próximas elecciones que se llevarán a cabo el próximo domingo, ¿es posible que el gobierno cambie el rumbo?

Lo veo complicado. Todavía hay que ver cómo salen las cosas, pero me parece que todavía hay mucho apoyo al proyecto de Morena. 

Han habido hechos que eran positivos y quizás no se comunicaron bien, y por eso hay una mala impresión de cosas que eran necesarias a hacer y que traerían beneficios de seguirse aplicando para las personas que viven en México. 

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México prevé desarrollar electrolizadores de manera local para impulsar el hidrógeno en la región

El Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) se enfoca en la generación de hidrógeno hidrógeno y que permitirá una transición energética más limpia y fomentar este tipo de tecnología en el país. 

En el caso de su aplicación para generar energía eléctrica, INEEL se enfoca en un proyecto que cuenta con el apoyo del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología y la Secretaría de Energía, el cual tiene el objetivo de desarrollar tecnología de bajo costo para almacenamiento de energía eléctrica a través de sistemas electroquímicos a H2.  

Bajo la misma se pretende hacer una diversificación de las tecnologías y que se pueda reducir costos de los materiales más caros, principalmente catalizadores y membranas que llevan a cabo los procesos electroquímicos. 

Así lo explicó Tatiana Romero, líder de proyecto en energía de hidrógeno en INEEL durante un webinar, en el cual también aclaró que “se busca el desarrollo de electrolizadores mexicanos en los que la tecnología pueda sustituirse paulatinamente a materiales de bajo costo”.  

“La idea es que estos prototipos puedan desarrollarse en un máximo de tres o cuatro años para conectarse a la red eléctrica y poder generar toda la base de datos que requerimos para completar el modelamiento de las aplicaciones en almacenamiento de energía de estos sistemas”, explicó.

Este avance por parte del instituto se relaciona con el hecho del enfoque a toda la ingeniería alrededor de los sistemas que producen energía eléctrica mediante la alimentación de hidrógeno y oxígeno, según comentó la especialista. 

Incluso detalló que tanto las tecnologías de hidrógeno como las de power to gas to power (P2G2P), “pueden competir de manera efectiva con sistemas comerciales de baterías de ion y litio, en el sistema de tiempo de descarga que nos permite trabajar con sistemas por semanas o meses”.

Además se prevé que la capacidad de potencia permita llevar su desempeño a un comparativo con la hidroeléctrica o el aire comprimido. 

El impulso al hidrógeno, particularmente al hidrógeno verde, por parte de los diversos organismos de México se da bajo un contexto de gran potencial en el país. Recordemos que días atrás la Agencia Alemana de Cooperación Internacional informó que está realizando un estudio sobre el potencial de dicha tecnología en en el país.

 Y en el informe se estima que hay 22 TW de electrólisis PEM instalables en todo el territorio mexicano, además de una capacidad de producción aproximada de más de mil doscientos millones de toneladas de hidrógeno, según averiguó Energía Estratégica. 

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Empresarios valoraron crecimiento de la fotovoltaica en Latinoamérica, Estados Unidos, China y Europa

Estas perspectivas optimistas se desprenden de una encuesta realizada este mes por el Global Solar Council a sus miembros -formados por asociaciones solares nacionales y regionales- y a las principales empresas del sector solar, y han sido reforzadas por los expertos que participaron en un seminario web del GSC sobre los escenarios post-pandémicos.

Los resultados preliminares de la encuesta muestran una mejora en las perspectivas del negocio solar, ya que el 64% de los encuestados espera un crecimiento de las ventas de dos dígitos en 2021, frente al 60% que informó de dicha expansión en 2020.

La encuesta también destacó una mayor aprobación de cómo los gobiernos están apoyando la energía fotovoltaica en términos de planes post-pandémicos y políticas de recuperación verde en comparación con el apoyo prestado en medio de la emergencia sanitaria en 2020.

José Donoso, Presidente del Consejo Solar Mundial, declaró: «La energía solar fotovoltaica es clave para una recuperación económica completa y esencial para alcanzar los objetivos de descarbonización más ambiciosos de muchos países de todo el mundo».

«Tal y como se desprende de la encuesta del GSC, todavía hay margen para un mayor apoyo por parte de los gobiernos, sobre todo en lo que respecta a la mejora de los permisos y la simplificación de los procedimientos de autorización, la mejora de las normas de acceso al mercado de la energía, la mejora de las condiciones y los mecanismos de financiación, las reducciones fiscales y los incentivos para la inversión fotovoltaica y la autoproducción», expresó Donoso.

Los expertos del sector contribuyeron al seminario web, informando de las últimas actualizaciones y previsiones de todo el mundo. Según Paolo Frankl, Jefe de la División de Energías Renovables de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el escenario actual, sin precedentes, está preparando el terreno para una reunión de la COP26 de importancia histórica: después de que la pandemia provocara la mayor caída de la demanda energética mundial desde la Segunda Guerra Mundial (-4% en 2020, con un crecimiento procedente únicamente de las energías renovables y la solar fotovoltaica en particular) se ha producido un impulso político excepcional hacia la transición energética limpia, ya que los países aumentan los objetivos de reducción de emisiones y planifican los mayores paquetes de estímulo verde de la historia económica.

En el frente europeo, la consejera delegada de Solar Power Europe (SPE), Walburga Hemetsberger, valorao: «El sector solar de la UE ha mostrado una impresionante resistencia en 2020, a pesar de la COVID-19, y podemos mirar con orgullo el crecimiento de dos dígitos, con 18,2 GW de instalaciones. Al ser la fuente de electricidad más barata de la historia, y también la tecnología de energía renovable más intensiva en empleo y versátil, la energía solar es un elemento clave para la recuperación ecológica de Europa y los objetivos climáticos y energéticos del Green Deal.»

El escenario es prometedor también en el lado estadounidense. «A pesar de la pandemia y de cuatro años de políticas federales poco útiles, gracias al aumento de la rentabilidad, a la fuerte demanda de los consumidores y a los agresivos objetivos estatales en materia de energía renovable, 2020 fue un año excepcional para el sector renovable estadounidense, con casi 19 gigavatios de nueva capacidad de energía solar instalada. De hecho, el año pasado las energías renovables fueron la mayor fuente de inversión en infraestructuras del sector privado en Estados Unidos», contó Gregory Wetstone, presidente y director general del Consejo Americano de Energías Renovables (ACORE).

«Ahora tenemos una administración presidencial que está tomando medidas sin precedentes para catalizar una transición acelerada hacia la energía limpia y abordar la crisis climática. ACORE espera trabajar con la administración Biden para avanzar en este esfuerzo histórico, ayudando a ofrecer el futuro de energía limpia que los estadounidenses quieren y los científicos dicen que necesitamos.»

Un impulso significativo puede venir de China, como afirmó Yiyang Liu, Secretario General Adjunto de la Asociación de la Industria Fotovoltaica de China (CPIA).

«El año pasado, China instaló más de 48,2 GW de energía solar, el segundo nivel más alto de la historia», comentó.

«La energía solar ha producido el 3,5% de la generación total de energía de China, lo que significa que todavía tenemos un gran potencial para desarrollar la energía solar. Los inversores ven este potencial y están invirtiendo nuevos fondos en el sector, por lo que una capacidad instalada creciente en 2021 puede ayudar a reducir el coste y el precio de la energía fotovoltaica a nivel mundial. El futuro del sector solar es muy brillante».

«A pesar de la heterogeneidad y los diferentes problemas en la región de América Latina, como las barreras financieras en Argentina, la incertidumbre del marco legal en México, la incapacidad de ir más rápido de lo habitual en Brasil y, por supuesto, la pandemia, en 2021 esperamos un enorme crecimiento en varios países», dijo Marcelo Álvarez, Coordinador del Grupo de Trabajo de América Latina del Global Solar Council y Presidente de la Cámara Argentina de Energía Renovable (CADER).

«Se han firmado muchos PPAs, se está llamando a licitación en México, Colombia, Brasil y Argentina, somos testigos de un gran crecimiento en términos de plantas de tamaño medio (200kW-9MW) especialmente en Chile, y Costa Rica es el primer país de Latam que se compromete a la descarbonización para el 2030. Para que el sector crezca más rápido, algunos países necesitan finalizar sus hojas de ruta de descarbonización para que los inversores extranjeros entiendan lo que va a ocurrir en los próximos 10 años.»

«El Global Solar Council cree firmemente en la importancia de dar voz a los actores del sector, de todos los tamaños, en todos los países y a lo largo de toda la cadena de valor», concluyó Gianni Chianetta, director general del Global Solar Council.

«También tenemos que explorar la manera de que otros países sigan el ejemplo de la UE y de EE.UU. al aumentar sus ambiciones en sus planes y objetivos. Los países emergentes necesitan ser apoyados con medidas a largo plazo capaces de financiar su recuperación, como la fijación de precios del carbono.»

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Empresas yucatecas e israelitas impulsarán proyectos de energía

Este es el momento propicio para concretar alianzas encaminadas a asegurar que en el futuro, la demanda de energía tanto en cantidad como en calidad, será satisfecha de manera confiable, suficiente, segura, accesible y sostenible. La competitividad de las empresas y del país a largo plazo, está condicionada a que se alcance este objetivo.

