Comercialización Profesional de Energía

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Dos mineras australianas se fusionan y crearán el quinto mayor proveedor de litio del mundo

Los productores australianos de litio Orocobre y Galaxy se fusionarán para crear lo que afirman será la quinta compañía de productos químicos de litio más grande del mundo, con un mercado valorado en alrededor de 4.000 millones de dólares australianos y operaciones de litio en Australia, Chile, Argentina, Canadá y Japón.

Aunque cotiza en el mercado de valores australiano, la empresa fusionada tendrá su oficina central en Buenos Aires, Argentina, con una sede corporativa en la costa este de Australia y una oficina en Perth. Puede cambiar su nombre de Orocobre, aunque eso aún no se ha confirmado.

El litio es uno de los componentes centrales de las baterías de iones de litio. Con la creciente electrificación del transporte y con las baterías a gran escala jugando un papel cada vez más central en las redes eléctricas de energía renovable, se espera que la demanda de litio aumente en esta década. Australia es, con mucho, el mayor productor de litio del mundo, seguido de Chile.

Hay dos métodos generalizados para extraer litio: extraer el concentrado de espodumena de mineral de litio de la roca dura y extraer el carbonato de litio de la salmuera, que generalmente se encuentra en los lagos salados del interior, particularmente en América del Sur.

La empresa fusionada utilizará ambos métodos, con minas de roca dura en Mt Caittlin, Australia Occidental, y James Bay en el noreste de Canadá, y operaciones de salmuera en Olaroz y Naraha en Chile, y Sal de Vida en Argentina.

Las dos empresas cotizan en ASX y tienen un tamaño similar (Orocobre es un poco más grande, con una capitalización de mercado de alrededor de 2.200 millones de dólares australianos frente a los $ 1.800 millones de Galaxy), y el acuerdo se presenta como una «fusión de iguales». Pero, en realidad, Orocobre parece tener la ventaja en el trato. El propio Galaxy se disolverá y los accionistas recibirán acciones en Orocobre equivalentes a sus participaciones accionarias actuales. El consejero delegado de Orocobre, Martín Pérez de Solay, será el consejero delegado del nuevo negocio.

El director ejecutivo de Galaxy, Simon Hay, será el presidente de negocios internacionales de la nueva empresa y reportará a Pérez, quien tendrá su sede en Buenos Aires, Argentina. El presidente de Galaxy, Martin Rowley, presidirá la nueva empresa, con el presidente de Orocobre, Robert Hubbard, como vicepresidente. Ambos acordaron dimitir dentro de los 12 meses posteriores a la fusión.

Rowley dijo que la fusión tenía el «potencial de ser una oportunidad significativa de creación de valor para los accionistas de Galaxy y Orocobre. Las oportunidades de crecimiento de la entidad fusionada tanto en salmuera como en roca dura la posicionan de manera única para aprovechar la creciente demanda de litio del sector de los vehículos eléctricos”.

Hubbard dijo: “La lógica de esta fusión es convincente. Tanto los accionistas de Orocobre como de Galaxy se beneficiarán de la diversificación, el crecimiento y la escala de una de las cinco principales empresas de productos químicos de litio del mundo”.

Según los propios cálculos de las dos empresas, la fusión la convertirá en la quinta empresa de productos químicos de litio más grande del mundo, solo detrás de la china Ganfeng, la estadounidense Albemarle, la chilena SQM y la china Tianq.

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Las emisiones de CO2 subirán un 4,8 % en 2021 a causa del carbón

Las emisiones de dióxido de carbono (CO2), que se redujeron un histórico 5,8% el pasado año por la crisis, subirán en 2021 un 4,8% y rozarán su pico de 2019 a causa del aumento del consumo  carbón en los grandes emergentes, como China e India, muy superior a la expansión de las renovables. Un informe publicado por  la Agencia Internacional de la Energía (AIE) destaca que el aumento del 4,5% del consumo de carbón este año representará un 60% más que la contribución adicional de todas las renovables juntas al alza de la demanda energética.

Una demanda que subirá en conjunto un 4,6%, lo que compensará con creces el descenso del 4% de 2020, y procederá en un 70% de los países en desarrollo. Allí se sobrepasará en un 3,4% el volumen alcanzado en 2019, antes de que hiciera mella la Covid, mientras que en el mundo desarrollado la recuperación de esa demanda no será total, al menos en 2021, y se quedará un 3% por debajo.

«Las emisiones globales de carbono crecerán 1.500 millones de toneladas este año impulsadas por el uso de carbón en el sector eléctrico. Es una advertencia terrible de que la recuperación económica de la crisis de la Covid es cualquier cosa menos sostenible para nuestro clima«, subrayó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.

China se refuerza como primer emisor de CO2

China supondrá, por sí sola, un 55% del aumento del consumo de carbón en todo el mundo este año y aportará 500 millones de toneladas adicionales de CO2 (un 5,1% más), con lo que se situará un 6% por encima del nivel de 2019. En la práctica, eso significará que con 10,49 gigatoneladas su peso relativo en las emisiones del principal gas de efecto invernadero vinculadas a la energía aumentará hasta suponer un 31,8% del total, cuando en 2019 representaba menos del 30%.

Muy por detrás quedará Estados Unidos, que con un 13,5% del CO2 reduce un año más su cuota, como también lo hace, y de forma aún más acusada, la Unión Europea, hasta el 7,3%. Más atrás, pero pisándoles los talones a los Veintisiete, las emisiones de India -otro gran consumidor de carbón, como China- se dispararán un 9,3% en un año hasta 2,35 gigatoneladas, un 7,1% del conjunto mundial.

El carbón es el verdadero agujero negro del calentamiento global y el principal factor que marca su evolución es la demanda de electricidad en China: las centrales que en ese país utilizan el carbón para generar electricidad suponen en torno a un tercio del consumo de ese mineral en todo el mundo.

Desde la factoría de Loramendi en Vitoria se ha iniciado la fabricación de motores para Porsche.

Las energías renovables habían sido las únicas que habían conseguido eludir caídas en 2020 en la mayor recesión de los tiempos modernos, con un aumento del 3% gracias a su cada vez mayor competitividad en la producción de electricidad frente a otras fuentes. Este año, esa dinámica se acelerará con una expansión en el sector eléctrico que permitirá a las renovables acercarse al 30% de la producción eléctrica, frente al 27% de 2019.

China encabezará las nuevas capacidades de electricidad renovable, con la mitad del conjunto mundial, y si se le suman las otras grandes economías emergentes y los países en desarrollo sumarán casi el 80%. En términos absolutos, la eólica será la que más contribuirá a la expansión de esas capacidades, con una progresión de 275 teravatios hora y del 17% en términos interanuales. La solar fotovoltaica subirá con 154 teravatios hora, un 18%.

La aviación lastra el consumo de petróleo

La demanda de petróleo se hundió un 8,8% en 2020 por las medidas de restricción a los desplazamientos para evitar los contagios de coronavirus, ya que el transporte absorbe alrededor del 60% del crudo. La mejora de la situación económica será el vector de una recuperación parcial del 6% en 2021 que mantendrá la demanda global de petróleo un 3,2% por debajo de los niveles de 2019.

Eso se explica por el mantenimiento de restricciones a los movimientos, que afectan sobre todo a la aviación, cuya actividad se prevé que en diciembre siga siendo un 20% inferior a la que había dos años antes. Por el contrario, el consumo de gas natural subirá un 3,2% este ejercicio y dejará atrás las pérdidas del 1,9% en 2020.

https://www.efe.com/efe/america/economia/las-emisiones-de-co2-subiran-un-4-8-en-2021-a-causa-del-carbon/20000011-4516087

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El gas aumenta hasta un 130% para alimenticias, aunque advierten un impacto dispar en la inflación

Las empresas de la industria alimenticia tendrán un incremento de hasta un 130% en el gas a partir del 1º de mayo. Es porque los grandes usuarios deben renovar los contratos anuales de abastecimiento de gas con petroleras y comercializadoras que vencen a fines de abril. Los socios de Acigra, la cámara que nuclea a los grandes consumidores de gas, descontaban una fuerte suba en el precio del hidrocarburos porque el año pasado, a raíz de la brusca caída del PBI, la demanda de gas cayó fuertemente y destruyó la señal de precios. Un rebote era inevitable.

Sin embargo, la recomposición del valor del gas para el sector industrial, que se descontaba en el mercado, se aceleró aún más por la puesta en marcha del Plan GasAr, el plan de estímulo que implementó el gobierno para promocionar la oferta de gas. Uno de los efectos indirectos de esa iniciativa fue la homologación del precio del gas para industrias con el importe estímulo que fijó el gobierno, que ronda los 3,55 dólares por millón de BTU.

A raíz de eso, las compañías alimenticias, que son grandes demandantes de gas, tendrán un incremento en el gas que llega hasta un 130%, según un relevamiento realizado por este medio entre empresas del sector. Por caso, uno de las tres mayores compañías lácteas del país tendrá un un aumento del 112% en el precio del gas. Hasta este mes pagaba, en promedio de todo el año, US$ 1,55 por millón de BTU. A partir de mayo pasará a abonar US$ 3,27 por millón de BTU. A su vez, un frigorífico fabricante de hamburguesas ubicado en el Gran Rosario registrará un incremento del 90%, ya que pagaba US$ 1,85 por el gas y ahora abonará US$ 3,50 por millón de BTU. También el incremento lo sentirán todas las cerealeras. La empresa Cargill, por caso, tendrá una suba en el precio cercano al 100 por ciento.

Impacto inflacionario

El fuerte salto en el precio del gas de las empresas alimenticias se traducirá, sin embargo, en un impacto dispar. Según un relevamiento realizado hace algunos años por la Secretaría de Industria, el costo del gas incide en la mayoría de las industrias en el orden del 3% al 5%, aunque existen casos en los que el impacto puede ascender al 10%. Esto sin contar a las compañías petroquímicas, en las que el impacto es es mayor porque utilizan al gas no como combustibles sino como materia prima para su producción.

¿Por qué aumenta el gas?

El gas está aumentando en este sector porque los contratos que establecen las compañías alimenticias con productores o comercializadores del fluido, que se suelen firmar entre el 1° de mayo y el 30 de abril de cada año, vencen a fin de este mes. Lo que está ocurriendo ahora es que se están tomando como referencia para los nuevos contratos los precios definidos en el Plan GasAr, que tiene un valor de US$ 3,55 por millón de BTU en promedio anual y esto implica un aumento respecto a los precios que estaban vigentes.

El precio del gas desde el año pasado estaba definido en un escenario de pandemia, donde sobraba el producto por la caída del consumo. En este contexto, lo que terminó ocurriendo es que las industrias, en este caso la alimenticia, accedieron en 2020 a un precio del gas muy barato que se ubicó en alrededor de US$ 1,50 por millón de BTU.

Estos contratos con precios muy bajos se pudieron llevar adelante porque había mucha cantidad de gas disponible en el mercado por la baja de la actividad económica, que tuvo una caída del PBI de casi el 10% en 2020. Para este año, con la relativa puesta en marcha de la actividad económica y la implementación del Plan GasAr, se descontaba que iba a haber un incremento en el precio del gas para estas industrias. A esto también se suma que hay una incipiente ausencia de gas en el sistema, que provoca una presión al alza en el precio.

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Tren a Vaca Muerta:el proyecto une a Añelo con Bahía Blanca y el Pacífico

La iniciativa tiene como objetivo recuperar 664 kilómetros de vías del Ferrocarril Roca, que conecta los puertos de Bahía Blanca con Añelo, ciudad cabecera de Vaca Muerta. Esa vía no recibe inversiones desde hace 40 años.El proyecto a cuatro años generará 5.420 puestos de trabajo directos e indirectos, demandando insumos y aumento del consumo local. La construcción del Tren Norpatagónico que unirá Vaca Muerta con el puerto de Bahía Blanca obtuvo financiamiento chino por u$s784 millones y se estima que las obras comenzarán a fines de 2021 o principios del 2022. “Tenemos una enorme expectativa en el Tren Norpatagónico porque […]

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Cammesa sumará antes de primavera proyectos por 670 MW

En los próximo cuatros meses entrarán en operación comercial 670,9 MW de potencia generada a través de parques solares y eólicos. Se trata de 298,2 MW generados por cuatro proyectos eólicos, 351,5 MW de parques solares y 21,2 MW de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos. Cammesa elabora un Informe Mensual de Generación Renovable Variable que y la Programación Estacional que diagrama la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico del país. Se trata de la entrada en operación comercial prevista por la empresa controladora hasta octubre de proyectos del Programa Renovar y de los acuerdos entre privados del Mercado a […]

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Licitación para bombas solares en diez provincias

Un proyecto de la Secretaría de Energía busca beneficiar a 3.000 agricultores en la provisión de agua para los cultivos y las actividades ganaderas. El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) de la Secretaría de Energía de la Nación abrió, recientemente, el llamado a licitación para la provisión e instalación de sistemas de bombeo de agua solares en las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán. De esta forma, este proyecto beneficiará a 3.000 productores de la agricultura familiar, contribuyendo al desarrollo de sus economías regionales, con una […]

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San Juan: 50% menos en la tarifa del gas.