Durante su visita al estado de Yucatán, Lior Yafe, Consejero Económico y Jefe de la Misión Económica y Comercial de la Embajada de Israel en México, se reunió con un grupo de empresarios encabezados por el Presidente del Consejo Directivo de la Asociación Mexicana de Energía renovable y Medio Ambiente A.C., el Ing. Raúl Asís Monforte González, para evaluar los sectores específicos en los que existen fortalezas suficientes para impulsar la colaboración institucional, los negocios, y la inversión en proyectos de energía.

Las oportunidades son muy amplias y todas ellas giran alrededor de la innovación aplicada. Se trata de desarrollar soluciones energéticas de vanguardia en generación, transporte, almacenamiento y consumo eficiente de todo tipo de energía.

El abanico de proyectos incluye energía solar, aplicaciones de inteligencia artificial, almacenamiento de energía, redes y servicios de gestión inteligente. Con estas soluciones se logra además un impacto positivo en el medio ambiente, ya que contribuyen a reducir la huella de carbono y a generar una mayor resiliencia climática.

Un aspecto importante que debe tenerse en cuenta, es trabajar fuerte en medidas de eficiencia energética en los centros de carga, ya que no es suficiente con generar desde fuentes limpias la energía para alcanzar los objetivos de reducción de emisiones.

Otros espacios que ofrecen amplia posibilidad de cooperación entre Israel y Mexico, pero especialmente con Yucatán, son la gestión de demanda, la transformación digital de las empresas, soluciones basadas en datos, seguridad cibernética e incluso algunos nichos específicos del sector automotriz o del financiero.

En la reunión también participaron el Ing. Juan Carlos Vega Milke, Subsecretario de Energía, y el Lic. Agustín Menéndez Reyes, Subsecretario de Trabajo, ambos de la Secretaría de Fomento Económico y Trabajo del Gobierno del Estado de Yucatán, quienes aseguraron que el Gobernador de Yucatán, Lic. Mauricio Vila Dosal, está convencido de que solo mediante la incorporación de una cada vez mayor cantidad de energías renovables y limpias en la matriz energética, se logrará elevar la competitividad, y por consiguiente un desarrollo verdaderamente sostenible del estado. Por eso manifestaron su disposición a colaborar en la facilitación de estas alianzas, además de contribuir a la profesionalización del sector mediante el desarrollo del capital humano con capacitación y certificación mediante instituciones como el ICATEY.

Lior Yafe se mostró gratamente satisfecho de lo que pudo observar en su primera visita a Yucatán, al comprobar que el ecosistema es propicio para los negocios, que el estado cuenta con una buena infraestructura carretera y portuaria, que permitiría, además de satisfacer la demanda interna de productos y servicios, ofrecer oportunidades de acceder al mercado de los Estados Unidos.

Además, encontrar un sector de las energías renovables agrupado en un clúster de empresarios unidos, enfocados, coordinados y trabajando activamente en fortalecer esta industria, facilita las relaciones y agiliza que se concreten las oportunidades. Quedó abierta la invitación para que una delegación de empresarios yucatecos, visite en fecha próxima Israel, en una misión comercial para conocer más a fondo a las empresas y el sector energético de ese país.

El Ing. Raúl Asís Monforte González, aseguró que los afiliados a la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C., son empresarios audaces e innovadores, que seguramente estarán dispuestos y entusiasmados de poder generar nuevos modelos de negocio, que sumados a la avanzada tecnología que poseen las empresas de Israel, generarán empleos y crecimiento en esta región.

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Otra petrolera que se transforma en energética: «TotalEnergies» el nuevo nombre de Total

Más del 90% de los votos emitidos fueron a favor de este cambio de dirección del negocio. Total es el cuarto productor de gas y petróleo privado más grande del mundo.

«La energía se está reinventando y este viaje energético es nuestro. Nuestra ambición es ser un actor de clase mundial en la transición energética. Por eso Total se está transformando y convirtiéndose en TotalEnergies», declaró Patrick Pouyanné, su presidente y director ejecutivo.

Con la intención de alejarse de la fama producida por los hidrocarburos, TotalEnergies informó que adoptó una nueva identidad visual y que a partir de ahora será una empresa “multienergética”.

Según explicaron desde TotalEnergies, la nueva denominación y la nueva identidad visual representan el rumbo que la energética decidió seguir: “El de una empresa multienergética, que se compromete a producir y ofrecer energías que sean cada vez más asequibles, confiables y limpias”.

Además de la producción de petróleo, gas y electricidad, ahora el negocio se focalizará en hidrógeno, biomasa, energía eólica y solar.

TotalEnergies, con 105.000 empleados en todo el mundo y presencia en 130 países, anunció que el desarrollo sostenible será “parte central” de todos sus proyectos y operaciones, en pos del “bienestar” de la población global.

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Informe IAPG del primer trimestre

Las producciones de petróleo y gas anotaron bajas interanuales en el primer trimestre de este año versus 2020, en tanto que aumentaron las exportaciones de crudo y las ventas internas de naftas y gasoils, informó el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.

La producción de Petróleo total país del primer trimestre del año fue de 7 millones de metros cúbicos , es decir 78.228 m3/día, un 4,6 % menos que el mismo trimestre del año anterior, que fue de 82.039 m3/día, según datos detallados por el IAPG.

Asimismo, la producción No Convencional de Petróleo, creció  14 % en este año,  alcanzando los 22.848 m3/día, contra los 19.963 m3/día correspondiente al año 2020.

La producción de Gas Natural total país correspondiente al año 2021 alcanzó los 10,4 miles de millones de m3, es decir 115 millones de m3/día, un 10 %  inferior a lo producido en el año  anterior que fue de 128,2 millones de m3/día.

También la producción No Convencional de Gas decayó 14 %, alcanzando los 4,3 miles de millones de m3, es decir 48,3 millones de m3/día contra los 56,2 millones de m3/día registrados en el año anterior. La perforación cayó 17 %, 149 pozos terminados, contra 180 pozos perforados en el año 2020.

La elaboración (procesamiento) de petróleo bajó 2 %, se elaboraron 6,78 millones de m3 este año, contra 6,92 millones de m3 del año pasado.

Las ventas de Motonaftas (Súper + Ultra) en el primer trimestre de 2021 fue de 2,16 millones de m3 , un 1,9 % más respecto al año mismo periodo del 2020, que fue de 2,12 millones de m3 , mientras que la venta de Gas Oil registró un alza de 3,6 % con 2,87 millones de m3 vendidos al mercado contra 2,77 millones de m3 vendidos el año pasado.

Por su parte el expendio de GNC tuvo una caída del 1,8 %, registrando 540 millones de m3 este año contra 550 millones de m3 del año anterior.

 Las importaciones de Gas Natural crecieron casi 18 %, 1,43 miles de millones de m3 importados durante el primer trimestre 2021, mientras que en el año pasado se importaron 1,2 miles de millones de m3. No se registraron importaciones de Petróleo en ese periodo de ambos años.

Las exportaciones de Petróleo aumentaron este año 37 %, y alcanzaron los 511.652 m3 , mientras que en el año pasado fueron 373.809 metros cúbicos, detalló el IAPG.

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El gobierno nacional y Mendoza capitalizan a IMPSA y el Estado es accionista mayoritario

El gobierno Nacional, a través del Ministerio de Desarrollo Productivo, y el gobierno de la provincia de Mendoza, capitalizaron la empresa IMPSA con un aporte total de U$ 20 millones y ahora el Estado nacional pasó a ser accionista mayoritario de la compañía industrial metalúrgica especializada en la producción de equipamiento energético.

El Estado nacional inyectará un total de $ 1.362.900.000 al capital de IMPSA, por lo que su participación accionaria pasa a ser del 63,7 %, mientras que el Estado provincial aportará $ 454.300.000, quedándose así con el 21,2 % de las acciones. El porcentaje restante (15,1 %) permanecerá en manos privadas, correspondiendo un 9,8 % de las acciones al fideicomiso de acreedores y otro 5,3 % para el fideicomiso de la familia fundadora.

De esta manera, la compañía recompone su capital de trabajo y se proyecta para posicionarse otra vez como una empresa de vanguardia en desarrollos tecnológicos.

El anuncio de la capitalización se realizó el viernes 28 de mayo de manera virtual, y estuvo a cargo del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; el gobernador de la provincia de Mendoza, Rodolfo Suarez; el ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquié; el titular de la Unión Obrera Metalúrgica (UOM), Antonio Caló; el CEO de IMPSA, Juan Carlos Fernandez.

El ministro Kulfas aseguró: “IMPSA es una empresa estratégica para el desarrollo nacional. Debemos trabajar para que con profesionalismo podamos volver a colocar a IMPSA en los principales mercados del mundo. Industria es investigación, desarrollo, tecnología y trabajo. Industria es un desarrollo nacional posible con justicia social. Industria es IMPSA. Hoy es un día feliz para este ministerio, el país recupera las capacidades productivas de IMPSA y comienza una etapa que esperemos nos permita ofrecerle al mundo trabajo argentino con alto valor agregado”. 

“El presidente Alberto Fernández ha estado al tanto de todo este proceso, me ha hecho llegar su satisfacción con la capitalización de IMPSA”, agregó.