Así lo confirmó el diputado nacional, Walberto Allende en Banda Ancha. Esto será posible si finalmente se aprueba el ingreso de la provincia a la ley denominada Zona Fría. “Está más cerca que nunca de salir”, aseguró. Aseguró que avanzan las gestiones para declarar la provincia como “Zona Fría”. “En Buenos Aires pagan mucho menos que nosotros”, indicó. Una comisión en la Cámara Baja  integrada por Allende junto a otros representantes de Mendoza, Buenos Aires y Salta que buscan integrarse a esta zona. “Se determinó que estas zonas debían incluirse. Con el respaldo del estudio que realizó Germán Poblete y […]

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Pasaje de buses diésel a eléctricos, la apuesta de Jujuy

La empresa Jemse y la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) avanzarán con el proyecto de desarrollo y transferencia de tecnología e ingeniería de ómnibus de transporte de pasajeros con motorización diesel a motores eléctricos impulsados por baterías de Litio. Luego del convenio celebrado en 2020 donde se  vieron las instalaciones necesarias y la gente para poder realizar el trabajo, lo que implica la industrialización del litio que se produce en esa provincia. El mismo fue firmado por la secretaría de Comercio Interior, Paula Español y la interventora del ENRE, María Soledad Manin. La idea en esta nueva etapa es […]

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Redireccionan gasoducto en Ruta 7 en Neuquén

El ducto de 4.300 metros lineales interfiere la nueva traza, que se desplazará hacia la franja del canal de riego, cerca de las chacras. El traslado del gasoducto tardará 70 días y estará listo antes de la llegada del invierno. “El Gobierno de la provincia nos encomendó un traslado de una línea de gasoducto que debemos desplazar hacia un canal de riego a la vera de la Ruta 7, dado que se está construyendo con una doble vía y el actual gasoducto que utiliza esa zona de Centenario y Vista Alegre norte, está hoy dentro de la traza. Se lo […]

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El subsidio pide pista en materia de energía

El Gobierno discute en relación a la política tarifaria, precios y subsidios y esto tomo estado público mediante recientes audiencias y declaraciones de los funcionarios. Martín Guzmán, sostiene la necesidad de aplicar aumentos de tarifas, que permitan cumplir con las pautas del Presupuesto 2021, lo que implicaría aumentos con pisos del 40% en las facturas finales de gas y electricidad para el año en curso. En cambio los interventores de los entes reguladores y el Subsecretario de Energía Eléctrica (subalternos del ministro, pero alineados al Instituto Patria), tienen opiniones opuestas y manifiestan públicamente que “los incrementos de tarifas se ubicarán […]

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Ventaja de vehículos eléctricos e híbridos en Argentina

El costo de estos vehículos  lo determina el desarrollo de las baterías y el precio de sus componentes en el mercado mundial. El 5 de marzo la Dirección Nacional de Industria autorizó la entrada al país de 500 vehículos eléctricos e híbridos a través de la Disposición 168/2021, con la limitación de la venta de autos de combustión prevista por el Poder Ejecutivo Nacional para 2041. Aunque las autoridades han dado luz verde a la apertura de este nuevo mercado y con una baja de aranceles considerable, hay que tener en cuenta las condiciones en que se encuentra el país. […]

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Neuquén: Desabastecimiento en la principal provincia petrolera del país

Parece una broma de mal gusto pero es cierto, calles enteras llenas de autos esperando para poder cargar nafta, gente que lleva bidones con la esperanza de llenarlos hasta el tope, pero desde las estaciones de servicio imponen un límite de carga. Después de días de no tener combustibles, algunos camiones comienzan a llegar desde distintas localidades del país y generan un escenario irreal que se repite a lo largo de la zona petrolera, desde Neuquén capital y Cipolletti hasta Villa La Angostura. La causa de la escasez se originó por un conflicto de los trabajadores autoconvocados de salud neuquinos […]

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Santa Fe: la EPE pedirá un aumento del 34% en su tarifa

Los costos de los principales insumos serían la principal causa aseguran desde la empresa. El viernes entrante se desarrollará la audiencia pública en la que se discutirán aumentos en los cuadros tarifarios de la Empresa Provincial de la Energía. Anticipándose al encuentro, la firma ya presentó toda la información asociada con la solicitud de actualización del 33,8 % promedio en su cuadro tarifario. A pesar del aumento la compañía es consciente de este contexto socioeconómico del país en general y obliga a cuidar especialmente a los sectores sociales y productivos más afectados. Los ingresos desde el mes de marzo del […]

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Aumento sin fin: en 16 provincias la nafta premium ya pasó los $100

Se estima que el litro de nafta superará los $100 en 2021, se trata del sexto aumento del año en combustibles esta vez del 6% que aplicó la petrolera YPF en todo el país, y que siguieron las otras empresas del segmento, la nafta premium ya superó los $100 en gran parte del país. Incluso hay localidades donde ese combustible no baja de $110. Luego del alza escalonada en tres tramos que anticipó en marzo la petrolera estatal, que hacia mayo acumulará una suba de 15%, según la comercializadora será el último del año si las condiciones macroeconómicas se mantienen. […]

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La bicicleta eléctrica SM de un argentino triunfa por su originalidad

Bautizada así por la forma de su cuadro y la ubicación de su motor son sus dos grandes sorpresas.  En los últimos tiempos cantidad de nuevos modelos de bicicletas eléctricas han salido al mercado y los vendedores deben rebuscarselas para poder sobresalir entre todas las bicis. Con su particular diseño la firma busca atraer potenciales clientes, Nacida de la mano de los diseñadores Facundo Mehrbald (argentino, de Puerto Madryn) y Hyung Suk Seo, una de las la grandes particularidades de esta bicicleta se encuentra en su cuadro. El primer golpe  de vista llama la atención por ser diferente a la […]

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Se posterga la licitación para la línea de 230 kV en Colombia

La Unidad de Planeación Minero Energética decidió postergar unas semanas más la presentación de sobre 1 (ofertas técnicas) y sobres 2 (ofertas económicas) para la selección de un inversionista de la subasta para el diseño, adquisición de suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

Lo hizo a través de la Adenda N°2 (ver en línea). En un primer momento la fecha estaba fijada para el próximo 27 de abril. Sin embargo ahora la agenda marca que el día será el martes 1 de junio de este año.

El principal motivo de este cambio, explican desde la UPME es que “tal como consta en la Resolución UPME 000056 del día 10 de marzo de 2021 se declaró desierto el proceso de Selección del Interventor” de la convocatoria. Esto tras haberse rechazado la oferta presentada oportunamente por Salgado Meléndez y Asociados Ingenieros Consultores S.A.

“A la mencionada Resolución no se le interpuso Recurso de Reposición. Dado lo anterior, se debe abrir nuevamente el proceso de selección del Interventor”, precisan desde la entidad de planeación energética.

En efecto, la nueva convocatoria ya está en curso y se espera que la publicación de resultados de evaluación de este auditor, que deberá fiscalizar toda la obra y reportar a la UPME, se dé este jueves 22 de abril.

La selección del escogido e informe a los interesados sobre la selección del Interventor y el costo de interventoría se darán a conocer la semana que viene, el miércoles 28 de abril.

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

Características del proyecto

Según lo fijado en la convocatoria, la nueva subestación Pacifico 230 kV 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.

iv. Extensiones de barraje requeridas para dar cumplimiento al objeto de la presente Convocatoria, junto con todos los elementos, equipos obras y adecuaciones mecánicas, civiles, eléctricas, corte y/o protección, control, medición y demás 2 necesarios, para su correcto funcionamiento.

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

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Mañana comienza la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida: Último día de inscripción

¿Cuáles son los mercados más atractivos para desarrollar la generación distribuida? ¿Qué nuevas regulaciones está trabajando el sector? ¿Cuál es el rol del sector público? ¿Y de los privados?

Los líderes de la industria se encuentran analizando planes de expansión por Latinoamérica y el Caribe que anunciarán en la «Cumbre Latinoamericana Generación Distribuida».

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Nuevas regulaciones, planes comerciales, e-commerce, innovaciones tecnológicas, entre otros temas serán foco de este gran encuentro latinoamericano.

Las más de 25 mil personas que siguieron las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en marzo de 2021 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.

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Gira LFE 2021 – Primer Semestre

Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril

Latam Future Energy PV-Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio

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Certificación, precio y marco regulatorio: debate sobre el hidrógeno verde en Argentina y Latinoamérica

Una de las temáticas principales en las que se enfocó el debate fue la regulación y normativa ya que en Argentina desde 2006 que está la Ley Nacional Nº 26.123 de promoción del hidrógeno, aunque algunos especialistas señalan que quedó atrás en el tiempo e incluso está próxima a vencerse. 

Gustavo Menna, Diputado Nacional por Chubut, fue uno de ellos y remarcó que “lamentablemente no fue desarrollada, reglamentada ni se pusieron plenamente en ejecución los programas que contemplaba el desarrollo de un plan estratégico”.

“Hay que potenciar la ley, porque su vencimiento es este año y hay que dar una señal fuerte de poner el acento en el H2. (…) La Ley reclama un plan nacional, porque ahí está la estrategia”, agregó. 

Bajo esa misma línea destacó que se debe dar lugar a un marco legal sólido que establezca seguridad jurídica e incentivos para compensar el costo inicial mayor de inversión que tienen estos proyectos. 

Por otra parte, Juan Carlos Bolcich, fundador y presidente de la Asociación Argentina de Hidrógeno, fue más allá y apuntó que “no se puede pensar en una certificación y normalización solo nacional o incluso Latinoamericana si miramos un mercado de exportación”. 

Esta circunstancia se da tras las reiteradas ocasiones en las que se mencionó el rol como exportador de hidrógeno verde que Argentina puede alcanzar. Y a su vez, dichas declaraciones abrieron el abanico para la opinión de otros expertos de América Latina. 

“El tema regulatorio implica que el hidrógeno específico sea el mismo en todos los países, hablar un mismo idioma desde el punto de vista normativo es uno de los ejes y una gran oportunidad”, fueron las palabras de Ariel Pérez, Gerente de Energías Renovables de Hychico. 

Patrick Maio, CEO de HINICIO, también aludió la importancia de las políticas públicas, “dinámicas y voluntarias”, las regulaciones e incentivos, que ante su mirada, “en algún momento tendrán que llegar”.  

Además afirmó que “hay que empezar por definir cuál es el mercado al que se exportará, entender la normativa local y luego hacer ingeniería a establecer”.

También se debatió el hecho de desempeñarse con el hidrógeno verde a la par de la llegada de una normativa. Alberto Escofet, socio fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH), amplió la perspectiva y manifestó que “si bien se debe trabajar en la regulación, ésta no debe ser impedimento para iniciar los esfuerzos, ya que se dará conforme la demanda exista”. 

“No creo que de existir regulación generará todas las ventajas de esta nueva industria, sino que se debe ir en paralelo y armarlo de forma integral”, explicó. 

Competitividad en el mercado

Otra de las cuestiones fundamentales que se trató en profundidad es la competitividad en el sector, apoyada por el financiamiento y bajos precios de energías renovables, que como consecuencia, acarreará bajos montos del hidrógeno verde por tonelada 

Alejandro Montaña, Ingeniero de Proyectos Energías Renovables de HYCHICO, precisó que para que el mercado internacional se consolide, el precio del hidrógeno tiene que alcanzar valores de costo nivelado que estén entre dos y tres dólares por kilo, o incluso menos”. 

Pero frente a ello, Bolcich dio una postura adversa, ya que no cree que se llegue a dichos valores en Argentina antes del 2030, aunque opinó que “ineludiblemente hay que pensar en un mercado nacional que desarrolle y permita el afianzamiento y progreso de empresas y del personal especializado”. 

Sin embargo, Maio, ya desde la visión latinoamericana, replicó lo anterior: “Quizás no se necesita llegar a dos dólares para tener un mercado”. – ¿Por qué? – La explicación se da con el ejemplo de que “si uno llega a producir a USD 5-7 el kilogramo de hidrógeno en Argentina, puede abastecer a soluciones de movilidad portuaria o vehículos particulares y sería un precio competitivo”. 

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Presentarán «en directo» sistema de almacenamiento inteligente de Huawei para el sector residencial en Argentina

LUNA es una solución innovadora lanzada recientemente a nivel mundial que cuenta con las últimas tecnologías y una vida útil que alcanza por lo menos los 15 años.

Se destaca por utilizar celdas de litio fosfato de hierro (LiFePo4), uno de los componentes más seguros y duraderos cuando se trata de este tipo de baterías. Además presenta un diseño que prioriza la estética y cuenta con un buen rango de aplicaciones, ya que permite su uso tanto para mejorar el autoconsumo como para solución de backup ante corte de energía.

La presentación de Huawei LUNA se llevará adelante este jueves 22 de Abril a las 18 hs.

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La solución LUNA presenta una apariencia aerodinámica y cuenta con un diseño modular. Además, admite una expansión de capacidad disponible flexible de entre 5 a 30 kWh. Asimismo, cada módulo de baterías (5kWh) tiene su propio BMS incorporado.

Esto le permite contar con una gestión de carga y descarga independiente, posibilitando el crecimiento de la capacidad del sistema en el tiempo sin afectar el rendimiento.

Esta solución para almacenar energía solar y evitar cortes de luz, se integra con la línea de inversores solares monofásicos y trifásicos SUN 2000 de 2kW hasta 10kW de Huawei Fusion Solar permitiendo optimizar la autogeneración de ese sistema solar.

Además, son compatibles con los optimizadores de energía de Huawei con los cuales es posible maximizar el rendimiento energético de los módulos fotovoltaicos hasta en un 30%.

“En Huawei, contamos con un portfolio de soluciones de inversores y almacenamiento para cada necesidad (residencial, industrial y agro), abasteciendo tanto al sector de alta potencia en Argentina como también al de Generación Distribuida», expresa Ignacio Dapena, Account Manager de Huawei Solar.

Y agrega que «la división de Digital Energy / Fusion Solar de Huawei maximiza toda la experiencia como empresa tecnológica en lo que llamamos la digitalización de la energía apoyándonos en el concepto de descentralización digitalización y descarbonificación de la misma».

Dapena asegura que «la solución LUNA, es sin lugar a dudas la novedad del sector, por su versatilidad y su adaptación a distintos entornos ya sea ongrid como offgrid. ¿Novedades para el futuro? Durante el año se vienen nuevos productos y soluciones que estaremos trayendo junto a Efergía al mercado argentino”.

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La solución ya se encuentra disponible para entrega inmediata en el distribuidor oficial EFERGÍA, empresa referente en el sector de distribución de componentes y soluciones para la industria de energía solar fotovoltaica.

 

 

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Expectativas en La Pampa por la reglamentación provincial de la generación distribuida

A partir del Régimen de Desarrollo Energético (Ley 3285) aprobado el 16 de diciembre de 2020, La Pampa declaró con interés estratégico no sólo a la generación de energía eléctrica prioritariamente de fuentes renovables sino también la generación distribuida con destino al autoconsumo y la inyección de eventuales excedentes de energía eléctrica al sistema de distribución.

Esto despertó el interés de cada vez más usuarios de la provincia interesados en cubrir parte de su demanda eléctrica con paneles fotovoltaicos.

Según pudo saber Energía Estratégica en el primer trimestre del año 2021 las instalaciones de “techos solares” aumentaron en los distintos segmentos provinciales.

Recientemente, la empresa Energe celebró su primera instalación en el país del inversor híbrido Fronius GEN24. Y no es casualidad que esta haya sido este mes y en La Pampa.

“La nueva ley provincial nos abrió la puerta a un nuevo mercado en la provincia, ya no sólo para el ahorro energético directo como venimos impulsando desde hace más de cuatro años, sino también para la inyección a la red”, señaló Matías Hernández, responsable de Energe en La Pampa.

La combinación de componentes que permiten a los sistemas de generación ser híbridos le ofrece al usuario la posibilidad de no sólo generar durante el día, sino también tener un backup ante eventuales interrupciones del servicio de distribución.

Hoy, además son una respuesta directa a la nueva demanda de clientes interesados en incorporar estas alternativas de generación y luego inyectar excedentes en la red cuando la ley se implemente y las distribuidoras locales lo permitan.

Recordando que en esta provincia cerca de un 95% de la distribución está a cargo de Cooperativas, Hernandez valoró como positivo ir avanzando con alianzas estratégicas con estos actores relevantes para el suministro eléctrico local que también se podrían ver beneficiados por la incorporación de estos sistemas, como ser para el equilibrio de la red o como respaldo energético para los momentos de mayor consumo o cortes en el suministro.

“Entendemos que las cooperativas se adecuarán a penas se reglamente la ley. Y tenemos la esperanza de que esto suceda en este primer semestre del año”, opinó el referente de Energe.