Esta capitalización es una parte vital del Plan de Recomposición de Estructura de Capital de la empresa, que se inició con una reestructuración de la deuda que tuvo gran apoyo de los acreedores, y que le permitirá a la empresa recomponer su capital de trabajo. Previo a eso, IMPSA tuvo asistencia del gobierno Nacional primero a través del Programa ATP y luego con el “Programa de Asistencia a Empresas Estratégicas en proceso de Reestructuración de Pasivos” (PAEERP) del Ministerio de Desarrollo Productivo, a través del cual pagó el 75 % de los salarios de los trabajadores de la empresa.

Para esta ampliación de capital la legislatura de Mendoza aprobó una ley provincial y el Ministerio de Desarrollo Productivo, a través del Comité Asesor del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), solicitó informes a la Secretaría de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa; a la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa y los Emprendedores (SEPYME); al Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI); al Tribunal de Tasaciones de la Nación; y al Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES.

Se trató de un proceso largo, que siempre tuvo como prioridad encontrar un camino que permita la continuidad de una empresa que tiene más de 720 empleados y genera trabajo a más de 100 PyMEs mendocinas. 

Suarez destacó lo que representa IMPSA en materia de trabajo “para tantas empresas que giran en su entorno generando empleo indirecto y la importancia que tiene para el país estratégicamente”. Además, aseguró que la firma no sólo será “muy buena” para la compañía sino también para “la Argentina” y puso en valor el trabajo conjunto del Gobierno provincial y nacional “para poner en valor IMPSA en estos tiempos tan difíciles, de tanta grieta”.

Acerca de esta definición Antonio Caló destacó: ”Es una alegría como representante de los trabajadores estar presenciando la capitalización de esta empresa tan emblemática de la que salieron grandes dirigentes metalúrgicos. Es importante que una empresa de esa magnitud y relevancia se vuelva a poner en marcha y es una señal de lo que ocurre cuando se trabaja en conjunto”.

Por su parte, el CEO de IMPSA, Juan Carlos Fernández manifestó: “El apoyo de los Estados provincial y nacional permitirá producir y exportar talento, promover empleo y potenciar una cadena productiva de más de 100 PyMES. Uno de los puntos más importantes de esta capitalización es que se preservan años de inversión en tecnología y de formación en el capital humano”.

“A partir de hoy, agregó, IMPSA vuelve a ser un referente internacional en materia de energía para la exportación de productos industriales de alto valor agregado y reafirma su liderazgo en materia de diseño y fabricación de equipamientos hidroeléctricos, eólicos, nucleares y para la industria del oil & gas. Su alto nivel de especialización y calificación es reconocido a nivel mundial”.

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Abastecimiento récord de electricidad con energías renovables en mayo

El 24,07 % de la demanda total de energía eléctrica en el país fue abastecida a partir de fuentes renovables el lunes 24 de mayo, superando la marca anterior, del 8 de diciembre de 2020, y logrando un nuevo máximo histórico para Argentina, indicó la Secretaría de Energía de la Nación.

El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables en Argentina se alcanzó a las 16.20 horas del lunes 24, cuando el 24,07 % de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), superando la marca anterior de 23,3 %, correspondiente al 8 de diciembre de 2020 a las 8:55 horas.

La tecnología eólica resultó la fuente principal, aportando el 78,27 % del total de energía consumida (2.766,91 MW), seguida por la solar fotovoltaica, con un 15,58 % (550,73 MW), las bioenergías representando un 3,11 % (110,07 MW) y los Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH), el 3,03 % (107,15 MW). Entre todas estas fuentes se logró una generación de 3.534,86 MW en el momento del récord de abastecimiento.

En el mes de abril se generaron 1.292,6 GWh por fuentes renovables, frente a una demanda total del MEM de 9.812,5 GWh, por lo que el abastecimiento promedio de la demanda MEM por energías de este origen fue del 13,2 % en ese mes, representando un incremento apreciable respecto a marzo, cuando se registró un promedio del 11,9 %.

“Es importante señalar que las energías renovables tienen prioridad de despacho, lo que significa que toda la electricidad que llega al sistema desde estas fuentes abastece automáticamente la demanda”, destacó Energía.

El nuevo pico histórico representa un hito en un contexto de crecimiento constante de las energías renovables en Argentina, las cuales registraron marcas históricas en generación y potencia instalada durante 2020 (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/las-energias-renovables-lograron-un-crecimiento-historico-en-2020).

Estos números reflejan una continuidad de trabajo en pos de los objetivos establecidos por la Ley 27.191, sancionada en forma prácticamente unánime por el Congreso Nacional en 2015, y también están en línea con los compromisos manifestados por el Presidente de la Nación, Alberto Fernández, en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021, celebrada en abril pasado.

En cuanto a potencia instalada, en abril y mayo pasado se inauguraron tres parques de energías renovables, que pueden abastecer a 187.000 viviendas, que se suman a los diez proyectos incorporados al sistema durante el primer trimestre de 2021 (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-se-habilitaron-10-proyectos-en-6-provincias-en-el-primer-trimestre-del).

Las habilitaciones más recientes corresponden al Parque Eólico Loma Blanca VI, en Chubut, con una potencia instalada de 102,4 MW; el Parque Eólico Los Teros II, en la Provincia de Buenos Aires, con 36,27 MW; y el Parque Solar Fotovoltaico Anchipurac, en San Juan, que aporta otros 3 MW. Dos de estos proyectos fueron adjudicados mediante el régimen MaTER y el otro, a través del programa RenovAr, correspondiendo a la Ronda 1.5.

Actualmente, se encuentran operativos en el país un total de 175 proyectos de generación de energías renovables, que brindan energía a casi 5 millones de hogares argentinos, con una potencia total de 4.708 MW.

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Por el impacto de los problemas sindicales se adelantaron los cortes de gas a estaciones de GNC y a empresas

Tres distribuidoras de gas cortaron el suministro de un grupo de industrias y de estaciones de GNC en distintos puntos del país por una menor inyección de ese fluido en los gasoductos, según confirmaron a Infobae desde una de las empresas involucradas. Se trata de una medida que suele aplicarse todos los años para privilegiar el abastecimiento de la red domiciliaria en los meses más fríos. El menor volumen de gas adelantó la situación a mayo.

Se trata de Camuzzi Gas Pampeana, Metrogas y Naturgy, tres de las distribuidoras de gas más importantes del país, que se vieron obligadas a cancelar el suministro para un grupo de empresas que tienen contrato de suministro “interrumpible”, es decir, que puede ser cortado previo aviso de la compañía gasífera. Las afectadas son un grupo de estaciones de GNC y de industrias, aunque desde las compañías no aportaron detalles sobre qué cantidad de empresas fueron alcanzadas por el corte de suministro.

En el sector destacan que estas medidas suelen tomarse con los días más fríos, en junio y julio, y no en mayo, con temperaturas que en AMBA rondan los 15 grados. Esta situación se adelanta en parte por la menor inyección de gas en la Patagonia como consecuencia de los paros que hubo el mes pasado y de que el buque regasificador aún no está en funcionamiento.

“El problema de fondo tiene que ver con medidas sindicales que tomaron los navieros que afectan la normal operación de los barcos que viene con gas licuado y que regasifica en Escobar, y también con algunos temas de menor inyección en Bolivia. Esto afecta a todo el sistema: los gasoductos troncales que operan los transportistas, y que recogen el gas y le entregan a las distribuidoras, hubo menos inyección. Por eso estas medidas, que están contempladas en el marco regulatorio. La prioridad es la demanda residencial”, explicaron en una distribuidora.

“En empresas, y más estos días de poca operación, no vemos que haya mucho impacto. Cuando el sistema se normalice se liberan todas las restricciones, son operaciones previstas”, agregaron las fuentes. Según el portal especializado Econojournal, la interrupción de servicio afectó a 130 de las 260 estaciones de GNC que están alcanzadas por Camuzzi.

En las compañías destacan que más allá del impacto de las medidas sindicales, el invierno pasado no se vieron grandes dificultades porque el consumo fue muy bajo como consecuencia de las restricciones a la economía motivadas por la pandemia.

“La Argentina no produce lo que consume, esa es la foto actual del mercado. Por eso se importa desde Bolivia y con los barcos. Cualquier afectación en los pozos demuestra en algún momento la ‘sábana corta’. El año pasado el sistema aguantó porque estuvo todo muy cerrado en invierno. Hoy la foto ya muestra que falta producción”, explican desde otra de las empresas desde donde destacan que los cortes son en el centro del país, en particular en las provincias de Buenos Aires y Santa Fe. En la Patagonia, aseguran que el suministro es normal.

Las distribuidoras tienen con grandes clientes dos tipos de contratos, los que son “interrumpibles” y los que son “firmes”. Para el primer caso, por definición, el suministro puede cortarse “mediante el correspondiente aviso de la empresa distribuidora de gas al cliente”. Todas las estaciones de GNC con este tipo de contratos tendrán para las tres compañías en cuestión suministro cero desde ahora.

En el segundo caso, se trata de contratos más caros que tienen un “piso” de volumen garantizado más un excedente, lo que en el sector se suele llamar “ventana”. Ese excedente no estará disponible con estas restricciones.