Aún quedan interrogantes de cómo será esa reglamentación. No obstante, ya se ha adelantado que entre los incentivos que se contemplan para fomentar el aumento de estas instalaciones se incluyen exenciones impositivas e incentivos financieros con tasas especiales en articulación con el Banco de La Pampa.

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En profundidad: González revela los próximos pasos del Grupo Cerro Dominador

Hace 10 días, autoridades del complejo solar Cerro Dominador anunciaron que la planta de Concentración Solar de Potencia (CSP), de 110 MW, realizó de manera exitosa su sincronización al sistema eléctrico chileno. En junio sería su inauguración, donde se prevé la puesta en marcha total del proyecto.

La obra, además, cuenta con una granja fotovoltaica de 100 MW, por lo que su potencia instalada alcanza los 210 MW que, en su pleno funcionamiento, podría abastecer a una ciudad de 380.000 hogares, evitando la emisión de cerca de 640.000 toneladas de CO2 al año.

La planta termosolar posee un almacenamiento térmico de 17,5 horas, por lo que es capaz de generar energía limpia las 24 horas del día.

En una entrevista para Energía Estratégica, Fernando González, CEO de Cerro Dominador, comenta cuáles serán los próximos pasos del grupo tras alcanzarse este hito.

¿En junio de este año ingresará totalmente en funcionamiento Cerro Dominador?

Esperamos que en los próximos meses está planta vaya cumpliendo las fases mencionadas. Desde la sincronización a la operación comercial.

¿Cuál ha sido el monto de inversión, cuántos empleados se han contratado y cuántos puestos de trabajo quedarán fijos para operar y mantener esta planta?  

La inversión de los 210 MW del complejo, tanto termosolar como la planta fotovoltaica, llega a 1.300 millones de dólares, aproximadamente.

En las distintas fases de construcción la planta tuvo peaks (picos) de 2.500 trabajadores. En etapa de operación y mantenimiento llegan a los 80/100 personas, trabajando en sistema de turnos.

¿Cuáles han sido los retos y desafíos al momento de desarrollar, construir y comenzar a poner en marcha una planta así?

Este proyecto, como saben, tuvo problemas con su antiguo dueño, ajenos a la tecnología de éste (sino más bien por una reestructuración financiera).

En concreto, y mencionando la tecnología, siempre el ser los primeros en esta región se tienen costos relativos, como que no existe experiencia previa o en la búsqueda de profesionales y proveedores; cada país tiene características especiales, entonces eso significó un aprendizaje.

Externamente, además, nos tocó, como al resto de plantas del país, un estallido social y posteriormente COVID que en nuestro caso afectó por restricciones el transporte de ciertos materiales y algunos profesionales que debían viajar desde distintos países para la etapa de comisionamiento.

Lo positivo, por otra parte, es que también pudimos incorporar lecciones aprendidas de otros proyectos del mundo en materias relativas de construcción.

¿Cree que el know how adquirido con Cerro Dominador servirá para acelerar tiempos y reducir gastos en futuras plantas de energía solar concentrada de potencia?

Por supuesto. No sólo el de nosotros sino que el de otras plantas. Ya lo estamos viendo. Lo que siempre hemos dicho es que nos gustaría que con este proyecto pudiera abrir las puertas a otros proyectos en la región.

¿Qué tan prometedora es la energía solar concentrada de potencia?

Creemos que, en el caso de Chile y los países que tengan las condiciones, es una solución real y posible para caminar de manera más acelerada hacia la carbono neutralidad. Es una energía de base, cuyos precios actualmente son competitivos.

¿Están en negociaciones o diálogos para embarcarse en proyectos similares tanto en Chile como en otros países de Sudamérica?

Por ahora tenemos un proyecto que se encuentra en etapa de desarrollo inicial en Chile: Likana, concretamente en permisos. Pero no descartamos como compañía poder acceder a otras geografías a futuro.

Planta Cerro Dominador, de 210 MW

 

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S-5! aumenta la producción de sistemas de fijación y abrazaderas para el mercado solar en Costa Rica

S-5!, fabricante de soluciones de fijación para techos metálicos, profundiza sus negocios en Latinoamérica ante la alta demanda de estructuras y abrazaderas para instalaciones fotovoltaicas. Entre los mercados estratégicos de esta empresa en la región se destaca México, Costa Rica, Puerto Rico y Panamá.

En aquellos países, empresas tecnológicas como MicroTech empezaron a recurrir a contratistas EPC para cubrir parte de su demanda eléctrica con energías renovables.

La solución en esta oportunidad llegó de la mano de Energías Limpias de Centroamérica (ELCA) aliado estratégico de S-5! para sistemas en techos metálicos en la región centroamericana.

En detalle, para MicroTech este integrador instaló un microrred que consistía en la combinación de un PowerPack de Tesla de 1,1 MWh y 1.432 paneles solares de Sharp para su sistema de 531 Kw DC en su techo metálico engargolado en una de sus bodegas en Costa Rica.

“ELCA sabía que podía confiar en las soluciones de fijación solar de S-5! para el montaje de los paneles solares en su techo de metal”, señaló la empresa en un comunicado de prensa.

MicroTech Stills 3

instalacion solar

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En conversación con Energía Estratégica, Juan Carlos Fuentes, director de ventas internacionales en S-5! destacó que esta instalación da cuenta del interés creciente de empresas en centroamericanas para instalar sus soluciones solares para techos metálicos. Esto motivaría además a que sus distribuidores en la región quieran reservar más productos del fabricante norteamericano.

“Este año 2021, las órdenes han aumentado. Nuestros distribuidores quieren ampliar su stock con nuestros productos. Con lo cual, estamos aumentando la producción para suplir a este y otros mercados en la región”, aseguró Fuentes.

Entre los países con mayor demanda de las soluciones de fijación para techos metálicos en Latinoamérica, se destacan México, Costa Rica, Guatemala, Salvador o Panamá, además de Puerto Rico y otras islas en el Caribe.

Por ello, la empresa está pronta a lanzar una nueva web  para atender a los mercados de este lado del continente.

“Estamos siendo más proactivos en español. Por eso, este año incorporaremos una web 100% en español para responder a todas las órdenes de países latinoamericanos”, adelantó Fuentes.

 

 

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Uruguay recibió un fondo por USD 10 millones para proyectos sustentables

Uruguay fue seleccionado por Naciones Unidas como uno de los cuatro países del mundo que recibirá diez millones de dólares no reembolsables a modo de financiamiento por parte del Fondo Conjunto de Naciones Unidas para cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

Fitzgerald Cantero Piali, Director Nacional de Energía en Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay, brindó una entrevista para Energía Estratégica y comentó que “es un proyecto que viene a financiar emprendimientos de innovación en la energía”. 

“Recién esta semana tendremos la primera reunión con el equipo de la Oficina Regional de la Organización de las Naciones Unidas (ONUDI) de Uruguay para comenzar a canalizar e instrumentalizar el financiamiento de todos estos proyectos”, agregó. 

Fitzgerald Cantero Piali, Director Nacional de Energía en MIEM Uruguay

Uno de los puntales de dicho acontecimiento es el cumplimiento de las metas de descarbonización, donde se buscan varios desarrollos de movilidad sustentable y otros emprendimientos. 

Al respecto, el funcionario destacó la importancia de que los fondos sirvan para que el sector privado que se embarque en este tipo de proyectos pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. 

“Entendemos que, de alguna manera, estos fondos tienen que apalancar esa inversión privada que creemos que se dará por el desarrollo y la necesidad de la temática renovables e innovación en energía”, explayó.

Además, para alcanzar tales objetivos, el Ministerio de Ambiente y el Ministerio de  Industria, Energía y Minería de dicho país trabajarán en la creación de un plan nacional de adaptación del sector energético. 

 Y una de las apuestas que poseen es la creación de un proyecto piloto para la generación de hidrógeno verde. Incluso, el especialista señaló que “días atrás se realizó un data room sobre dicha tecnología y recibimos una serie de consultas y gente interesada”. 

En principio, según lo que comentó Fitzgerald Cantero Piali, la planta generadora de H2 está pensada de manera híbrida, es decir, fotovoltaica y eólica, además de un respaldo para “cuando no estén disponibles dichas fuentes y se necesite la energía para producir”. 

Nuestro encare será que estos fondos tienen que servir para que el sector privado que se embarque en estos proyectos, pueda acceder al sistema financiero con tasa cero o con créditos muy blandos. Entendemos que estos fondos de alguna manera tienen que apalancar esa inversión privada que creemos que se dará por el desarrollo y la necesidad de la temática renovables e innovación en energía. 

Pero si se habla de otros nuevos proyectos de energía con fuentes renovables no convencionales, el Director Nacional de Energía del MIEM afirmó que “es necesario saber dónde se comercializará, porque el país ya tiene la demanda cubierta y actualmente hay un exceso de generación”. 

“Evidentemente no debería ser para el consumo interno, pero sí puede existir un emprendimiento que requiera generación porque posea clientes en países aledaños y por lo tanto necesite vender sí o sí, aunque ya sería de un actor privado que quiera hacer este tipo de negocios”, aclaró. 

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Renegociación de la RTI en gas

El ENARGAS comunicó a las licenciatarias del transporte y distribución de gas natural el procedimiento que se encarará con vistas a la renegociación de la Revisión Tarifaria Integral para ambos servicios dispuesta en el decreto 1020/20. De hecho mantuvieron una primera reunión (de manera remota) en tal sentido el jueves 15 de abril.

El Interventor del Ente, Federico Bernal, refirió a las Prestadoras que “dado que las negociaciones previstas en los términos del Decreto han comenzado desde su vigencia, para continuar avanzando, las mesas de trabajo que se han venido llevando a cabo pasarán a denominarse “Mesas de Renegociación – Decreto 1020/20”.

El Gobierno Nacional instruyó al Organismo a iniciar la renegociación de la RTI vigente (desde el gobierno anterior y en rigor suspendida en su aplicación) “según lo establecido en el artículo 5° de la Ley 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva”.

El procedimiento puede demandar hasta el 2022. Mientras tanto regirá un esquema de “transición tarifaria” y se está a la espera del momento en que el Ente Regulador active, en mayo, la vigencia del primer incremento periódico para las tarifas de estos servicios, que será del 6 % promedio, según anticipó Bernal.

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Postergan hasta junio la aplicación de impuestos a los combustibles

 El gobierno nacional decidió extender hasta el 21 de junio de este año el diferimiento del impacto pendiente en los precios de los combustibles correspondiente a la actualización periódica de los montos del impuesto a los combustibles líquidos (ICL) y al dióxido de carbono.

Lo hizo a través del decreto 245/2021 publicado en el Boletin Oficial, que modifica parcialmente el decreto 488/2020 que ya había dispuesto postergaciones similares a la actualización trimestral de tales impuestos que gravan a la nafta virgen, nafta sin plomo y al gasoil en base a la variación del IPC que mide el Indec.

En 2020 ocurrió una aplicación parcial en precios al público de estos gravámenes y conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 229 del 31 de marzo de 2021, se postergó el 62 por ciento del incremento derivado de la actualización correspondiente al cuarto trimestre del año 2020, con vencimiento hasta el 20 de abril del 2021, inclusive.

El gobierno evaluó 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”.

Entonces, ahora consideró 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” esta postergación hasta la última semana de junio.

Los precios de éstos combustibles registraron varios aumentos en el que va del año y de hecho YPF, la compañía con mayor participación en el mercado local, aplicó incrementos en marzo (7%) y abril (6%), y pautó otro para mayo, con la intención declarada de que ése será el último ajuste hasta fin de año por efecto de la variación de costos, y de la cotización internacional del crudo. Otras principales petroleras aplicaron el mismo criterio y luego alzas similares.

La Ley 23.966 y sus modificaciones establecieron montos fijos en pesos por unidades de medida para determinar el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono, respectivamente

La norma referida también estableció un monto fijo diferencial del impuesto sobre los combustibles líquidos para el gasoil, cuando se destine al consumo en el área de influencia conformada por las Provincias del Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, y Tierra del Fuego, el Partido de Patagones de la provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza.

Con posterioridad, el decreto 501/2018 previó que los referidos montos fijos se actualizasen por trimestre calendario sobre la base de las variaciones del Índice de Precios al Consumidor que suministre el INDEC, considerando las variaciones acumuladas de ese índice desde el mes de enero de 2018, inclusive.

Asimismo, se dispuso que la AFIP actualizara los montos de impuesto en los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año, considerando, en cada caso, la variación del ÍPC correspondiente al trimestre calendario que finalice el mes inmediato anterior al de la actualización que se efectúe.

Se estableció además que los montos actualizados del modo antes descripto surtirán efectos para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el primer día del segundo mes inmediato siguiente a aquel en que se efectúe la actualización, inclusive.

Este esquema se vió alterado ya durante el año 2019 y en la actualidad, conforme a la modificación dispuesta por el Decreto 229/2021, se encuentra postergado el 62 % del incremento correspondiente al cuarto trimestre del 2020.

La nueva decisión se enmarca en la necesidad de contener la inflación de precios que registró niveles altos en el primer trimestre del año –principalmente en rubros tales como alimentos y bebidas e indumentaria-  que no condicen con la pauta anual estimada en el Presupuesto nacional.

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Shell desarrollará plantas de energía renovable en Brasil

La petrolera anglo-holandesa anunció en 2020 el objetivo de invertir el 35% de su presupuesto global anual en nuevas energías y reducir su huella de carbono en un 65% para 2050, y acaba de presentar su estrategia de transición energética. También anuncia que dedicará entre el 30% y el 35% de su presupuesto anual de investigación y desarrollo (I+D) al desarrollo renovable a partir de este año. Esto no es nuevo en Europa: en España, por ejemplo, Shell ha firmado ya varios PPAs sobre plantas solares.

Araújo ha explicado que la empresa debe cerrar acuerdos de colaboración para desarrollar plantas fotovoltaicas , y ya ha solicitado la autorización de diferentes proyectos a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel).

Además, el grupo también está estudiando inversiones en energía eólica marina en el país. Esta es una de las prioridades de Shell a nivel mundial y la petrolera ya tiene proyectos de este tipo en el Mar del Norte y en Estados Unidos. El pasado verano, Shell y Eneco ganaron una licitación para construir una planta de energía eólica de 759 MW en Países Bajos. “Estamos discutiendo si poner a Brasil como prioridad [para los proyectos eólicos marinos] ya en estos próximos años. Seguimos las discusiones sobre el marco regulador y sobre posibles autorizaciones y subastas, en las que no descartamos participar”, añadió Araújo.

Nota original, hacer click acá

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La producción de las refinerías chinas creció en marzo un 20%

El rendimiento de las refinerías chinas el mes pasado promedió 14,08 millones de bpd, un aumento del 19,7 por ciento en el año gracias a la recuperación de la demanda de combustibles y al abastecimiento de China de productos terminados antes de que comience la temporada de mantenimiento.

Reuters informa que la cantidad total de crudo que pasó por las refinerías chinas durante marzo fue de 59,79 millones de toneladas, y si bien fue un aumento sustancial en el año, fue menor que el rendimiento de las refinerías chinas durante los primeros dos meses del año. El rendimiento total de la refinería para el primer trimestre fue de 174,04 millones de toneladas, un 16,5 por ciento más alto que el total del primer trimestre de 2020, cuando China estaba en las garras de la pandemia.

El aumento del rendimiento de la refinería fue posible gracias a un fuerte aumento de las importaciones de petróleo crudo el mes pasado. Con un 21 por ciento, el aumento anual de las importaciones prestó cierto apoyo a los vacilantes precios del petróleo, aunque el efecto se desvaneció relativamente rápido, especialmente cuando los informes señalaron que el promedio de marzo en las importaciones fue menor que el promedio de febrero, lo que sugiere una inversión pendiente de la tendencia. De hecho, cuando comience la temporada de mantenimiento, lo más probable es que las importaciones disminuyan.

La refinación de petróleo se ha convertido en una de las industrias de más rápido crecimiento en China después de que el gobierno permitió que empresas privadas establecieran refinerías. Las refinerías privadas, comúnmente conocidas como teteras, se convirtieron en el motor de las crecientes importaciones del país y la producción de combustibles que socavó los márgenes de otras refinerías asiáticas. Sin embargo, también contribuyeron a lo que ahora se ha convertido en un exceso de capacidad de refinación.

Bloomberg informó a principios de este mes que Beijing está tomando medidas para frenar este exceso de capacidad. Por ahora, estos implican una serie de inspecciones en más de 50 refinerías privadas, que comenzarán esta semana. Esta represión podría resultar en cierres de refinerías, lo que, a su vez, afectaría negativamente las importaciones y los precios internacionales del petróleo.

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Cammesa espera sumar antes de octubre proyectos renovables por 670 MW

En los próximo cuatros meses entrarán en operación comercial 670,9 MW de potencia generada a través de parques solares y eólicos. Se trata de 298,2 MW generados por cuatro proyectos eólicos, 351,5 MW producidos a partir de siete parques solares y 21,2 MW que suman distintas plantas de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos. Los datos surgen del Informe Mensual de Generación Renovable Variable que elabora Cammesa y la Programación Estacional que diagrama la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico del país. Luego de esto, Cammesa tiene previsto que ingrese poca generación renovable al Sistema Interconectado Nacional.

Se trata de la entrada en operación comercial prevista por Cammesa hasta octubre de proyectos del Programa Renovar y de los acuerdos entre privados del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).

Dentro de los siete parques solares, cuatro están ubicados en la provincia de San Juan (dos de estos son ampliaciones de parques inaugurados este año), dos en Salta y uno en Catamarca. Mientras que se inaugurarán dos parques eólicos en Chubut, uno en Santa Cruz y uno en Buenos Aires. Las plantas de biogás y de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) próximas a la operación comercial están en las provincias de Córdoba, San Juan, Buenos Aires, Santa Fe y Santiago del Estero.

Los 4 parques eólicos (298,2 MW):

–Parque Eólico Loma Blanca VI: operará desde el 21 de abril con 102,4 MW. Pertenece a la empresa china Goldwind y es de la Ronda 1.5 del Renovar y queda en la provincia de Chubut.

– Parque Eólico Cañadón León: A partir del 15 de mayo sumará 122 MW de potencia licitada en la Ronda 2 del programa Renovar. Pertenece a la compañía YPF Luz y queda en la provincia de Santa Cruz.

–Parque Eólico Kosten: operación comercial desde el 21 de mayo. Es de la firma española Grenergy y sumará 24 MW. Es de la Ronda 1 y queda en Chubut.

–Parque Eólico Los Teros II: Este proyecto de YPF Luz entra en operación el 21 de mayo con 49,80 MW y forma parte de la segunda etapa del parque, que contará en total con 175 MW. Está ubicado en la provincia de Buenos Aires y tiene contratos del Mater.

Los 7 parques solares (351,5 MW):

–Parque Solar Anchipurac: entra en operación el 21 de abril en la provincia de San Juan. Es una ampliación de 0,77 MW de potencia que se suman a las inauguradas (total 3 MW) y está bajo la modalidad Mater. Pertenece a EPSE de la provincia de San Juan.

– P.S. Guañizuil II A: El 15 de mayo sumará 100 MW. Pertenece a las compañías noruegas Scatec y Equinor y está ubicado en San Juan.

–P.S. La Puna: entra en operación el 21 de junio con 100 MW. Pertenece a la firma Fieldfare. Es de la Ronda 1 del programa Renovar y está en la provincia de Salta.

–P.S. Altiplano I: operará desde el 21 de junio con una generación de 100 MW de potencia. Es un proyecto de la compañía francesa Neoen, pertenece a la Ronda 2 y está en la provincia de Salta.

–P.S. Los Zorritos: Ingresará 49,5 MW el 15 de julio desde la provincia de Catamarca (Ronda 2). Pertenece a la compañía Latinoamericana de Energía.

–P.S. Tamberías: es una ampliación de 0,30 MW que entra en operación el 21 de julio (el proyecto fue inaugurado en marzo por un total de 3,6 MW). Es de la compañía Latinoamericana de Energía, tiene contratos del Mater y está ubicado en San Juan.

–P.S. Los Diaguitas II: comienza la operación comercial el 21 de julio sumando 1 MW mediante el Mater, pertenece a la compañía Latinoamericana de Energía y está en San Juan.

Los 11 proyectos de biogás y PAH (21,2 MW):

-PAH Cruz del Eje (1 y 2): El 24 de abril ingresan 0,6 MW (0,3 MW cada uno). Queda en Córdoba (Ronda 2).

-P.A.H. Boca del Río (1 y 2): El 24 de abril ingresan 0,6 MW (0,3 MW cada uno). Son de la Ronda 2 y quedan en Córdoba.

-P.A.H. Salto de la Loma: Ingresa el 24 de abril con 0,6 MW licitados en la Ronda 2. Está ubicado en San Juan.

-C.T. de biogás Arrebeef Energía: Entra en operación comercial el 15 de mayo con 1,5 MW y queda en Buenos Aires (Ronda 2).

– C.T. de biogás General Villegas: Operación comercial desde el 21 de mayo con 1,2 MW en Buenos Aires (Ronda 2).

– C.T. de biogás de relleno sanitario (BRS) González Catán: Sumará el 22 de mayo 5 MW en Buenos Aires (Ronda 2).

– C.T. de biogás Pollos San Mateo: El 1° de julio ingresará 2,4 MW (Ronda 2) en Córdoba.

– C.T. (BRS) Ricardone II: Suma 3,1 MW el 9 de julio desde la provincia de Santa Fe (Ronda 2).

-C.T. Bombal Biogás: El 30 de agosto suma 1,2 MW de potencia en Santa Fe (Ronda 2).

– C.T. de biogás El Mangrullo: El 22 de septiembre suma 2 MW desde Buenos Aires (Ronda 2).

-C.T. de biogás Santiago Energías Renovables: El 10 de octubre sumará 3 MW en Santiago del Estero (Ronda 2).

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Mendoza: logra inversiones por $2 mil millones y sumando nuevos pozos

Mendoza Activa Hidrocarburos, el programa lanzado por el Gobierno de Rodolfo Suárez, logró en dos meses un total de $2.200 millones cerrando su tercera convocatoria con nuevos proyectos de inversión y superó las expectativas de la ley en la Legislatura provincial. Se presentaron dos nuevos emprendimientos: Hattrick Energy, en Lindero de Piedra en Malargüe, donde se inyectarán $187 millones para perforación de un pozo, un pulling y estimulaciones de crudo extrapesado, con un incremento de la producción de 25 metros cúbicos por día; el otro es de Pluspetrol, que invertirá en Jaguel Casa de Piedra (sur de Malargüe) $343 millones […]

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El gobierno quiere impulsar las inversiones en hidrocarburos

Torre de perforación en Vaca Muerta. Para incrementar las inversiones, las empresas piden garantías para repatriar divisas. Mientras se discute la ley para invertir en hidrocarburos, un proyecto promete a las empresas acceso ilimitado al mercado de cambios y la posibilidad de repatriar libremente dólares empleados en proyectos superiores a 500 millones de dólares, condiciones imprescindibles para ejecutar ambiciosas obras de exportación. El mismo proyecto también tiene una banda de precios mínimo y máximos para fijar el valor del petróleo en la Argentina y contener el precio de los combustibles. Aunque este proyecto no calma a los inversores que ya […]

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Hasta 2000 millones de dólares por año en reemplazo de importaciones es el objetivo del proyecto de Pampa Energía

El director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, comentó en una entrevista realizada por Econojournal que: “El Plan Gas brindó un horizonte claro a la industria tanto en términos de precios como de volúmenes contratados y cuando hay certidumbre es mucho más sencillo llevar adelante los planes de inversión” En la primera ronda del plan de estímulo a la producción de gas, Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional.“Hubo 3 millones 600 mil m3 de picos invernales ofrecidos de los cuales tomamos 1 millón. El resto, 2 millones a cargo de Tecpetrol y 600 […]

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Europa: Respaldo a Guzmán por gestiones de deuda

El balance fue positivo respecto al viaje por cuatro países y que sigue hoy por un sinfín de apoyos diplomáticos que cosechó Martín Guzmán en su gira europea. El ministro de Economía completó su paso por Alemania, Italia, España y Francia para hablar con sus colegas y otros funcionarios del área de esos países y hasta logró ser recibido por Francisco en el Vaticano. Su viaje se extendió más de lo previsto y terminó en Moscú, en donde conversó sobre el proyecto para producir la vacuna Sputnik V en la Argentina. La renegociación con el Fondo Monetario Internacional y el […]

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Chile: Líder latinoamericano en energías renovables

Invertir en energías renovables es la clave del progreso en este tiempo y Chile es un ejemplo de esto en Latinoamérica, según la organización REN21. Más allá de eso, también lamenta la falta de “voluntad política” en la región para trazar metas más ambiciosas, a pesar de los graves problemas de contaminación atmosférica de sus ciudades. Esto lo dice Rana Adib, directora de la red internacional por las energías renovables en el siglo XXI (REN21), en su segundo informe anual, centrado en las políticas de las ciudades que son responsables del 75 % de las emisiones de dióxido de carbono. […]

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El gobierno hará una consulta previa en agosto antes de aprobar exportaciones firmes de gas a Chile

El secretario de Energía, Darío Martínez confirmó el jueves pasado en el Club del Petróleo que están avanzando en la redacción de una norma destinada a garantizar exportaciones de gas en firme a Chile durante el verano. Fuentes privadas y del gobierno explicaron a EconoJournal que la intención oficial es realizar una consulta previa antes de aprobar el régimen de exportación que estará vigente entre el 1 de septiembre y el 30 de marzo de 2021.

En esa instancia las industrias, distribuidores, generadoras y otros agentes del mercado podrán cruzar los permisos de exportación presentados por los productores de gas a la Secretaria de Energía y de esa manera, solicitar prioridad para acceder al gas local en algún momento particular del verano donde consideren que la demanda será mayor. Pasada esa instancia, si los permisos de exportación no son impugnados, serán autorizados con transporte firme y ya no podrán ser revertidos. En ese caso, los actores que requieran ese gas deberán reemplazarlo con combustibles líquidos.

«Vamos a seguir apostando por el Plan GasAr porque es una excelente herramienta. En estos momentos estamos redactando el reglamento de exportaciones estivales en firme, que era uno de los compromisos que tenía el plan para aquellos que licitaban y participaban. Queremos seguir avanzando», sostuvo Martínez en el Club del Petróleo.

En el sector hay consenso sobre la necesidad de generar las condiciones para exportar el gas excedente durante el verano. La incógnita a despejar es cómo se resolverá el abastecimiento de gas en durante los días de mucho calor en los centros urbanos, en los cuáles el parque de generación termoeléctrica absorbe todo el gas disponible para cubrir la expansión de la demanda eléctrica.

Un esquema similar al petrolero

En el caso del petróleo la demanda interna también tiene prioridad, pero esa situación se resuelve con una instancia previa a la exportación en la que los operadores que demandan crudo para el mercado local pueden cruzar ese permiso de exportación del productor que quiere exportar y reclamar la prioridad.

En el mercado de gas la situación es más compleja porque son exportaciones que se deben planificar con más tiempo. Por lo tanto, no se puede replicar el esquema del petróleo. Sin embargo, la secretaría de Energía busca implementar un sistema con algunos puntos de contacto.

El objetivo oficial es que exista una instancia donde la industria y los distribuidores locales puedan reclaman prioridad, pero no regirá antes de cada exportación sino en una consulta previa al período de exportación estival.

En este caso, la consulta será en agosto y quien no reclame prioridad en ese momento luego no tendrá posibilidad de hacerlo y se podrán cerrar contratos de exportación en firme para el período que va del 1 de septiembre al 30 de marzo.

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Entre Ríos: Buscan prohibir la extracción de arena en Ibicuy para el fracking en Vaca Muerta

Mediante un amparo ingreso en la Justicia provincial que busca que se declare la nulidad del certificado de aptitud ambiental que obtuvo el establecimiento arenero «El Mangrullo», propiedad de Yacimiento Petrolíferos Fiscales SA (YPF), ubicado en Islas del Ibicuy, al sur de la provincia. Allí se extrae arena sílica que se usa para el fracking en los yacimientos de Vaca Muerta. El documento fue presentado por la Fundación Cauce (Cultura Ambiental-Causa Ecologista) y la Asociación Gremial del Magisterio de Entre Ríos (Aagmer). El gremio docente viene de advertir que la Escuela Ejército Argentino Nº 30, de Ibicuy, se encuentra a […]

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Excelerate: dos barcos generarán gas extra para Argentina este año

La vicepresidenta de Excelerate Energy, Gabriela Aguilar, analizó la adjudicación del segundo buque regasificador. “En Argentina a los buques de regasificación muchas veces se los toma desde un punto de vista ideológico o tal vez de la oportunidad perdida, pero la realidad es que mundialmente los barcos de regasificación no son ni más ni menos que una solución técnica que permite a los países tener mayor volumen de energía, de gas natural con un combustible que es mucho más barato y mucho menos contaminante. En estos últimos años para Argentina habría sido mejor tener los dos barcos” y Contó que […]

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Vaca Muerta: por baja producción temen un invierno con falta de gas

En el megayacimiento no convencional argentino se ralentiza la producción debido al surgimiento de algunos conflictos. La producción de hidrocarburos viene registrando descensos en los últimos meses, el último informe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi indica que la producción de petróleo tuvo en febrero una reducción del 5,1%, que llegó a una baja del 6,8% en el acumulado de los doce meses, y en el gas la misma fue del 10,7%, 10,3% en los últimos doce meses. Sin embargo la entidad dirigida por Jorge Lapeña, ex secretario de Energía en la Presidencia de Raúl Alfonsín, destacó las diferencias […]

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NOA: Preocupación por supuesto faltante de GNC el próximo mes

La Subsecretaria de Hidrocarburos ante representantes de la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos  (CECHA) le prometió a la provincia que se están haciendo gestiones para que no falte gas para las Estaciones de Servicio de GNC a partir de mayo. A pocos días de fin de mes las respuestas no llegan y debido a la falta de definiciones, ayer decidió declararse en “Estado de Alerta” durante la reunión que convocó a representantes de Cámaras y Federaciones Empresarias de todo el país. Las Estaciones de Servicio más comprometidas son las que se proveen de gas proveniente de Bolivia. […]

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Pemex: pondrá 437 millones de US$ para exploración de hidrocarburos

Petróleos Mexicanos (Pemex) invertirá esa suma para fines exploratorios en tres bloques del Golfo de México. El primer bloque con un área de mil 121 Km2, en la provincia petrolera Cuencas del Sureste comprende la asignación AE-0148-Uchukil, que se ubica frente a las costas de Veracruz y Tabasco. En un escenario base e incremental, Pemex Exploración y Producción (PEP) prevé poder llegar a la suma de 274 millones de barriles de crudo equivalente de dicha obra. El segundo bloque integra la asignación AE-0177-Yuban, que se extiende dentro de la provincia petrolera Tampico-Misantla por mil 622 Km2 entre Veracruz, Puebla e […]

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Denuncian estafas en el sector de las renovables en Chile: 100 Pymes imploran legislación para evitar fraudes

“Todos los días siguen apareciendo nuevas Pymes afectadas, tanto de los proyectos fotovoltaicos, eólicos como subestaciones”, lamenta Blanca Zapata, Representante Legal de Santa Blanca SpA, empresa de arrendamiento de maquinaria pesada.