Respecto al impacto en el sector fabril, desde una de las compañías aseguraban que “no es un posible hacer una estimación sobre qué impacto real tendrá” la medida de interrupción del suministro, ya que algunas fábricas posiblemente puedan funcionar solo con el volumen “firme” que tienen contratado, algo que será respetado por las distribuidoras.

“Ha pasado muchas veces en el pasado, el año pasado no por la pandemia. Muchos sectores estuvieron parados, creció la demanda domiciliario pero cayó en industrias. Este año habrá que ver si la oferta este año será suficiente para cubrir la demanda”, reflexionó una fuente del sector.

El impacto del paro en Neuquén que afectó la actividad de Vaca Muerta podría hacerse sentir con mayor intensidad en los próximos meses, tal como había reflejado Infobae. Los cortes tienen tres efectos. Por un lado, el cierre de producción actual, por imposibilidad de evacuarla en camiones. Segundo, la producción que se deja de tener por lo que se deja de perforar. Y en tercer lugar, el impacto sobre negocios futuros por la desconfianza de los inversores. Por el cierre de producción actual, representan en petróleo 2% y en gas 3% aproximadamente”, señaló Daniel Dreizzen, de la consultora Ecolatina y ex secretario de Planeamiento Energético.

En ese sentido, se estimó que las pérdidas de ese conflicto sindical habían sido de USD 250 millones y estarían en el orden de 12% de la producción de gas pasada de la cuenca y el 4% de la producción de petróleo. De todas formas, ya con la situación normalizada, el análisis en ese momento era que por la demora en el comienzo de las operaciones, la producción de mayo y de junio ya estaría perdida.

 

 

Fuente https://www.infobae.com/economia/2021/05/24/por-el-impacto-de-los-problemas-sindicales-se-adelantaron-los-cortes-de-gas-a-estaciones-de-gnc-y-a-empresas/

 

 

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Ferraresi firmó un convenio con el interventor de ENARGAS

El ministro de Desarrollo Territorial y Hábitat, Jorge Ferraresi, junto al secretario de Hábitat, Santiago Maggiotti, recibieron este lunes al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) Federico Bernal, con quien llevaron adelante la firma de un convenio interadministrativo de colaboración, asistencia y cooperación para realizar acciones conjuntas en pos de facilitar el acceso a las redes de gas en los diferentes programas habitacionales que lleva adelante el Ministerio.

A través de este acuerdo, que en principio tendrá una duración de dos años, se sientan las bases para avanzar posteriormente con los convenios específicos que establecerán las condiciones para el cumplimiento de los objetivos establecidos. Los mismos incluyen velar por “la continuidad, universalidad y accesibilidad de los servicios públicos, al tiempo que avanzarán con políticas de promoción del reequilibrio social y territorial que mejorarán las condiciones habitacionales de los sectores medios y populares”.

Tras la firma, Ferraresi hizo hincapié en la necesidad de seguir trabajando articuladamente con todos los sectores del Gobierno Nacional y destacó que “es fundamental adoptar una mirada integral en la planificación de las obras que nos permita pensar en conjunto cuáles son las mejores soluciones para llevar adelante un proceso de consolidación y crecimiento en todo el país, con un Estado protagonista”.

El Ente Nacional Regulador del Gas es un organismo autárquico que se encuentra en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, y cumple con las funciones de regulación, control, fiscalización y resolución de controversias, que le son inherentes en relación con el servicio público de transporte y distribución de gas de la República Argentina.

Fuente: https://www.argentina.gob.ar/noticias/ferraresi-firmo-un-convenio-con-el-interventor-de-enargas

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Cómo es el plan de Tecpetrol para que la Argentina se convierta en un hub de energía

En abril Ricardo Markous se convirtió en el número uno de la petrolera del Grupo Techint. Asegura que la macroeconomía les pone un freno a las inversiones en Vaca Muerta Cómo es el plan de Tecpetrol para que la Argentina se convierta en un hub de energía Desde joven profesional hasta CEO de Tecpetrol, la carrera de Ricardo Markous se desarrolló durante más de 40 años en el holding comandado por Paolo Rocca. Tras un breve paso por el Conicet, este ingeniero industrial de la UBA se integró a Techint Ingeniería & Construcciones en 1980. Allí permaneció hasta 1992 -entre […]

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Monteiro: “Neuquén puede exportar petróleo a Chile”

En el marco del “Simposio y Micro Expo Virtual: Infraestructura y Minería 2021” el ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, destacó que la perforación el primer tramo del 2021 está mostrando niveles de perforación similares a la época previa a la pandemia. Monteiro formó parte del panel “Vaca Muerta: La infraestructura como clave para lograr el desarrollo”. También consideró que Vaca Muerta “es un recurso de clase mundial, con parámetros de productividad y eficiencia equivalentes a cuencas de Estados Unidos” y planteó la necesidad de “impulsar al recurso adecuadamente, y generar las condiciones de manera correcta, […]

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Los marinos serán vacunados para que no falte gas

El paro general de trabajadores marítimos que ponía en riesgo la provisión de gas fue levantado en las últimas horas, luego de que el Gobierno aceptara considerar al sector como “personal estratégico”, a fin de priorizarlos para la aplicación de las vacunas contra el COVID-19. Presionado por la falta de gas, el Gobierno aceptó vacunar a los marinos y se levanta el paro que afectaba a los puertos. Funcionarios nacionales aceptaron considerar a los trabajadores que están a bordo como personal estratégico. Como exigían los gremios, tendrán prioridad Luego de más de dos horas de reunión virtual, sobre las 18 […]

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Bernal: habrá más hogares beneficiados con la tarifa social

Tras dos años de caída, el Ente Nacional Regulador del Gas, incrementó la cantidad de beneficiados. Federico Bernal, interventor de la entidad indicó que la medida obedeció: “A las mayores restricciones para acceder al beneficio impuestas por la gestión anterior”. Enargas publicó el Informe Gráfico titulado “Beneficiarios de Tarifa Social. Total país 2017-2021”. En el mismo se puede observar cómo en el primer cuatrimestre de 2021 no sólo se detuvo el número de beneficiarios que perdían el acceso a la Tarifa Social del Gas, sino que además se logró la reincorporación a este régimen de 2.162 usuarios en relación con […]

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Vaca Muerta: Se acerca a la rentabilidad esperada desde un principio

En un mundo donde las energías renovables están cada vez más incorporadas Vaca Muerta es un tesoro enterrado, pero mientras no se aborde su explotación con responsabilidad y con planificación de todos los actores involucrados, seguirá enterrado. Una de las mayores riquezas de Vaca Muerta son las reservas de gas natural, recurso energético que es de transición de los fósiles hacia los renovables. Es valiosa la explotación del gas tanto en su estado primario, con las exportaciones de gas a países limítrofes como Chile y Brasil, como en materia prima en productos petroquímicos, en los procesos de producción de urea, […]

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Uruguay: ingresó a la “Alianza Internacional para la Descarbonización del Transporte” gracias a su altísimo porcentaje de energía limpia

La Matriz eléctrica en Uruguay proviene en más del 97 por ciento de fuentes renovables, el país formalizó el pasado 21 de mayo, su ingreso a la “Alianza Internacional para la Descarbonización del Transporte” (TDA por sus siglas en Inglés), una organización que incluye a países, ciudades y empresas que intercambian experiencias con el objetivo de avanzar en este sentido. “Creemos que la colaboración entre países, ciudades y empresas acelerará la transformación del sector del transporte hacia una descarbonización efectiva. Se trata de uno de los desafíos más grandes que enfrenta el mundo. Uruguay ha avanzado significativamente en la descarbonización […]

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Auto eléctrico: más barato de mantener?

Una de las mayores ventajas de los coches eléctricos es sin duda el bajo costo de mantenimiento. Es verdad que en nuestra región aún no hay una oferta masiva de este tipo de vehículos pero tarde o temprano tendremos que habituarnos a lidiar con lecturas de potencia y autonomía medidas con unidades de electricidad y con la realidad de baterías y electrónica muy diferentes a lo conocido. Siguiendo la lógica de ingeniería, un coche eléctrico debería ser mucho más barato de mantener porque “tiene menos cosas que se mueven”. Un coche con mecánica tradicional es una obra de arte de […]

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La transición petróleo/energías renovables es difícil

El desplome del petróleo del año pasado no es sólo producto de la pandemia coincidió también con el esfuerzo global de gobiernos, empresas y público en general de comprometerse con el cumplimiento de las metas de reducción de emisiones para 2050. Los productores petroleros que presencian este giro hacia la energía limpia se preguntan ahora cuáles serán los países que superen este cambio de la mejor manera. “Si Irak sigue dependiendo del petróleo los resultados serán catastróficos” dice el ministro de finanzas Ali Allawi. Es que el país tiene reservas comprobadas de crudo de 145.000 millones de barriles.El ministro hace […]

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Preocupación de accionistas de Total por las emisiones de carbono

Las empresas de hidrocarburos de todo el mundo están sometidas a una creciente presión por el cambio climático. Varios accionistas de Total tienen previsto manifestar su preocupación por el hecho de que la petrolera de Francia no esté haciendo lo suficiente para frenar las emisiones de carbono en su junta de accionistas que se celebrará el viernes, en un momento en el que las empresas de hidrocarburos de todo el mundo están sometidas a una creciente presión por el cambio climático. La Agencia Internacional de la Energía ha advertido que los nuevos proyectos de combustibles fósiles deben detenerse este año […]

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Neuquén: Se crea el “Ecosistema de integrabilidad digital neuquino”

 La iniciativa, elevada por el Ejecutivo provincial, fue votada por unanimidad y continuará su tratamiento parlamentario en la comisión de Asuntos Constitucionales y Justicia. La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones emitió despacho al proyecto que crea el “Ecosistema de integrabilidad digital neuquino”, con el objeto de garantizar la seguridad, confidencialidad y trazabilidad de la transmisión de la información digital. La diputada Lorena Abdala (MPN) remarcó la importancia de dotar con un marco jurídico específico el entrecruzamiento de datos digitales en la jurisdicción local. También destacó que la ley incorpora la sugerencia del bloque de FT para que los municipios […]

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¿Qué países de Latinoamérica serán anfitriones de licitaciones de energías renovables este 2021?

Wood Mackenzie considera que más de 7 licitaciones (públicas + privadas) se concretarán en este 2021. Energía Estratégica repasa cuáles serían las convocatorias confirmadas. 

Primeramente, el gigante brasileño ya cuenta con un cronograma establecido para los próximos tres años. De allí es que este 2021, Brasil haya fijado con prioridad sus Subastas de Energía A-3 y A-4 (el 25 de junio), y otras dos subastas adicionales, la A-5 y A-6, en el mes de septiembre. Todas, con gran expectativa para las renovables. 

Sólo en las primeras dos la Energy Research Company (EPE) registró 1.841 proyectos que suman 66.862 megavatios (MW) de potencia. En el caso de los eólicos y solares fotovoltaicos, suman 64.519 MW. Para estas tecnologías, la convocatoria prevé PPA a 20 años. No obstante, los plazos pueden ser de hasta 30 años si se aplican otras alternativas de generación como hidro (ver detalle).

Desde la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) indicaron que el inicio del suministro de proyectos adjudicados para la Subasta A-3 fue fijado para el 1 de enero de 2024 y para los de la Subasta A-4, el 1 de enero de 2025. 

Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables, diferenció con especial atención a los dos primeros llamados por tratarse de convocatorias exclusivamente para energías renovables, mientras que las A-5 y A-6 incluyen otras fuentes de generación. 

De modo similar, Chile también tiene novedades para diversas tecnologías de generación. Su Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica, proceso licitatorio 2021/01, prevé adjudicar 2.310 GWh/año para abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir del año 2026. En este caso, los PPA se firmarán a 15 años y la remuneración será en dólares estadounidenses.

Recientemente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) definió modificar algunas fechas de esta licitación que iba a iniciar hoy viernes 28 de mayo. En detalle, se movió la presentación de ofertas al viernes 25 de junio (misma fecha que en Brasil), la adjudicación de las propuestas se reprogramó para el viernes 30 de julio y la firma de PPA se celebrará a más tardar 30 días del hito anterior.

En el caso de Colombia tanto la iniciativa pública como privada se mantiene activa con compulsas que aumentan el atractivo de este país para invertir en energías renovables y almacenamiento. 

Sin ir demasiado lejos, en abril pasado, Renovatio firmó un primer contrato PPA en pesos colombianos con MPC Energy Solutions. El acuerdo incluye la entrega de alrededor de 23 GWh anuales durante un período de 12 años a partir del segundo trimestre del 2022. En mayo, avanzó sobre el segundo contrato, en esta oportunidad con ABO Wind, por la entrega de cerca de 43 GWh al año durante 15 años a partir del segundo trimestre de 2023.

Por su parte, este 26 de mayo, Derivex realizó su nueva convocatoria de participación a la subasta de cierre sobre contratos futuros de energía eléctrica. Y se despertaron buenas expectativas. Cabe recordar que en la subasta pasada se presentaron, durante los 15 minutos que duró activa la plataforma, 32 contratos de compra, por un total de 138,4 GWh, y 10 de venta, por 43,2 GWh. 

El gobierno colombiano tampoco quiere quedarse atrás y ha compartido precisiones sobre su siguiente convocatoria pública. Es relevante indicar que con la Resolución 40141, el Ministerio de Minas y Energía planteó modificaciones a la estructura de la subasta a largo plazo de energías renovables celebrada en 2019. Entre los ajustes que existen para este proceso se detalla que los contratos PPA por adjudicar serán a 15 años y en pesos colombianos.  Además se aclara que, en esta oportunidad, sólo podrán participar proyectos que “tengan una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW, siempre y cuando se acojan, por la duración del contrato, al despacho centralizado».

Este proceso se espera que inicie este año, pero aún no hay información oficial sobre el cronograma. Lo que sí se aclara es que los proyectos a presentarse deberán incluir una fecha de entrada en operación comercial que deberá ser posterior a la fecha de adjudicación de la subasta, prevista para diciembre de 2022. 

Otras oportunidades de negocios 

Ecuador se perfila como el mercado más prometedor. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador supo delinear una estrategia a largo plazo que dotó de certidumbre al sector en los últimos años. Aquella, prevé la entrada de operación de nuevas centrales de generación junto con fechas estimadas de convocatorias a Procesos Públicos de Selección (PPS) por bloques de ERNC y otras tecnologías como hidroeléctricas y geotermia (ver detalle). Dar previsibilidad al sector eléctrico en generación y transmisión fue una clave. 

Además, la orden del presidente Guillermo Lasso al nuevo ministro Roberto Salas Guzmán de impulsar en el sector energético “planes, programas y proyectos responsables con la ciudadanía y también con el medio ambiente” dotó de mayor atractivo a este país. 

De allí es que desde Wood Mackenzie se animan a asegurar que no sólo se continuará con el impulso a las energías renovables en este mercado, respetándose los contratos ya adjudicados y dando continuidad a los PPS, sino que también podrían haber nuevas licitaciones: 

«Creemos que la nueva administración va a favorecer la inversión en la industria renovable y es muy probable que veamos nuevas subastas a realizarse durante su periodo”, confió Valentina Izquierdo, durante un evento de Wood Mackenzie donde compartió toda esta información. 

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Siemens Energy prepara una cartera de proyectos off-grid de renovables e hidrógeno en el Cono Sur

Para tener mayores precisiones sobre la estrategia de negocios de la empresa en el Cono Sur, Energía Estratégica entrevistó a Javier Pastorino, Managing Director de Siemens Energy en Argentina, Chile y Uruguay.

¿Qué nuevos proyectos de generación persigue Siemens Energy?  

Somos una compañía totalmente focalizada en el sector energético. Tenemos 3 divisiones de negocios: generación, aplicaciones industriales y transmisión. En generación se encuentra Siemens Gamesa con un objetivo claramente dirigido a energías renovables. Y desde una nueva área denominada New Energy Business empezamos a trabajar el tema del hidrógeno verde. 

¿Por qué estas tecnologías? 

La temperatura media a nivel planeta está aumentando y no debemos llevarla a más 1.5°. Hoy, las tendencias dicen que se va a superar. Con lo cual, hay que crear un sentido de urgencia para evitarlo.  

Se nos viene un proceso de transición energética y descarbonización donde las energías renovables juegan un rol importantísimo. Y Siemens Energy así lo entiende. 

¿En el Cono Sur lo aplicarán?

Nos hemos fijado el objetivo de ser carbono neutrales hacia el año 2030, esto es una estrategia a nivel global que se cascadea a todas las regiones donde estamos presentes.  En el Cono Sur, obviamente estamos alineados a ese objetivo corporativo.

En el portafolio para  generación y aplicaciones industriales las energías renovables, las baterías, sistemas híbridos y otras tecnologías que ayudarán a la descarbonización ya se tienen en cuenta.

Como director ¿alinea su estrategia de negocios al concepto de ASG investment?

Sí, buscamos ser una compañía con ese perfil orientado a la sostenibilidad. 

La tarea gerencial tiene que ver con alinear la organización a esos objetivos globales y obviamente orientar el portafolio y el desarrollo de los proyectos a la sostenibilidad en los mercados en los que actuamos.

¿Qué ejes de acción tendrían en el mercado chileno?

Chile está dentro de Latinoamérica siendo un poco el pionero en este proceso de descarbonización.

Hay muchas plantas de Carbón que ya están avanzando en lo que se llama face out o salida de servicio. Ahí nosotros aplicamos un concepto de eficiencia energética en donde estamos apuntando a ver como mejor utilizar esos activos que quedarían fuera de servicio.

Por otro lado, Chile está avanzando fuertemente en la penetración de energías renovable, motivado por el muy buen recurso eólico en el sur como solar en el norte. El éxito de estos proyectos no sólo estará dado por su introducción para la generación eléctrica si también para generar hidrógeno verde.
Se habla que de acá a 5 o 10 años el potencial exportador por hidrógeno verde puede equiparar el potencial exportador que tiene la minería.

De ahí es que nosotros tengamos un proyecto piloto de 3 MW con esta tecnología en el en el sur del país junto con con HIF, Enel Green Power, Enap, Sinopec, ExxonMobile, Global Thermostat y Porshe (ver detalle).

¿Porqué por ahora hablamos de un piloto?

La idea de esto es probar que la tecnología funciona y, en función de eso, después escalarlo para después hablar de varias etapas siguientes o de ir a proyectos de muchos GW con producción de gasolina verde, contrubuyendo a bajar la huella de carbono con medios de transporte impulsados por combustibles 100% verdes.