La empresaria, junto a María Pilar Navea, Representante de Green Mix Factory, Mauricio Ocaranza, Representante Legal de Ocamaq Servicios SpA, Sergio Guzmán, Representante de HR Servicios Integrales, y Ruth Rivas, Representante de Transportes y Alimentación Huachipato SpA, ya están reclamando por daños y perjuicios en proyectos de energías renovables no convencionales en Chile.

Este conjunto de empresas aseguran que ya son más de 100 las pymes proveedoras de distintos servicios en el rubro de las energías limpias que han sido estafadas.

Por su parte, Blanca Zapata, Representante Legal de Santa Blanca SpA, asegura haber sido afectada en el proyecto denominado La Cruz Solar, propiedad de la española X-Elio, empresa que invierte cerca de 40 millones de dólares en esta nueva planta ubicada en la comuna de María Elena, Calama.

El contratista del proyecto fue la española Grupo Ortiz Construcciones y Proyectos. La subcontratista es la mexicana CIO, que, según advierte Zapata, jamás concretó el pago.

Ocaranza, de Ocamaq Servicios, firma dedicada a la gestión de arriendo de maquinarias y equipos menores, asegura que fue perjudicado en cuatro proyecto ubicados la comuna de María Elena y Peine.

Por un lado, en el emprendimiento Santa Isabel, de Total Eren, y Valle del Sol, de Enel Green Power. La denuncia cae sobre la subcontratista argentina AIC SERVICIOS SPA. Por otro lado, su denuncia vuelve a salpicar al parque La Cruz Solar, de X-Elio, y a la Subestación Andes de Hanwha, por la subcontratista CME del Grupo SPP.

Navea, Representante de Green Mix Factory, empresa dedicada a la alimentación, señala que fue damnificada en el proyecto Huerto Solar Capricornio, propiedad de Engie Chile, en la comuna de Antofagasta.

Guzmán, Representante de HR Servicios Integrales, también asegura haber sido estafado en el proyecto La Cruz Solar, por la subcontratista Adsimom; al igual que en Santa Isabel, de Total Eren, por la mandante Sterling and Wilson.

Y Rivas, que maneja una empresa dedicada al transporte de personal y alimentación, señala haber sido estafada por dos empresas Argentinas: FCS Energías SpA y AIC Servicios SpA, en los Proyectos Santa Isabel y La Cruz Solar.

En una entrevista para Energía Estratégica, estos representantes exponen su situación.

¿Cómo han sido afectadas? 

En Chile, lo que falta actualmente, es regular que tipo de empresas vienen a invertir al país, no sólo las ‘mandantes’, también las medianas y pequeñas empresas extranjeras que participan del proyecto; es decir, su solvencia económica, evaluación comercial; que sea exigencia y exista un reglamento y un procedimiento de quienes participaran del proyecto, porque hemos visto muchos turistas trabajando en este tipo de parques solares.

Muchas veces son sólo empresas de papel, sin capital de inversión, no cuentan con respaldos para hacer frente el inicio de la obra, no tienen créditos en Chile y tampoco traen la solvencia para comenzar los trabajos y, lo más importante, no conocen la legislación chilena, tampoco las normas de seguridad, entonces: ¿cómo pueden estar autorizados a trabajar?

Lo que hoy buscamos es que el Gobierno fije normas especiales y perfeccione la protección a las Pymes, en nuestro rol de proveedores de empresas contratistas o subcontratistas durante la ejecución de un proyecto. Porque existe la ‘empresa principal’, dueña del proyecto o la ‘mandante’, que a su vez contrata a una empresa ‘contratista’, la cual contrata a una empresa  ‘subcontratista’, y, como todas estas empresas externalizan la ejecución del proyecto, quien realiza o presta los servicios reales son las empresas proveedoras, es decir las Pymes que abastecen con bienes y servicios específicos a los parques solares.

Lamentablemente nos vemos perjudicados cuando las empresas mandantes no supervisan correctamente a las empresas contratistas o subcontratistas, quienes incumplen con sus obligaciones o acuerdos establecidos. Algunos contratistas y subcontratistas, al recibir el primer pago, simplemente abandonan o desaparecen de los proyectos injustificadamente, otras quiebran sus empresas para evitar responder y crean otra con un nuevo RUT volviendo a ingresar al mercado.

Y en cuanto a las Boletas en Garantías de los mandantes, tampoco son suficientes para cubrir los costos asociados a las empresas proveedoras finales, dejándonos con un grave problema de flujos para cubrir, por ejemplo, las remuneraciones de trabajadores asociados a ese proyecto.

La Ley de Subcontratación N°20.123, por ejemplo, podría avalar honorarios por los trabajadores, pero: ¿qué pasa con el arriendo de maquinaria? La Ley cuenta con vacíos legales donde no se reconocen ese tipo de gastos. Entonces, por el lado de las empresas proveedoras o Pymes, no tenemos ninguna garantía o normativa que nos respalde ante estas injustas situaciones.

Por lo anterior es que hemos recurrido a los diputados de la República quienes han presentado un Proyecto de Modificación de Ley con la intención de proteger a las Pymes.

¿Cuántas empresas se encuentran damnificadas en este momento y en qué montos de dinero han sido estafadas?

Somos alrededor de 100 Pymes (pequeñas y medianas empresas) afectadas, además de otras empresas de mayor tamaño que también han sido perjudicadas. Un porcentaje de las Pymes derechamente han sido estafadas y otras, hasta el momento, no les cancelan.

Los montos aproximadamente ascienden a 5 mil millones de pesos chilenos, equivalente aproximadamente a 7 millones de dólares, entre las regiones de Coquimbo, Atacama, Antofagasta, Tarapacá y no se descartan otras regiones de Chile también afectadas.

Esto es grave porque tradicionalmente se ha afirmado que las pequeñas y medianas empresas chilenas son el motor de la economía nacional, de ellas dependen miles de familias en nuestro país, empresas locales, de la región, que muchas de ellas son vecinas de los parques solares, aquí existe otro tema social importante que es trabajar y vivir de la misma comunidad.

¿Podrían haber más empresas afectadas si esto no se resuelve a tiempo?

Todos los días siguen apareciendo nuevas pymes afectadas, tanto de los proyectos fotovoltaicos como eólicos. Partimos 4 Pymes con una deuda acumulada de US900.000. Hoy ya somos 100 Pymes con una deuda acumulada de US7.000.000.

Gracias a los reclamos en las distintas plataformas digitales como también notas de prensa escrita, radial, por televisión, correos enviados a las mismas empresas deudoras con copia de sus mandantes, correos a Diputados y Senadores de la República, hemos logrado informar y avanzar hasta ahora con la sana intención de resolver el problema de raíz, por una parte que nos paguen por los trabajos ya realizados y por otra parte que se regularice legalmente.

Lista de proyectos implicados. Padrón elaborado por el conjunto de empresas Pymes denunciantes

¿De qué modo podría resolverse?

Lo primero, es trabajar en paralelo tanto el Gobierno, parlamentarios y las empresas. El Gobierno en poner la presión y orden para que los dueños de los proyectos asuman su responsabilidad y nos paguen lo que nos adeudan; los parlamentarios en presionar la modificación a ley 20.416 e informar a cada Embajada que corresponda, ya que las mandantes y contratistas principalmente son extranjeros.

Finalmente, las mandantes de los proyectos ceder en los pagos porque es un beneficio tangible que sólo ellos recibieron, ya sea en una zanja, en un panel solar, en alimentación, combustible, traslados, etc., y que hoy está reflejado en el avance de un parque. Cada Pyme que hoy orgullosamente representamos, tiene una inversión involuntaria en cada parque fotovoltaico, eólico o subestación donde participó.

Claramente las grandes compañías de energías renovables no convencionales (y me refiero a las mandantes) deben ir más allá de fiscalizar su obra para autorizar un Estado de Pago, también exigir el respaldo de la experiencia, solvencia de las empresas contratistas y subcontratistas, trabajadores que traen a Chile, y que participan en la construcción de un parque solar, ellos son los dueños de casa y una debe saber quién ingresa a su casa.

Si revisa una página web de estas empresas, resiste decir muchas cosas, obras solares deslumbrantes de otros países de Latinoamérica, pero la realidad que ni siquiera conocen como funciona el país.

¿Debería plantearse un esquema similar al de la minería?

Sí. Ese esquema funciona desde la alta administración de la minera hasta el último eslabón de la cadena de proveedores, con las reglas claras y con la voluntad de corregir cuando existe un error, por eso es muy importante no lastimar o romper la cadena de valor: aquí todos aportamos.

Las renovables crecen cada día más. Debemos poner un freno ahora; es más, ya existen Pymes que dejaron de prestar servicios a empresas de energías renovables por un motivo muy válido: no pagan.

¿Se han reunido con el Ministerio de Energía para trabajar al respecto?

Sí, hace menos de un mes nos reunimos con el Subsecretario de Energía de Chile, Francisco López, el Jefe de diálogo, Santiago Vicuña, y Felipe Álvarez, Asesor Legislativo, todos pertenecientes al Ministerio de Energía junto a representantes del Ministerio de Economía y Diputados de la República y las reuniones han continuado.

Los buenos oficios están, estamos muy agradecidos de que nos hayan escuchado, pero las respuestas no han sido las que esperábamos porque el problema que existe aún no tiene solución. Entendemos que estos procesos no son rápidos, pero las deudas no esperan y en tiempos de pandemia todo se complica aún más.

El Ministerio de Energía ha generado mesas de diálogos con las distintas empresas involucradas y afectadas con el fin de poder trabajar en paralelo en las buenas prácticas, pero eso no nos ayuda ahora. Lo que necesitamos es que la autoridad decida resolver, modifique y avance en estos temas de energías renovables.

¿En qué plazos habría que resolver esta situación?

Las Pymes hoy estamos exigiendo respuestas concretas dentro del mes de abril.

Nos hemos organizado a nivel de todas las empresas del norte de Chile, algunas de centro y sur, para en paralelo apoyarnos de distintas maneras, manifestarnos en forma pacífica, pero no todos tienen la misma paciencia, también entendemos a las personas que reaccionan diferente y que están quebradas económicamente y cansadas de los abusos.

No existen más plazos, ya se cumplieron 30, 60, 90, 180 y más días, hay empresas que llevan casi un año cobrando, muchas Pymes quebraron o están al borde de la quiera por culpa de una mala administración.

La energía verde ya se ensucio con tanta estafa. Nosotros debiéramos estar enfocados en trabajar y no en tener que cobrar.

¿Tienen esperanza de resolver el problema?

Chile tiene grandes ambiciones depositadas en el sol que golpea el desierto del Norte de nuestro país; misma situación nuestra, confiamos y tenemos grandes ambiciones depositadas en este Gobierno, le creemos, la esperanza es lo último que se pierde y los dineros los vamos a recuperar.

Esperamos sinceramente que sea mediante la mesa de diálogo, con el apoyo del Ministerio de Energía y los Diputados, las Mandantes extranjeras de estos proyectos solares deberán asumir su responsabilidad social y económica con el pueblo chileno que es lo que corresponde.

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UPME lanza a consulta el plan de generación y transmisión de Colombia para los próximos 15 años

La UPME acaba de publicar la versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020 – 2034 (ver en línea).

Se trata de un extenso programa que cuenta de tres partes (proyección de la demanda, proyección de la generación y proyección de la trasmisión eléctrica) que identifica requerimientos de nueva capacidad de generación y define obras de la red de transporte, con el fin de garantizar la seguridad y la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano.

Los documentos estarán sometidos a consulta pública y podrán recibir observaciones hasta el próximo viernes 30 de abril.

Por otra parte, la UPME organizó una jornada de socialización del Plan Energético que se realizará este miércoles 21 de abril, a las 10 de la mañana, a través de los canales de comunicación de la entidad de planeación.

El Plan

El Plan Energético cuenta con un horizonte de análisis es de 15 años y se fundamenta en las proyecciones de demanda, la información asociada a la infraestructura eléctrica existente, los proyectos de generación y transmisión en desarrollo y con compromisos, el portafolio de iniciativas de proyectos y los recursos disponibles.

Según informó la UPME en el volumen introductorio N°1, esta versión tomó como base la proyección de demanda de energía eléctrica de junio de 2020, la cual considera el impacto derivado de emergencia sanitaria por el COVID-19, esto reconociendo las incertidumbres, especialmente en el corto y mediano plazo.

En cuanto a generación, se realizó un análisis de los recursos energéticos con los que cuenta el país: el agua, el viento, la radiación solar, la biomasa, la geotermia, el carbón, el gas natural y los combustibles líquidos.

Se formularon escenarios posibles, tendientes a identificar necesidades de expansión ante situaciones de continuidad, efecto de hidrologías críticas (Fenómeno El Niño), impuesto a las emisiones, aplicación de nuevas políticas de caudal ambiental y sensibilidad al atraso de proyectos de generación.

Adicionalmente, se realizaron análisis de necesidades de energía firme y una sensibilidad de las posibilidades de ingreso de la geotermia.

De esta manera, cargo por confiabilidad y Plan de Expansión son herramientas complementarias entre el mediano y el largo plazo.

Por primera vez se presentan estudios a nivel horario del comportamiento del sistema eléctrico, aunque en esta materia aún hay mucho por trabajar. El horizonte de dichos análisis es de corto plazo dado el esfuerzo computacional de la herramienta utilizada.