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Uruguay es un escenario completamente distinto, donde hasta podríamos decir que tiene excedentes de energías renovables, ¿cómo jugarían los nuevos proyectos aquí?

Sí, tiene una matriz energética muy verde por sus centrales hidro y parques eólicos fundamentalmente. Si bien tiene algo de térmica, podemos decir también que esta funciona como backup de todo el parque renovable. Y al hidrógeno verde hay que verlo como una oportunidad.

En Uruguay estamos trabajando en una papelera en la que buscamos darle eficiencia energética. Pero además de eso, tenemos una estrategia muy fuerte para reforzar la trasmisión eléctrica para los proyectos existentes y otros nuevos sean de cualquier tecnología.

El Gobierno está lanzando sus proyectos piloto también. En mayo se anunció un proyecto para producir hidrógeno verde para luego aprovecharlo en movilidad eléctrica. Y nosotros esperamos poder empezar a participar en esos nuevos emprendimientos que se vayan a dar en el área de hidrógeno verde.

En el caso de Argentina, ¿cuál es su estrategia? 

Al ser un país con una matriz energética con fuerte participación hidro, una fuerte participación térmica y algo de nuclear y renovables de una manera incipiente; por lo pronto, nos orientamos hacia la eficiencia energética de los activos que hoy se tienen. 

El proceso de transición energética es un proceso que va a durar décadas. No ocurrirá de la noche a la mañana en este país. Paulatinamente sí esperamos una penetración de renovables pero hasta tanto aspiramos a aumentar la eficiencia terminando por ejemplo varios ciclos combinados y electrificando otras tantas operaciones. 

¿Cómo contribuye eso a la descarbonización?

Hoy, si se tiene eficiencia de alrededor del 40% y se mejora la operación ciclo combinado superando el 60%, ganas mucha eficiencia energética que contribuye a bajar la huella de carbono en el sector de generación eléctrica tradicional. 

Por otro lado, también se puede ir por una eficiencia energética con proyectos de cogeneración, aprovechando por ejemplo energía para generación eléctrica y su excedente de calor para vapor de procesos industriales. Pudiendo llegar en petroquímica a eficiencias superiores al 90% con gas que dentro de los hidrocarburos es el combustible más limpio. 

Un segundo punto es electrificar gran parte de los procesos productivos. Un estudio que realizamos reveló que si se electrifica la operación de los yacimientos puedes aumentar la eficiencia energética y reducir costos hasta un 50%.

Obviamente acelerar la penetración de las energías renovables claramente es una gran oportunidad que también tenemos, considerando además los enormes valores de factores de planta que en eólica pueden superar el 60% en el sur, mientras que en el norte la solar va más allá del 40%. 

Pensando en el mediano plazo y vinculando este tema con el hidrógeno verde, pensamos que el proceso de descarbonización se va a dar por la complementariedad  de todas las tecnologías disponibles. 

De ahí que también estemos trabajando en desarrollar proyectos piloto en el país. Si bien estamos en una etapa inicial sabemos que la eficientización de los activos existentes y la electrificación de las operaciones y acelerar la penetración de las energías renovables son el camino para ir pensando en proyectos de hidrógeno verde para que en conjunto sean palanca de la descarbonización. 

¿Porqué hidrógeno verde en Argentina? 

El gran recurso renovable que tenemos hace que la producción de por ejemplo combustibles verdes a base de hidrógeno verde o de amoníaco que después se usa en fertilizantes a base de hidrógeno verde se podría producir de manera muy competitiva. 

Y eso te ayuda no sólo a generar valor agregado a las economías regionales sino también a generar productos que después se exportan. 

¿El costo de las renovables deberá bajar para que el hidrógeno verde sea competitivo? 

Es algo que estamos estudiando en detalle. 

El hidrógeno gris o negro, que hoy se produce por la reforma del gas natural o por la gasificacion de carbon, respectivamente, a niveles promedio globales es mas barato que el hidrógeno verde porque aún  falta está que está reducción de costos pero dado el recurso excepcionalmente mejor que el promedio que por ejemplo tenemos en nuestro país, Argentina, eso hoy estaría dando valores de paridad muy similares con el hidrógeno producido con métodos tradicionales. 

Entonces, repasando, si bien a nivel de promedio mundial todavía no se alcanza, en muy pocos lugares en el mundo entre los cuales está Argentina (dado el recurso renovable) hoy se estaría llegando a niveles competitivos de hidrógeno verde. 

Y a todo esto se está produciendo también una reducción de costos por economías de escala. Explicado de modo sencillo, lo mismo que pasó en el sector solar con la baja de sus componentes, también está pasando con los electrolizadores.

¿Las líneas de transmisión hoy son una barrera para transportar la electricidad para estos proyectos? 

Diste en el punto de algo central que nos impidió hasta ahora acelerar el desarrollo de grandes renovables. Pero el hidrógeno tal vez venga a cambiar esto. 

Lo que se está viendo en hidrógeno verde es que se puede funcionar como una isla, es decir: no necesitas conectarlo al sistema de interconexión nacional y podes producir in situ la aplicación posterior. Y sobre esto ya estamos haciendo distintos proyectos. 

En la Patagonia, puedes poner turbinas eólicas para generar electricidad, poner un electrolizador para producir hidrógeno verde e inmediatamente después tener un proceso de refinación para producir una gasolina sintética o un proceso de producción de amoníaco en conjunto con el nitrógeno.

Entonces en el lugar con un concepto de isla puedes producir amoníaco, un combustible sintético a base de hidrógeno 100% verde y después ese producto utilizarlo en el mercado interno o exportarlo.

No necesitas ningún tipo de conexión a la red de transmisión y se convierte en un concepto de almacenamiento en cierto modo: vos estarías almacenando todo el viento que está soplando en este momento o el sol que estaría radiando y lo almacenarías en forma de hidrógeno o de amoníaco o de combustible verde.

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Récord en generación distribuida en abril: Estas son las cuatro provincias que sumaron 1 MW de potencia instalada

El último reporte mensual de avances del Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables, establecido por la Ley Nº 27.424, registró un hito extraordinario en el mes de abril, con la incorporación de 946 kW de potencia instalada, por parte de 26 nuevos Usuarios-Generadores (UG) radicados en las provincias de Córdoba, Mendoza, Buenos Aires y San Juan.

De los nuevos UG que completaron en abril la instalación de sus equipos de generación distribuida y quedaron conectados a la red de distribución eléctrica mediante un medidor bidireccional, 17 pertenecen a la categoría comercial-industrial y 9 a la categoría residencial. El aporte de potencia correspondiente a UG comerciales e industriales es de 917,93 kW, según la siguiente distribución: Córdoba (703,78 kW), Mendoza (84,5 kW), Buenos Aires (68,05 kW) y San Juan (61,6 kW).

Con este incremento del 25% en el mes, que destaca incluso frente a los muy positivos resultados de 2020, el Régimen cuenta actualmente con 4.705 kW de potencia instalada y conectada a la red eléctrica nacional, los cuales son provistos por un total de 437 UG localizados en las provincias de Córdoba, Buenos Aires, Mendoza, Chubut, Chaco, San Juan y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Otros 345 usuarios están avanzando en el procedimiento para convertirse en usuarios-generadores. De entre ellos, 79 ya han solicitado el cambio de medidor y están próximos a generar parte de la energía eléctrica que consumen, pudiendo inyectar sus excedentes a la red de distribución y recibiendo una compensación por ello.

En los primeros cuatro meses de 2021, se sumaron nueve empresas distribuidoras y cooperativas de energía eléctrica al Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables, con lo cual ya son 147 inscriptas en las doce provincias adheridas.

Reporte de avances abril 2021

Para más información sobre el Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables acceda al siguiente link

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EPSE asesorará en la construcción de uno de los primeros parques solares en el sur argentino

San Juan dará asesoramiento en la construcción de uno de los primeros parques fotovoltaicos, que se ubicará en Cutral Co, al oeste de la provincia de Neuquén y a poco más de cien kilómetros de la capital provincial. 

El mismo será a través de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) y se buscará proveer ayuda en las áreas de ingeniería básica y confección de pliegos. También contará con el apoyo en materia de licitación, adjudicación, inspección de la obra en de construcción y comercialización de la energía generada por la central solar, que tendrá una potencia cercana a 3 MWp. 

Cabe mencionar que este hecho llega tras una seguidilla de contactos entre ambos actores, dado que el primero fue en noviembre de 2019 cuando el intendente de Cutral Co, José Rioseco, se comunicó con San Juan. En aquel entonces EPSE aportó asesoramiento en detalle en cuanto al trabajo y desarrollo de la energía solar fotovoltaica. 

Víctor Doña, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado, explicó cómo se dio el proceso y los próximos pasos a seguir: “Surgió como una iniciativa individual del municipio de Cutral Co. Quisieron marcar esta iniciativa de poner algo fotovoltaico en una provincia muy petrolera de Argentina”. 

“Esta es la primera de tres etapas. Luego, si finalmente licitan y adjudican, la idea sería acompañarlos con la inspección de obra; mientras que la otra faceta sería ver cómo colocar la energía en el mercado”, agregó.   

Según informó Doña, esta primera fase que se ha firmado consta de cuatro subetapas. La primera será el análisis de documentos y estudios llevados a cabo y de allí saldrán recomendaciones si es que hace falta mayor énfasis en alguna información concreta. 

Con eso estudiado y ajustado, se armará la ingeniería básica de construcción e instalación del parque, en pos de un mejor resultado comercial. Posteriormente se prepararán los pliegos para licitación donde se incluirán las especificaciones técnicas. Y la cuarta subetapa será el acompañamiento en el proceso de evaluación de las ofertas presentadas y la recomendación para la adjudicación. 

Víctor Doña firma el contrato para el asesoramiento de la planta solar en Cutral Co

En cuanto a los tiempos, Víctor Doña señaló que “se ha firmado un proceso que Cutral Co debe aprobar con el concejo deliberante y a partir de allí se dispara la presentación de una garantía por parte del EPSE y hay un pago de un anticipo”. 

“En función de ese hito, que estimo se puede cumplir en las próximas semanas, hemos puesto una fecha de 120 días para avanzar con todo esto dentro de un ‘funcionamiento normal’ [refiriéndose al contexto pandémico y afectaciones de tiempo] para acompañarlos hasta que puedan lanzar la licitación”, amplió.

Este proyecto no es el único con fuente solar en la provincia patagónica, dado que también está en planes el Parque Fotovoltaico El Alamito, llevado a cabo por la Agencia de Inversiones del Neuquén (ADI – NQN), a poco más de trescientos kilómetros del municipio de Cutral Co.

Para el mismo ya se llevó a cabo la licitación correspondiente en la que tres ofertas se disputan la construcción y obras pertinentes de la primera etapa. En la misma se armará un módulo con una generación de 1 MW, pero se dejará las instalaciones en condiciones para que posteriormente continúe el avance hasta lograr los 6 MW de capacidad.

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Tecnólogos valoran «proyectos híbridos» pero insisten en obras de transmisión para sumar eólica en México

La diversificación de matriz energética, la actualización de las redes de transmisión y las cantidad de interconexiones en México son temas en debate constante en el sector. Incluso, entre el lapso de fin de año pasado y febrero el país sufrió sufrió una serie de cortes de electricidad que afectaron a más de diez millones de usuarios, debido a diferentes saturaciones. . 

Esta problemática de infraestructura, junto a la implementación de sistemas híbridos, fue tratado como uno de los retos a futuro para el sector energético durante el Congreso México Wind Power 2021. 

Allí varios especialistas pusieron foco en la actualización y mejora de las redes para conseguir mayores beneficios a los que hay hoy en día. Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica y Colombia de Nordex Group, fue el primero en mencionar el tema y planteó dos escenarios, dependiendo el contexto político. 

En uno de ellos comentó que “si hubiera un cambio, estoy seguro que México empujará nuevamente por las renovables, donde veremos redes mucho más robustas, y seguramente también veremos más proyectos híbridos”. 

Bajo esa misma línea de afianzar las líneas, Fernando Hierro, responsable de ventas de México de Siemens Gamesa, afirmó que “una mayor homogeneidad en los precios nodales siempre da certidumbre y permite el desarrollo de proyectos renovables”. 

Además opinó que la infraestructura es necesaria, dado que los actores cada vez son más grandes, hay más dimensiones por cubrir, así como también dificultades de transportar y construir. Por lo que, según su mirada “tendremos que tener la infraestructura que lo acompañe, a pesar de la modularidad que tenemos todos los tecnólogos”. 

La postura de Rusell Guzmán, sales manager México, Centroamérica y el Caribe en Vestas LATAM North, también se hizo presente en este debate.

El especialista reconoció el hecho de que los sistemas híbridos pueden ayudar a la falta de interconexión, pero remarcó que “aumentar el grado de interconexión en el país definitivamente tiene beneficios muy grandes, como el acceso a electricidad barata, electrificación en más lugares y tener una resiliencia en la red”. 

Por otra parte, hizo hincapié en la importancia de empujar desde el sector energético a que haya más interconexiones: “Tendremos algunas soluciones para postergar esta falta de interconexión, como los sistemas híbridos o turbinas para lugares de menor viento, pero la interconexión debe ser prioritaria para un país, es estratégico y fundamental”, aseguró.

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Laser Technology lanza su línea de telémetros para la industria de la Energía

Laser Technology lanza en Argentina su línea de telémetros de precisión EasyTarget al mercado de la energía, para aplicar a todo tipo de medición en campo donde se requiera recabar digitalmente datos precisos, no sólo topográficos o de agrimensura, sino también de todo tipo de estructuras u objetos que presente el terreno; con una gran versatilidad operativa y la más alta tecnología aplicada al procesamiento y transmisión de dichos datos, a través de su poderoso software integrado. Una herramienta imprescindible para la ingeniería de toda empresa que opere en terreno tanto sea en el rubro oil&gas como en minería, eléctricas, constructoras, entre otras.

Adiós para siempre al “ojímetro”

Con tecnología patentada Laser Technology® esta poderosa línea de telémetros portátiles, pequeños, versátiles y precisos, son la solución perfecta para todo tipo de trabajos de medición. La sencilla navegación mediante dos botones permite obtener una variedad de datos trigonométricos instantáneos gracias a su software integrado.

Con un sólo disparo, se obtiene información detallada sobre la distancia horizontal, vertical y en línea directa hacia el objetivo, además de la información sobre el grado de inclinación o pendiente.
Gracias a su software integrado, puede medir la altura de cualquier objeto mediante tres simples disparos: uno al centro, para determinar el punto de referencia y dos más en cada extremo. Con ayuda del inclinómetro, el telémetro calcula la altura del objetivo en cuestión de segundos: La herramienta ideal, para determinar altura de árboles, antenas, edificaciones, torres de alta tensión y todo lo que se requiera medir a largas distancias.

El modelo 360 Full se destaca por poder calcular distancias y ángulos para describir la relación entre dos puntos en un espacio tridimensional mediante su brújula integrada. Ideal para determinar pendientes, inclinación, distancia horizontal y distancia vertical entre dos puntos, independientemente de su relación en el espacio.

Además de no requerir objetos reflectantes para realizar mediciones hasta los 1000 metros de distancia y hasta 1750 metros en el modelo 200 Light, esta línea cuenta con varias modalidades de objetivo para que pueda hacer sus mediciones de la forma más efectiva posible (más cercano / lejano, filtro de follaje, entre otros).

Acoplado vía Bluetooth a cualquier dispositivo Android, esta línea de telémetros es compatible con una serie de aplicaciones propias y de terceros, así como GPS, mediante conexión inalámbrica o a través del su puerto serial integrado.

La aplicación LaserSoft Meassure para Android incluida, le permite llevar registro de las mediciones en tiempo real desde su celular o tablet. Y con el porta-teléfono, al acoplar su cámara al lente posibilita también tener registro fotográfico de todo su trabajo.

Ofrece también una aplicación MapSmart para realizar mapeos, cálculos de área o medir volumen de materiales sin necesidad de ser un experto en GIS.Para el sector minero, la aplicación FaceProfile con ayuda del telémetro, arrojará un perfil exacto del relieve de una pared, además de hacer cálculos volumétricos de material.

Cada telémetro viene con adaptador para teléfono, trípode convertible en monopié, pilas recargables y cargador, filtro de follaje y un señalizador reflectante para mediciones específicas; todo dentro de una cómoda mochila especialmente diseñada para que se pueda llevar todo lo necesario optimizando el trabajo de campo.

Posibilidad de probarlo antes de adquirirlo

Easy Target ofrece a toda empresa del sector o ingenieros interesados la posibilidad de probar sus equipos de telemetría. Así el cliente podrá elegir el equipo que mejor se adapta a sus necesidades.
T&M Export SRL representante exclusivo en la Argentina de esta línea de equipos, tiene una amplia experiencia en varias industrias y en todos los casos con resultados de éxito. Y brinda atención rápida, capacitación y entrenamiento, servicio técnico especializado y asesoramiento post-compra para mayor conformidad de sus clientes.

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Esay Target, tecnología de avanzada en mediciones de campo

Laser Technology lanza en Argentina su línea de telémetros de precisión EasyTarget al mercado de la energía, para aplicar a todo tipo de medición en campo donde se requiera recabar digitalmente datos precisos, no sólo topográficos o de agrimensura, sino también de todo tipo de estructuras u objetos que presente el terreno; con una gran versatilidad operativa y la más alta tecnología aplicada al procesamiento y transmisión de dichos datos, a través de su poderoso software integrado. Una herramienta imprescindible para la ingeniería de toda empresa que opere en terreno tanto sea en el rubro oil&gas como en minería, eléctricas, constructoras, entre otras.