“Los resultados del Plan de Generación dejan ver un importante crecimiento y participación en la matriz de las fuentes renovables no convencionales, principalmente eólica y solar”, destacan desde la UPME.

Esta es una de las razones por las cuales se incluyeron simulaciones horarias y así obtener una primera aproximación sobre la interacción entre las diferentes fuentes.

De otra parte, el Plan de Expansión analizó el Sistema de Transmisión Nacional – STN y las diferentes áreas operativas con el fin de identificar requerimientos para garantizar continuidad, seguridad y ampliar la capacidad de transporte.

Se analizan las opciones con FACTS distribuidos, niveles de corto circuito, configuración de subestaciones, visión de largo plazo, aspectos de la planeación disruptiva y se analizan los Sistemas de Transmisión Regionales – STR.

Finalmente se proponen obras de expansión en diferentes zonas del país, algunas de las cuales serían objeto de convocatoria pública o ampliación.

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Polarización y falta de políticas: Dos problemas para las energías renovables en México

Leonardo Velasco Ochoa, Presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica y dialogó sobre las políticas públicas en materia energética. 

Una de las cuestiones a las que apuntó es que “desafortunadamente los estos embates del Gobierno Federal hacia las renovables ocasionaron algo de confusión, por lo que la Asociación vio muy importante el informar y participar de manera activa, además de esclarecer cuáles son las políticas públicas en revisión y cuáles pueden ser sus consecuencias”. 

Justamente AMIF posee programas y servicios hacia sus miembros,  uno es aquel de centralizar los trámites de interconexión. “Lidiar con la Comisión Federal de Electricidad equivale a estar en la trinchera, saber cómo se interpreta y cómo se ejecutan las disposiciones legislativas. Es el punto de encuentro entre empresarios e instituciones del gobierno”, explicó.

Leonardo Velasco Ochoa – Presidente de AMIF

Sin embargo, lamentó que “se haya llegado al nivel actual de polarización y se dejen rezagadas algunas cosas, se centró la conversación en quién es dueño de qué y se ha alejado cómo podemos innovar, que es un tema fundamental”. 

“Me refiero a medios de almacenamiento que no recibieron la atención a nivel regulaciones o políticas públicas para determinar cuáles pueden ser las reglas de operación, o el tema de acuerdos bilaterales para exportar energía limpia”, agregó. 

Las consecuencias están sujetas al medio ambiente según la visión de Velasco Ochoa: “Si hoy en día no existe un compromiso, nuestro gobierno se rezaga y con ello su capacidad de establecer una vinculación económica que haga sentido y de beneficios a todos”. 

Por otra parte, en concordancia con la brecha planteada y las diferentes disposiciones que dieron por parte de la administración actual como de los entes gubernamentales en el último tiempo, el especialista comentó que “las políticas públicas son algo confusas”. 

“México tiene la estructura tarifaria más compleja del mundo que al final de cuentas es difícil navegar para interpretar y discernir cuáles son los beneficios hacia los ciudadanos y las afectaciones de un ente”, añadió. 

Bajo esa misma línea remarcó la importancia de establecer una hoja de ruta crítica para la simplificación de los términos en los cuales se opera día a día. 

Pero ante la pregunta de por qué cree que no se realizó hasta ahora, el Presidente de AMIF señaló la complejidad de la misma: “Este tema fue acentuado por los gobiernos y sus respectivas ideologías”. 

“Veo un país donde la supremacía de un suministrador implica una inconsciencia de uso, porque los ciudadanos no entienden de dónde viene su energía eléctrica. Y desafortunadamente creo que tampoco les interesa”, reflexionó.  

De todos modos, no es ajeno el hecho de que continuamente hay una mayor conciencia del uso energético en México y día a día surgen nuevas alternativas y opciones. 

Al respecto, Leonardo Velasco Ochoa afirmó que “a quien debemos empoderar es al ciudadano para tomar decisiones y sólo de esa manera podremos establecer políticas públicas que hagan sentido para todos”. 

“No se trata de ver si la CFE y PEMEX ya cambiaron, si son otros o mejores. Tenemos que trascender y tener un poco de memoria política para saber que esa concentración de poderes corrompe y que eventualmente puede traer consecuencias muy grandes para el país”, opinó a modo de conclusión en relación a lo mencionado previamente y a las futuras elecciones federales en el país del 6 de junio.

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Mercado libre podría destacar como la vía principal para nuevos proyectos solares en Brasil

El pronóstico de Wood Mackenzie sobre la industria solar para este 2021 está pronto a publicarse. Y ya se dieron a conocer algunos resultados preliminares obtenidos de su análisis de los últimos seis meses. 

“En el 2020, la capacidad solar instalada creció un 8% con respecto al año anterior. Esto fue a pesar de los retrasos y contingencias por la pandemia”, introdujo Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables. 

Aquel número podría haber sido mayor. La analista advirtió que muchos de los proyectos que tendrían inicio de operación en aquel año fueron retrasados para 2021, 2022 e incluso 2023.

«Vemos el caso de Brasil, donde la generación distribuida creció a pasos acelerados y creemos que esto continuará en los próximos años. 

En el caso de Chile, teníamos una expectativa de capacidad de proyectos a gran escala un poco más alta de la que en realidad ocurrió pero en los próximos años irá creciendo. 

Por otro lado, el caso de México, con la coyuntura política en la que nos encontramos y por los intentos de reforma al mercado eléctrico, vemos que se ha presentado cierta incertidumbre y los desarrolladores están tomando la decisión de esperar a ver cómo se consolida el mercado y qué se puede hacer con lo que está ocurriendo», repasó. 

Tras esa vista rápida por los tres mercados más grandes para la industria solar en Latinoamérica, Valentina Izquierdo destacó el rol que tendrá Brasil en la conformación de la industria y cuáles serían las claves que lo impulsarán. 

Primeramente, se refirió al segmento de la generación distribuida donde hay ciertos incentivos que han hecho crecer las instalaciones: la medición neta, financiamiento público y privado a tasas de interés bajas y una mayor competitividad. 

También habría más oportunidades para aprovechar en el mercado libre. De acuerdo con el análisis de Wood Mackenzie Power & Renewables, ha crecido el interés por firmar contratos entre privados. 

Al respecto, consideró un proyecto de reforma del sector eléctrico PLS 232/2016 que, en términos generales, va a permitir una migración al mercado libre, que es lo que se ve como la vía principal de nuevos proyectos.

Sería significativa también la Ley 14.120, aprobada por el presidente el 02 de marzo de este 2021, que plantea una eliminación gradual de los subsidios a las tarifas de transmisión y distribución para los proyectos renovables y que plantea un periodo de doce meses de transición donde los desarrolladores podrán aplicar a los subsidios con ANEEL y sus proyectos deben entrar en operación en los próximos cuatro años. 

Al respecto, la analista opinó: «Creemos que esto abre una ventana de oportunidad para todos los desarrolladores de proyectos solares que deben aprovechar por las economías de estos proyectos».

¿Qué pronósticos existen para las subastas de energía previstas para este año en Brasil? ¿Se adjudicarán proyetos para cubrir toda la capacidad demandada? ¿Qué lugar ocupará la solar fotovoltaica? Estas y otras preguntas fueron abordadas por Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables, durante el webinar organizado por Energía Estratégica para Trina Solar, con motivo del lanzamiento de su nuevo módulo Vertex de alta potencia.

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Aprobaron los lineamientos para el reglamento de la Energía Distribuida en Mendoza

Mendoza fue una de las primeras provincias del país en permitirles a sus usuarios la inyección de energía limpia a la red eléctrica a través de fuentes de energías renovables. Incluso, en el año 2015 registró se registró la primera conexión.

Hoy, casi seis años años después, el Ministerio de Planificación e Infraestructura Pública de Mendoza decretó la aprobación de los los lineamientos para dictar la normativa específica del Reglamento de Modalidades, Condiciones Técnicas, Comerciales y Legales del Régimen de Recursos de Energía Distribuida y del Mercado a Término Mendoza. 

Este hecho se da ya que a través de la Ley Provincial Nº 9.084, publicada en 2018, se adhirió a la Ley Nacional Nº 27.424, y en aquel entonces se le propuso al Poder Ejecutivo que declare de interés provincial los Recursos de Energía Distribuida (comercializador, usuario/generador almacenador energético, entre otros)

Raúl Faura – EPRE

Raúl Faura, Gerente Técnico de Regulación del Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE), detalló las implicancias del reciente decreto: “Nos da pie para emitir el reglamento específico”.

“Además de la definición del Usuario/Generador (U/G), se incorpora el U/G Colectivo, aquel grupo de usuarios que desean instalar una generación renovable”, agregó. 

En relación al rol del almacenamiento, que lentamente toma mayor relevancia dentro del sector energético y en la cual continuamente se presentan alternativas renovables, el especialista señaló que “los costos de los elementos de almacenamiento ya están en niveles comerciales, así que se verán más seguidos”. 

– ¿Qué representa el decreto en cuanto al desarrollo de la generación distribuida en la provincia? – “Entendemos que si podemos incentivar la GD, contribuirá a la generación de empleo y la movilización de la compra de bienes como paneles solares e inversores”, apuntó Faura.

Cabe destacar que, según el informe de marzo del EPRE, Mendoza cuenta con una potencia total fotovoltaica solicitada de 4.728 kW en lo referido a generación distribuida sin ningún tipo de incentivo, aunque se trabaja para conseguirlo. 

Y en lo que va del corriente año, ya se sumaron veintidós usuarios/generadores sobre un total de trescientos trece, ya sea residenciales, comerciales o industriales. Mientras que la potencia solicitada creció 447 kWp en 2021, es decir, ya un 18% de lo hecho en 2020, año pico desde la aprobación de la Resolución EPRE Nº 019 en el 2015.

Por otra parte, a raíz del informe que Raúl Faura le compartió a Energía Estratégica, se observa que existe al menos una instalación en dieciséis de los dieciocho departamentos de la Provincia de Mendoza, con predominancia en Luján de Cuyo (78 U/G), Maipú con (50) y Mendoza Capital (32). 

Sin embargo, el podio varía si se habla de cantidad de potencia solicitada, ya que el departamento de Maipú lidera el informe con 1259 kWp, seguido por Luján de Cuyo con 833 kWp y Guaymallén en tercer lugar con 586 kWp.

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Plantas solares en Latinoamérica podrán acceder gratis a una plataforma piloto de monitoreo

Dentro de su modelo de negocio, Sunai ha contemplado agentes comerciales en distintos países para ampliar su participación en la región. ¿Cuál es el mensaje que pregonan? 

“Ofrecemos 30 días gratis de piloto para que prueben la plataforma completa de Sunai en hasta tres plantas solares”, resumió Pablo Pastene, gerente comercial de Sunai. 

Aquello implica que Sunai pueda acceder a la comunicación de la planta mediante la API de los inversores o el FTP Push, sin necesidad de viajar al sitio donde se encuentra la planta solar. 

Luego de la difusión de sus soluciones para el mercado solar, la empresa avanza con distintas plantas solares conectadas en modo piloto. Y, en concreto, este mismo lunes inician con las propuestas técnicas de implementación de todo su portafolio de clientes. 

El segmento con más atractivo es la mediana escala, de 100 kW hacia arriba. En Chile, por ejemplo, empresas como Solarity han integrado más de 5 MW de su portafolio a la Plataforma Neural de Sunai (ver más).

“En detalle, nuestros países target en esta región son Brasil, Chile, Colombia, México y Perú, por su tamaño y proyecciones de crecimiento”, confió Pablo Pastene.

En exclusiva para este medio, Pastene también adelantó que esta misma semana definirán las primeras demostraciones gratuitas para plantas solares de envergadura en México, mientras siguen afianzando su participación en otros mercados como el colombiano y el chileno, este último, de donde son originarios.

“Tenemos tres plantas de 1 MW conectadas con nuestro piloto entre Chile y Colombia. Pero ya estamos avanzando con nuevas plantas en el orden de los 10 MW y hemos hecho cotizaciones para otras de unos 90 MW”, confió el referente de Sunai.

La relación costo beneficio resultaría atractiva para otros países más allá de Latinoamérica. Luego del piloto gratuito, las empresas pueden abonar US $1000 por cada MW al año, para acceder a todas las herramientas de inteligencia artificial que ofrece Sunai.

Por eso, las oportunidades de negocios también se abren en países angloparlantes como Estados Unidos. Más precisamente entre Napa Valley y Sacramento, el norte de San Francisco, Sunai ya avanza en negociaciones con plantas entre 1 MW. 

“California va a presentar un crecimiento enorme. Creemos que será entre 4 a 5 veces su capacidad instalada de aquí al 2030. Por eso ahí trabajaremos directamente nosotros, sin apoyo de agentes comerciales”, destacó el gerente comercial de Sunai.

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SolisCloud: la digitalización en la nube permite saber «cómo funciona su sistema fotovoltaico»

Este avance de la digitalización a través de la nube permitirá saber «cómo funciona su sistema fotovoltaico, anticipar fallas y correcciones e incluso, el ahorro generado en materia económica de su planta que cuente con inversores Solis, desde sus teléfonos inteligentes», indica el comunicado difundido este domingo.

«Este nuevo sistema desarrollado por Solis permite localizar rápidamente el mal funcionamiento de una central eléctrica, lo que disminuye la carga del trabajo de operación y mejora la experiencia digital del usuario», explicó Denisse Rangel, vocera de Solis para América Latina.

Agregó que la inversión en energías limpias es hoy imperativa para satisfacer la demanda de América Latina y el Caribe.

La energía solar es hasta un 50 % más barata que la convencional, de acuerdo con datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y es la forma más barata de electricidad a la que pueden aspirar las empresas y usuarios domésticos.

Por ello, la introducción de la Industria 4.0 con servicios en la nube viene a potenciar a las plantas fotovoltaicas tanto comerciales como domésticas, y ya podrán acceder los usuarios de este sector.

La solución de la Industria 4.0 fortalecerá a la industria solar en países como México al proporcionar al usuario información más precisa de la generación de energía que están produciendo sus plantas fotovoltaicas.

Sergio Rodríguez Moncada, experto en energía solar y Gerente para Latinoamérica de la marca Solis Inversores, aseguró que, en el caso de México, la llamada generación distribuida para pequeños comercios y hogares tiene actualmente poco más de mil megawatts instalados y se espera que esta cantidad se triplique de aquí al 2023.

Este sector continuará atrayendo una gran inversión en México, donde los sistemas fotovoltaicos abarcan alrededor de 160.000 hogares y comercios en todo el territorio nacional.

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Destacan avances en el proyecto del Parque Solar para Neuquén Capital

De acuerdo a información oficial, durante el encuentro, Gaido evaluó los estudios previos a la ejecución de la planta de energías renovables y sostuvo que la presencia de los representantes de EPSE “será de gran ayuda para avanzar en una iniciativa que será única en la región”.