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Con un sólo disparo, se obtiene información detallada sobre la distancia horizontal, vertical y en línea directa hacia el objetivo, además de la información sobre el grado de inclinación o pendiente.
Gracias a su software integrado, puede medir la altura de cualquier objeto mediante tres simples disparos: uno al centro, para determinar el punto de referencia y dos más en cada extremo. Con ayuda del inclinómetro, el telémetro calcula la altura del objetivo en cuestión de segundos: La herramienta ideal, para determinar altura de árboles, antenas, edificaciones, torres de alta tensión y todo lo que se requiera medir a largas distancias.
El modelo 360 Full se destaca por poder calcular distancias y ángulos para describir la relación entre dos puntos en un espacio tridimensional mediante su brújula integrada. Ideal para determinar pendientes, inclinación, distancia horizontal y distancia vertical entre dos puntos, independientemente de su relación en el espacio.
Además de no requerir objetos reflectantes para realizar mediciones hasta los 1000 metros de distancia y hasta 1750 metros en el modelo 200 Light, esta línea cuenta con varias modalidades de objetivo para que pueda hacer sus mediciones de la forma más efectiva posible (más cercano / lejano, filtro de follaje, entre otros).
Acoplado vía Bluetooth a cualquier dispositivo Android, esta línea de telémetros es compatible con una serie de aplicaciones propias y de terceros, así como GPS, mediante conexión inalámbrica o a través del su puerto serial integrado.

La aplicación LaserSoft Meassure para Android incluida, le permite llevar registro de las mediciones en tiempo real desde su celular o tablet. Y con el por

ta-teléfono, al acoplar su cámara al lente posibilita también tener registro fotográfico de todo su trabajo.
Ofrece también una aplicación MapSmart para realizar mapeos, cálculos de área o medir volumen de materiales sin necesidad de ser un experto en GIS.Para el sector minero, la aplicación FaceProfile con ayuda del telémetro, arrojará un perfil exacto del relieve de una pared, además de hacer cálculos volumétricos de material.

Cada telémetro viene con adaptador para teléfono, trípode convertible en monopié, pilas recargables y cargador, filtro de follaje y un señalizador reflectante para mediciones específicas; todo dentro de una cómoda mochila especialmente diseñada para que se pueda llevar todo lo necesario optimizando el trabajo de campo.

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Demanda interanual de electricidad en abril repuntó 14,9% por impulso de la industria

La demanda de energía eléctrica registró en abril último una suba de 14,9 % en comparación con el mismo período del año anterior,  con incidencia del consumo eléctrico en las actividades residenciales y comerciales, pero fundamentalmente fue el consumo industrial el que impulsó el ascenso, indicó el informe periódico de la Fundación Fundelec.

La demanda neta total del MEM fue de 9.812,4 GWh;  mientras que en el mismo mes de 2020 había sido de 8.537,2 GWh1 .  Por lo tanto,  de la comparación interanual resulta el ascenso de 14,9%.

Al considerar la evolución de la demanda por tipo de usuario debe señalarse que abril del  2020 fue un mes donde se presentaba un aislamiento estricto como consecuencia de la pandemia del COVID 19, con fuerte impacto en el nivel de actividad, principalmente en la demanda de energía de las grandes industrias, con caídas del orden del  28%.

 En cuanto a la gran demanda, al igual que en los últimos meses, se observa que se encuentra en valores similares a 2019, recuperando el consumo luego del comienzo de la fase Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio, donde en general muchas actividades alcanzaron la demanda previa o superior a la cuarentena.

Asimismo, en abril de 2021 se registró un decrecimiento intermensual que llegó al  11,2 %, respecto de marzo de este año, cuando se  había tenido una demanda de 11.047,7 GWh.  En abril 2021 se registró una potencia máxima de 19.676 MW, lejos de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021.

La demanda residencial representó el 40 % de la demanda total del país y, además, tuvo un crecimiento de 2,6 % respecto al mismo mes del año anterior. En tanto, la demanda comercial sufrió una suba del  14,2 %, siendo un 29 % del consumo total. Y la demanda industrial refleja un 31 % del consumo total, aunque con una fuerte suba en el mes del orden del 15,6 % aproximadamente.

Con una potencia instalada de 42.392 MW (Cammesa), la demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido abril de 2021) 8 meses de baja (mayo 2020, -7,6 %;  agosto, -6,4 %; septiembre, -1,7  %; octubre de 2020, -3,5 %;  noviembre, -4,2 %; enero de 2021, -0,5 %; febrero  -7 %; marzo de 2021, -0,9%) y 4 meses de suba (junio de 2020, 0,9 %; julio, 1,2 %; diciembre de 2020, 1,5 %; y abril de 2021, 14,9 %).  El año móvil (últimos doce meses) presentan una caída de 1,3 %.

 Los registros muestran que el consumo de mayo de 2020 llegó a los 9.588,9 GWh;  junio de 2020, 10.748,5 GWh;  julio 12.178,4 GWh;  agosto 10.725,4 GWh;  septiembre, 10.042,9 GWh;  octubre, 10.007,4 GWh; noviembre de 2020, 10.090,9 GWh;  diciembre de 2020, 11.330,1 GWh;  enero de 2021, 11.937,7 GWh;  febrero, 10.085,8 GWh;  marzo, 11.047,7 GWh. y, abril de 2021 llegó a los 9.812,4 GWh.

En cuanto a las temperaturas ambiente,  el mes de abril 2020 fue más frío en comparación a abril 2021. La temperatura media fue de 20.7 °C, mientras que en el mismo mes del año pasado fue 18.2 °C, y la histórica del mes es de 17.8 °C.

 En cuanto al consumo por provincia,  en abril fueron 28 las provincias y empresas que marcaron ascensos:  San Luis (27 %), Corrientes (26 %), Catamarca (23 %), Santa Fe (21 %), Santiago del Estero y Jujuy (19 %), La Rioja y San Juan (18 %), Santa Cruz (16 %), Córdoba (15 %), Tucumán (13 %), La Pampa y  EDEA (12 %), Entre Ríos (11 %), Mendoza (10 %), Chaco (9 %), Misiones y Neuquén (8 %), Río Negro (7 %), Salta (6 %), EDEN y EDES (3 %), Chubut y EDELAP (2 %), entre otros.  En tanto, 1 provincia presentó caída: Formosa (-3 %).

En referencia al  Area Metropolitana  -Ciudad de Buenos Aires y GBA – el consumo tuvo una importante suba de  11,3 %. Asimismo, todo BAS –el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal  y GBA)- registró un ascenso de la demanda del 7,9 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 30 %  del consumo total del país y tuvieron un ascenso conjunto de los requerimientos de 11,3 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 11 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió  11,6 %.  En el resto del MEM existió una suba de 13,2 %.

 DATOS DE GENERACIÓN

La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento en la participación de las energías renovables.

La generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.490 GWh en este mes de abril 2021 contra 1.666 GWh del mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa de 10% aproximadamente.

Si hablamos de los aportes hidráulicos para las principales centrales del MEM, estos siguen siendo bajos.  Si bien no son muy diferentes en este abril 2021 en comparación con el mismo mes del año anterior e incluso en algunos  casos  superior,  los mismos se encuentran por debajo de los valores históricos esperados en cada cuenca.

 En lo que respecta a los combustibles, si bien sigue siendo el gas natural el principal combustible para las usinas, frente a una generación térmica mayor, y con una disponibilidad de gas similar al año pasado, se utilizaron combustibles alternativos para cubrir el aumento en el despacho térmico.

Así, en el mes de abril de 2021 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 67,09 %  de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron al 14,64 % de la demanda,  las nucleares proveyeron 5,22 %, y las generadoras de fuentes alternativas el  12,70 % del total producido.  Por otra parte, la importación representó el  0,35 % de la demanda total.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 21-05-21)

 Según informa CAMMESA, la demanda eléctrica de los rubros alimentación, comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), presentan una caída general de 7,1 % para las primeras tres semanas de mayo.  Sin embargo, en la industria en total, para el mismo período, existe una suba del consumo de 11 %.

En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a los productos metálicos no automotor, en la construcción como también en química, caucho, plásticos y textil.  Mientras, cayeron las actividades relacionadas con derivados del petróleo, automotrices y servicios públicos y transporte.  Uno de los sectores que más cayó en el último mes es el de comercios y servicios, con cerca del 60 %, y otro es el de cargas y puertos con una merma de la demanda de 29 %.

 Luego de decretarse aislamiento social preventivo y obligatorio (ASPO) el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del  24 % para los meses de abril y mayo.  A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre, se observó un aumento de requerimiento de energía por parte de la gran demanda, alcanzando en diciembre, prácticamente el mismo nivel que el año anterior, En el primer cuatrimestre de este año los requerimientos de energía igualaron o superaron algunos de los registros del contexto previo a la pandemia, destacó Fundelec.

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Mainstream cerró dos contratos por 15 y 16 años con Engie para abastecimiento de eólica y solar en Chile

Mainstream Renewable Power firmó un acuerdo consistente en dos contratos de compraventa (PPA por sus siglas en inglés) con ENGIE Energía Chile, mediante el cual suministrará a la compañía un promedio de 140 GW/h al año de energía limpia.

Una vez entre en vigencia, a contar de 2022, el acuerdo tendrá una extensión de 16 años.

El primero de estos acuerdos comprende el periodo entre octubre de 2022 y octubre de 2023. En este la compañía irlandesa entregará energía limpia generada por su portafolio Cóndor, cartera de proyectos que agrupa a tres parques eólicos y uno solar y que actualmente se encuentra en construcción.

El segundo contrato entrará en funcionamiento en octubre de 2023 y proveerá de energía hasta septiembre de 2038 gracias al suministro generado por el portafolio Copihue, próximo a concretar su cierre financiero.

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