“No solo estamos pensando en un proyecto de innovación, que intenta sumar las energías limpias, sino que también se trata de un proceso más dentro de las políticas en relación al medioambiente que estamos llevando adelante”, expresó el mandatario. Además, a través de sus redes sociales, el funcionario afirmó: “La obra se ubicará en 90 hectáreas, fuera del ejido y permitirá abastecer de energía a parte de la población de la capital, con un sistema más eficiente”.

Por su parte, el presidente de EPSE, Víctor Doña, consideró que el emprendimiento presentado marca una “impronta” y en este sentido, agregó: “Es una señal de mejora del medioambiente y de ir reemplazando la energía más contaminante”.

“Podemos colaborar con la experiencia que tiene San Juan en el desarrollo del Parque Solar para que puedan llevar adelante esta iniciativa en la ciudad de Neuquén, que es muy buena”, detalló el titular de la firma.

En tanto, respecto a las próximas gestiones, la autoridad de la empresa dijo que se analizará el esquema de compra de energía de la cooperativa CALF y añadió que primeramente “se llevará adelante la parte técnica de lo que significa el Parque en sí mismo y después la cuestión comercial, de ver en definitiva de cómo se comercializará o inyectará esta energía a la red”.

La planta solar de la capital

Al referirse al proyecto del Parque Solar de Neuquén Capital, el secretario de Coordinación e Infraestructura, Alejandro Nicola, explicó que la iniciativa prevé generar 50 megas de potencia y señaló: “Uno de los beneficios más significativos del parque es el de reemplazar la producción de energía aprovechando el sol”.

“La ciudad de Neuquén tiene una muy buena cantidad de horas solares y por otro lado, tiene un promedio de nubosidad durante el año bastante bajo lo que genera buenas condiciones. En la medida que podamos construir infraestructura para aprovechar esta energía nos permitirá ahorrar combustible y también contribuir con el cuidado del medioambiente”, finalizó.

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Casullo sobre el conflicto en Neuquén: “Sería un error reprimir, esto requiere hacer política”

Comenzó como el malestar de algunos trabajadores de salud tras el acuerdo salarial firmado por ATE y UPCN el 26 de febrero y escaló a «conflicto político». Hoy Neuquén superó diez días de cortes de ruta consecutivos, padece desabastecimiento de combustibles y alimentos y la producción en Vaca Muerta está frenada. El gobernador Omar Gutiérrez, en tanto, nada ha dicho en más de 50 días de conflicto.

Para la docente y politóloga María Esperanza Casullo, la crisis tiene como desencadenante “30 años de desgaste del sector público en la provincia”, agravado por un contexto de pandemia donde la sociedad tendió a mirar (y apoyar) más a la salud. Casullo se posicionó en la escena nacional con su libro “¿Por qué funciona el populismo?” en el que visibiliza categorías y dinámicas que permiten interpretar el presente y pasado reciente de la Argentina.

Como neuquina, conoce a los actores políticos que participan del conflicto que tiene frenada desde hace 10 días la actividad petrolera en Neuquén, a punto tal que el secretario de Energía, Darío Martínez, admitió que “si el conflicto se extiende complicará la producción de gas para el invierno y el cumplimiento del Plan Gas Ar”, la iniciativa que puso en marcha el gobierno nacional para garantizar el abastecimiento del fluido en los meses de frío.

Aún así, en una entrevista con EconoJournal, Casullo advierte: “Si el gobierno decidiera pedir la intervención de fuerzas federales o liberar los cortes por la fuerza en el contexto del coronavirus habría una reacción adversa muy fuerte”, anticipó.

Durante el fin de semana, representantes de la gobernación provincial intentaron acercar posiciones conlos delegados de los sectores “autoconvocados” en una instancia de mediación convocada por el Ministerio Público Fiscal.

¿Lo analizás como un conflicto gremial, con sus correspondientes derivaciones, o tenemos que hablar de una crisis política?

Es un conflicto político. Es una crisis en el sentido de que ya, por las características, ha salido del ámbito sindical. Todavía no es una crisis política porque no ha habido involucramiento de otros actores por fuera de los representantes de los trabajadores y el gobierno. Aún no vi a los partidos de la oposición ni a la Justicia, más allá de esta postura rara del fiscal como mediador. Tampoco se ve hasta ahora un involucramiento del gobierno nacional, pero probablemente estas cosas tengan que suceder en la semana que viene porque no me parece que sea sostenible la dinámica así como se da con un contexto de colas en los surtidores, falta de combustible.

¿Se puede inscribir este conflicto dentro de la tradición protestas y movilizaciones que caracteriza a Neuquén?

Este es un conflicto muy en línea con la historia de salud. A mí me ponen un poco nerviosa algunas interpretaciones que he escuchado respecto de que es una interna de salud. Hay un componente que agrava este conflicto que es el hecho de la fragmentación sindical al interior de salud donde no hay un solo gremio con el que negociar como en educación, donde el único interlocutor es ATEN. Pero eso me parece bastante miope decirlo porque esto se inscribe en una historia de conflictos similares en Neuquén que comienzan en la década del 90 y que hablan de un malestar y una crisis más sistémica en Neuquén. De ninguna manera se podría decir que es un conflicto aislado o que responde solamente a una cuestión interna del sindicato. Hasta ahora, la diferencia es que, a los sucesivos gobiernos, en cada uno de estos conflictos la fragmentación les había ayudado y habían podido contenerlos al interior del sistema de salud. Lo que cambia hoy es el contexto de la pandemia. El acompañamiento y solidaridad social hacia los trabajadores de la salud es mucho mayor al de los ‘90 cuando se veía como un conflicto de salud que no impactaba a otros sectores de la sociedad. Hoy se está mirando mucho más a la salud, venimos de un año de aplausos a los médicos, entonces ese contexto está cambiando la dinámica del conflicto.

De todas maneras, este sector pareciera despertar una mayor simpatía de la sociedad, en general, a diferencia de lo que ocurre con las huelgas docentes, por ejemplo.

Paradójicamente, si se los estudia desde afuera, las huelgas docentes generan menos simpatía en la sociedad, pero para el sector docente resultan más eficaces. Neuquén es una de las provincias con mejores sueldos docentes en el país, lo cual no significa que sean exageradamente altos. Acá es clarísimo el hecho de que la sindicalización unificada en la provincia permite tener espaldas para llevar adelante, como ocurrió hace unos años, hasta 42 días de paro aún frente al enojo de la sociedad. Y se ganan esos conflictos o los docentes, al menos, tienen la capacidad de negociar paquetes salariales que son relativamente buenos. En el sector salud ocurría al revés, la sociedad reaccionaba con más simpatía, pero eso no hacía que terminara en una mejora de las condiciones salariales. También quiero hacer énfasis en que los reclamos no son solo salariales, tienen que ver con 30 años del desgaste del sector público de la provincia. Porque la manera de los ‘90 de manejar estas tensiones ha sido, un poco como en la educación, promover el surgimiento de las opciones privadas. Lo que pasa es que esto también explotó en la pandemia. Hay una situación donde se le pide mucho más al sector público, el sector piensa que no se le dan los recursos necesarios y además siente que hoy sí tiene el apoyo de la sociedad para sostener un conflicto más prolongado. Yo no entiendo esta negativa de no negociar con el sector salud. En esta coyuntura me parece que tiene más para perder el gobierno que el sector salud.

¿Qué responsabilidad le asignás al gobierno? ¿No haber tomado el reclamo a tiempo, haberlo negado al principio pensando que era algo que se iba a descomprimir?

Me parece que acá hubo una cuestión de sostenimiento de prácticas. Como los reclamos, hasta ahora, se descomprimían, y lo hacían porque los profesionales de salud tienen una salida que es irse del sistema público, pasar a ser part time, frente al cansancio y los malos sueldos. La situación se descomprimía sola, vía exit. El tema es que hubo un mal cálculo en pensar que esta situación se iba a ir descomprimiendo sola y no se vio el contexto de pandemia, que para mí lo cambia todo. Es muy difícil. También es cierto que el gobierno está presionado en muchos frentes. Es un año de pocos recursos fiscales, de aumento inflacionario, no es fácil encontrar los recursos para dar respuesta a estos reclamos. Pero el gobierno quedó preso de esa lógica y también hubo una falla de cálculo del sindicato estatal y de pensar que es un sector que no tiene representación gremial. Es cierto, pero tiene una historia de movilización y que representa a una parte de los trabajadores de salud de Neuquén.

¿Dónde ves el rol del gobierno nacional y de la política nacional? ¿Debería involucrarse más?

Esa es la incógnita que, para mí, tiene que verse en las próximas semanas. Tampoco es una cuestión aislada de Neuquén. Hay paro en Córdoba, los trabajadores de salud de Río Negro anunciaron que también van a hacer cortes, hubo una serie de movilizaciones y paro de trabajadores de Buenos Aires. Esto alerta que no es un capricho sino que tiene que ver con una crisis del sistema de salud. Nadie se ha metido con el sistema de salud desde la década del 70 e involucra una serie de malas decisiones y una inercia. Lo que vemos es que la salud pública está desfinanciada, agotada, se han canalizado recursos al sistema privado que, en el contexto de la emergencia, tampoco han demostrado poder dar abasto. Tiene que entenderse como una crisis sistémica nacional, sino se van a seguir generando focos en las provincias. En el caso de Neuquén, más claramente aún porque los cortes afectan la producción de hidrocarburos y de gas necesaria para llegar con buen nivel al invierno. Pienso que en algún momento va a tener que venir, por lo menos, un llamado de teléfono para decir ‘resuelvan esto’.

El momento álgido de los conflictos en la provincia, y 2007 en esto fue paradigmático, solía ser un corte en Arroyito que frenaba un éxodo turístico. Hoy pareciera que se trasladó a los yacimientos y las rutas petroleras. ¿Ves un cambio ahí, se ha encontrado un lugar de presión más grande?

Si, sobre todo en el contexto de la pandemia donde el turismo no es una actividad económica central. Resulta más clave cortar los accesos a la ruta del petróleo. No es que solo lo hagan profesionales de salud, lo hacen los ceramistas de Zanon, los desocupados. Estas cosas tienen que ver con los repertorios de protesta de Neuquén, aprendidos de forma muy fuerte históricamente. Para cortar una ruta, tenés que cortar una que moleste. Ahí también estás metiendo otros jugadores, a las empresas petroleras, al gobierno nacional, a los funcionarios de Energía, y le das una dimensión nacional al reclamo. Creo que lo primero que tendría que suceder es que el gobierno no apueste a que esto se disgregue solo. Esto requiere hacer política, hacer una mesa de negociación y negociar como se hace con otros actores sindicales.

¿La actividad o la industria hidrocarburífera termina configurando una pata más del gobierno, un adversario?

Esa es otra cuestión interesante y una problemática específica, no solo de Neuquén, sino de las provincias patagónicas. Los gobiernos se ven a sí mismos como facilitadores de la industria hidrocarburífera. Claro, el tema es cuando los procesos de protesta social se dan utilizando como escenario estos lugares de explotación. Ahí los gobiernos aparecen como garantes de su funcionamiento normal. Esto tiene para mí matices peligrosos. Sobisch reprimió el corte en 2007 en el que asesinan a Carlos Fuentealba después de que la cámara de comercio (Acipan) pidiera el desalojo. Ahora veo un grado de queja menor. Escuchando las radios que, en general en Neuquén son bastante anti protestas, todos los comentarios decían ‘los cortes están mal, pero quiero dejar en claro que apoyo a los médicos’. Sería un error estratégico para mí que se intentara reprimir. He escuchado versiones sobre pedir que intervenga gendarmería y para mí sería un error muy fuerte porque, aunque hay una queja, si el gobierno decidiera pedir la intervención de fuerzas federales o liberar los cortes por la fuerza en el contexto del coronavirus habría una reacción adversa muy fuerte.

¿La estrategia del gobernador Omar Gutiérrez de no salir a hacer un fronting del conflicto es acertada?

La discusión no creo que sea hablar o no hablar. Tiene que ser abrir un proceso institucional de negociación con estos actores y responder algunas de sus demandas. Aparece como cierto empecinamiento en no negociar cuando hace tres meses se cerró la paritaria con ATEN, con otros gremios, ¿por qué sería diferente en este caso?

Dos años en general son un mundo en Argentina, más en un contexto de pandemia. Pero, si se resuelve el conflicto, ¿qué pasa con la imagen de la gobernación? ¿Pensás que tiene tiempo para dar vuelta la agenda y salir de esto con otra aprobación?

Sí, tiene tiempo, falta mucho para las próximas elecciones. También Neuquén es una provincia que tiene conflictos sindicales con frecuencia. No recuerdo el último gran paro de docente, pero no tuvo efecto, no es que no volvió el MPN a ganar elecciones. Esto está muy situado en el contexto de la pandemia. Lo más importante es que se resuelva y que pase la segunda ola lo mejor posible. El gobierno también tiene éxitos para mostrar, el plan de vacunación es bueno, Neuquén es de las provincias que más rápido viene aplicando las dosis. Creo que no hay que llevar adelante posturas tremendistas de que esto va a ser un colapso o que va a amenazar la gobernabilidad, siempre y cuando se abra un camino de negociación.

¿Y salpicar las elecciones nacionales?

Tienen como una dinámica muy propia y uno ve bastante reticencia de otros partidos a meterse. No hay uno que esté haciendo una gran plataforma intentando subirse al conflicto del sector salud. Depende de cuánto tarde en resolverse, pero la gente no tiene puesta la cabeza en las elecciones para nada.

Por fuera de lo político, ¿tiempo para reordenar el sistema y estar preparados para la segunda ola hay?

Eso es ya más ajustado. Neuquén está en una situación complicada porque es una provincia donde cayó la actividad económica, una en donde más subió la pobreza e indigencia. Es difícil la decisión de si se cierra más o menos. También es cierto que pareció que con la apertura turística parecía que se prendía fuego, pero no colapsó el sistema. No me gustaría ser quien tuviera que tomar ese tipo de decisiones, es un momento absolutamente crítico. Pero la prioridad debe ser ajustar el sistema de salud para el segundo pico y desarrollar lo que sea necesario para sostener a la sociedad neuquina y a los más vulnerables en caso de que hubiera que avanzar sobre la actividad económica.

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Rigen nuevos precios para combustibles con subas promedio de 6 %

La petrolera YPF incrementó los precios de sus combustibles líquidos en el 6 por ciento promedio país configurando así el segundo de tres aumentos programados por la compañía para marzo, abril y mayo, con la declarada intención de no volver a subirlos hasta fin de este año.

En tanto, Shell también ajustó al alza los precios de sus naftas y gasoils en un porcentaje similar, en tanto se estima que Axión , la otra importante marca del mercado local por volumen de ventas, podría modificar sus precios al público en las próximas horas.

A mediados de marzo los incrementos aplicados por estas tres principales marcas fue del 7 % promedio.

En el caso de YPF los nuevos precios de referencia para cargar en estaciones de servicio ubicadas en la CABA son de $ 85,70 pesos para el litro de nafta Súper;  99,30 pesos para la Infinia nafta; $ 80,50 para el Diesel 500; y $ 95 para el Infinia Diesel.

Los combustibles de Shell en estaciones de servicio de la CABA pasaron a costar $ 87,30 para el caso de la nafta Súper; $ 99,90 para la V-Power nafta;  83,30 pesos el litro de Fórmula Diesel, y $ 96,90 el V-Power Diesel.

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Permer licita bombas de agua solares para productores rurales de diez provincias

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) a cargo de la Secretaría de Energía de la Nación llamó a licitación para la provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar que beneficiarán a unas 15.000 personas, con una inversión de 5,6 millones de dólares.

Se trata de una licitación para proveer e instalar sistemas de bombeo de agua solares en las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán, que beneficiarán a 3.000 productores de la agricultura familiar, contribuyendo al desarrollo de las economías regionales.

Los equipos de bombeo de agua que funcionan a partir de energía solar son producto de un desarrollo conjunto entre PERMER y el Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) y su objetivo es contribuir al trabajo de pequeños agricultores de zonas rurales aisladas de la red de suministro eléctrico, favoreciendo su capacidad productiva y económica de manera sustentable.

“Los beneficiarios de esta política pública son agricultores y agricultoras familiares que viven y trabajan en zonas que están fuera del alcance de las redes de distribución eléctrica. Este desarrollo conjunto del PERMER y el INTA también tiene que ver con la construcción de una Argentina más federal, donde cada uno pueda desarrollarse donde quiera. Es la visión y el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”, señaló el secretario de Energía, Darío Martínez.

El bombeo de agua es una necesidad cotidiana y vital para los pequeños productores agrícolas y de la ganadería familiar, una tarea que habitualmente debe realizarse mediante fuerza humana, fuerza animal o utilizando combustibles fósiles, por lo que el sistema de bombeo solar resulta una herramienta de gran impacto para optimizar los recursos y el uso del tiempo para los trabajadores y las trabajadoras rurales. En este sentido, la disponibilidad de agua para usos productivos favorece también el arraigo de la población en las zonas rurales aisladas, especialmente en aquellas afectadas por la aridez.

“El Proyecto nos permite disponer soluciones que contribuyen al desarrollo socioeconómico de miles de argentinos y argentinas que hoy están en situación de pobreza energética”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Dado que se trata de la primera vez que se implementará una iniciativa de este tipo, PERMER e INTA trabajaron en conjunto para relevar las necesidades de la población rural del país y resolvieron esta intervención que brinda una solución tecnológica robusta, ecológica y que cuenta con disponibilidad de repuestos y de servicio técnico a nivel local.

El Proyecto PERMER promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico de los habitantes y trabajadores de las zonas rurales de todo el país, por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica.

Las empresas interesadas en la licitación LPN3/2021 link: https://www.boletinoficial.gob.ar/detalleAviso/tercera/2275062/20210416 ) – “Provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán” pueden obtener información adicional en la página web de PERMER, https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer. La fecha límite para presentar ofertas es el lunes 17 de mayo próximo.

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Los combustibles aumentarán un 6% en promedio este fin de semana

La petrolera YPF subirá el precio de sus combustibles un 6% este fin de semana, segun confirmaron a EconoJournal fuentes cercanas a Presidencia de la Nación. La compañía ya había anticipado el viernes 12 de marzo que aplicaría un ajuste escalonado de 15% a lo largo de tres meses para financiar inversiones. El primer incremento de 7% promedio lo había aplicado el pasado 16 de marzo. Una vez que la petrolera controlada por el Estado Nacional aumente, el resto de las compañías -Axion, Raizen (Shell) y Puma- seguirá sus pasos.

Las restricciones por la nueva ola de coronavirus y el dato de inflación de 4,8% en marzo, difundido por el Indec este jueves, sembraron dudas sobre si se avanzaría con el plan previsto originalmente. Sin embargo, fuentes gubernamentales confirmaron la nueva suba.

El aumento de combustibles es clave para poder mantener los equipos de perforación y garantizar los volúmenes de producción de gas comprometidos en el Plan Gas.Ar. YPF es el principal jugador del mercado y es fundamental que pueda cumplir con el cupo previsto en el programa de estímulo de cara a un invierno que se avecina difícil en términos de abastecimiento del insumo.   

La compañía ya había dejado claro en marzo que las subas de precios son esenciales para recomponer su margen de rentabilidad luego del alza de costos por la inflación y la fuerte suba que registró el precio del barril, el cual se disparó de 51,80 a 67 dólares (29,3%) desde comienzos de año.

El acuerdo se negoció a comienzos de marzo y la promesa oficial es que luego de aplicar este ajuste acumulado de 15% en tres meses no habrá más aumentos en el resto del año.

“Es necesario aplicar incrementos de los precios en los próximos tres meses en el orden del 15%, más el aumento que se puede producir por el alza del impuesto a los combustibles, de forma de generar el abastecimiento necesario de energía”, sostuvo el CEO de la firma, Sergio Affronti, cuando se presentó el plan de inversiones el 12 de marzo.

Inversiones

Para este año, la compañía informó que tiene previsto invertir 2700 millones de dólares, lo que representa un crecimiento del 73% respecto del año anterior. Casi el 80% de dichas inversiones estarán destinadas a aumentar la actividad y la producción de gas y petróleo en los yacimientos que opera la compañía. En el no convencional se estima invertir 1300 millones de dólares para la perforación de más de 180 pozos nuevos, lo que le permitirá sostener el liderazgo que hoy tiene en la formación Vaca Muerta.

También, se desarrollará un plan en el convencional con 800 millones de dólares de inversión con foco en la recuperación secundaria y terciaria. Se estima que sólo en terciaria, YPF va a invertir 120 millones de dólares, va a perforar 30 nuevos pozos inyectores e incorporar 10 nuevas plantas de polímeros a las 10 ya operativas.

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Y-Tec lidera un consorcio para desarrollar “la economía del hidrógeno”

Desde junio del año pasado, Y-TEC, la rama tecnológica de YPF y el Conicet, viene trabajando en un consorcio denominado H2ar que integran más de 40 empresas, con el fin de desarrollar un espacio de trabajo colaborativo entre los diferentes actores de la cadena de valor del hidrógeno. Desde hace unos años, el hidrógeno tomó un gran impulso a nivel global como un vector de energía con bajas emisiones de carbón, lo que lo convierte en una pieza fundamental en  la descabornización industrial. En ese marco, a través de de sus recursos renovables y las importantes reservas de gas natural, Argentina cuenta con una gran oportunidad para la generación de hidrógeno y el consorcio creado por Y-Tec apunta a explorar y desarrollar ese camino.

“La idea de hacer un consorcio de empresas surge a partir de la necesidad de crear una economía del hidrógeno, desde el momento que hay empresas que quieren producirlo, otras que quieren transportarlo y otras que quieren consumirlo. Por lo tanto, la asociatividad es una herramienta que nos permite generar un activo común de información, conocer sobre qué infraestructura trabajamos  y así saber qué oportunidades se les  brinda a la Argentina.  Son iniciativas para la acción, estamos poniendo sobre la mesa ideas de  proyectos, de pilotos y eventualmente proyectos de escala. Es información para poder dar el paso”, señala  Santiago Sacerdote, gerente general de Y-Tec, a EconoJournal.

Células de trabajo

El consorcio ofrece un espacio de trabajo colaborativo entre empresas que actúen o estén interesadas en participar en la cadena de valor del hidrógeno, desde la producción hasta la aplicación. Por ese motivo, se convocó a diversos actores: empresas automotrices, generadoras de energía eléctrica, transportadoras y distribuidoras de gas natural, refinadoras de petróleo y productoras y consumidoras de H2. Participan empresas como YPF, Pampa Energía, Teneris, Ternium, Profertil, TGN, TGS, Trafigura y Baker Hughes, entre otras.

 La dinámica del consorcio seda a través de 7 células de trabajo que apuntan al  estudio de escenarios para la producción, transporte y exportación de hidrógeno, así como la evaluación de oportunidades de aplicación específicas en campos de la movilidad, la industria, la red de gas natural y la energía eléctrica. Cada empresa puede participar en más de una célula.  

La potencialidad que presenta Vaca Muerta lleva a que la producción de hidrógeno a partir del gas natural aparezca como un horizonte posible en el mediano plazo para la Argentina. Es lo que se conoce como “hidrógeno azul” y que se genera a partir del gas natural pero en cuyo proceso se captura y almacena el carbono. Se trata de un excelente producto de transición energética, si se tiene en cuenta que emite solo el 10% de carbono.

Otro de los proyectos en los que el consorcio viene trabajando es en el de la movilidad de transportes pesados como los camiones y los trenes. Con este fin, se iniciaron gestiones con el Ministerio de Transporte y el de Ciencia y Tecnología en un proyecto que apunta a la reconversión de los trenes diésel a hidrógeno.

En la actualidad, en la Argentina se producen y consumen 330.00 toneladas anuales de hidrógeno. Las actividades que más lo utilizan son la industria química para producir amoníaco y fertilizantes  y la industria de refinería  para la producción de metanol. Pero teniendo en cuenta la dimensión que va tomando el hidrógeno a escala global, uno de los objetivos del consorcio es que Argentina se inserte en ese proceso. «Estamos trabajando con una idea de fondo que es la de la exportación masiva de hidrógeno. Si lo hacemos bien y de forma temprana podemos ser parte de las cadenas globales de tecnología e industriales. Es ahí hacia donde queremos apuntar y ver qué desafíos tenemos que abordar hoy desde la investigación”, indica Sacerdote.

Hacia una Ley de Hidrógeno

Otro de los objetivos que se plantea el consorcio H2ra es consensuar un marco normativo que derive en una Ley de Hidrógeno que estimule y de sustento jurídico a su producción. Con ese fin es que el Consorcio fue convocado a los próximos encuentros del Consejo Social y Económico donde se creó una Mesa de Hidrógeno y en la que participan autoridades de los ministerios de Transporte, Ciencia y Tecnología, Medio Ambiente, Desarrollo Productivo y Cancillería. “Es una señal de que el Estado está tomando al hidrógeno como una de sus iniciativas de consenso a largo plazo”, remata Sacerdote.

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Biocombustibles: El oficialismo trabaja en un proyecto que establece una fórmula para evitar la suba de precios en los surtidores

El bloque del Frente de Todos continúa avanzando en la redacción de un nuevo proyecto de ley de biocombustibles para reemplazar a la norma que vence el próximo 11 de mayo. La última versión elaborada por el diputado santafesino Marcos Cleri, de estrecho vínculo con Máximo Kirchner, a la que accedió EconoJournal, establece una fórmula de determinación de precios que tendrá en cuenta el tamaño de las plantas y los insumos de origen. A su vez, baja el porcentaje de corte y contempla la posibilidad de que la autoridad de aplicación aplique una reducción todavía mayor para evitar una escalada en el precio de los combustibles.

Porcentaje de corte

El proyecto baja el corte de 12% a 10% para el bioetanol y de 10% a 5% para el biodiesel, pero aclara que la autoridad de aplicación podrá disminuir esos porcentajes ante situaciones de incremento en los precios de los respectivos insumos básicos que distorsionen el precio en el surtidor o ante situaciones de escasez de oferta debidamente comprobada.

En el caso del biodiesel, las empresas mezcladoras deberán adquirir en forma obligatoria el porcentaje mínimo 5% en los cupos y a los precios que determine la autoridad de aplicación para las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones de éstas. La Autoridad de Aplicación luego podría disminuir este porcentaje hasta el 3%.

En lo que respecta al bioetanol, las empresas mezcladoras deberán adquirir en forma obligatoria un 6% en los cupos y a los precios que determine la autoridad de aplicación a las empresas productoras de bioetanol a base de caña de azúcar; un 2,5% a las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones productoras de bioetanol a base de maíz; mientras que el restante 1,5% podrá ser adquirido por las empresas mezcladoras sin restricción de cupo y precio.

A su vez, se aclara que la autoridad de aplicación podrá disminuir los porcentajes establecidos para las pymes, cooperativas de pymes y asociaciones, productoras de bioetanol a base de maíz hasta el 1,5%. Lo que no queda claro en el proyecto es si lo que se puede reducir a 1,5% es solo el 2,5% o la suba del 2,5% más el 1,5%. Bajo el primer supuesto el porcentaje de corte del bioetanol se acotaría de 10% a 9%, mientras que bajo el segundo supuesto el 4% podría quedar reducido a 1,5% y entonces el porcentaje de corte total bajaría de 10% a 7,5%.

La norma explicita además que las empresas mezcladoras podrán comprar libremente bioetanol o biodiesel y superar el porcentaje de corte establecido en función de las particularidades técnicas de sus respectivas plantas y procesos, de la optimización de costos que se reflejen en el precio final en surtidor, del costo de los sustitutos, y del ahorro de divisas, hasta el límite que impongan las normas técnicas en vigencia sobre la calidad y composición fisicoquímico del producto final.

Determinación de precios

El proyecto del bloque de diputados del Frente de Todos establece en el artículo 11 de “determinación de precios” que el valor para la adquisición obligatoria de biocombustibles surgirá de una fórmula que tendrá en cuenta el tamaño de las plantas y los insumos de origen.

En concreto, indica: “Las adquisiciones obligatorias de biocombustibles de conformidad con lo dispuesto en los artículos 7° y 8° de la presente ley, a las empresas Pymes, Cooperativas de Pymes y Asociaciones de las mismas, y a las empresas productoras de Bioetanol a base de Caña de Azúcar, se realizarán al precio que surja de la aplicación de las fórmulas que determine la autoridad de aplicación, las que deberán tener en cuenta -entre otros aspectos- el tamaño de las plantas y los insumos de origen”.

Escenarios posibles

Los tiempos son muy acotados dado que la actual norma (Ley 26.093) vence el próximo 11 de mayo. Las alternativas que se manejan en el sector sobre cómo deben seguir los biocombustibles son variadas. Una posibilidad es que finalmente el Frente de Todos presente el nuevo proyecto sobre el que está trabajando, pero en el oficialismo tampoco descartan que Diputados termine dándole luz verde a la prórroga que el 30 de octubre de 2020 aprobó el Senado.

La oposición, sobre todo encarnada en legisladores de las provincias del centro del país que producen los biocombustibles, y algunas cámaras empresarias, viene reclamando una prórroga de la actual ley con un precio sostén para el azúcar, materia prima del bioetanol. Al mismo tiempo, la Liga Bioenergética, donde participan las provincias productoras, presentó un proyecto de Ley alternativo.

Palabras de Darío Martínez

El secretario de Energía remarcó en una conferencia organizada por el Club del Petróleo de Buenos Aires que “el Congreso está trabajando en un régimen que proteja a las pymes”. Además, comentó que “la transición energética tuvo un horizonte que no fue exactamente el que estaba planteado en el mundo de 2006, cuando se diseñó el actual régimen de promoción. En ese momento se pensaba que se iba a ir mucho hacia los biocombustibles en el mercado internacional y hoy la transición está focalizada en la electromovilidad y en el hidrógeno”.

“Es una actividad que hay que mantenerla, pero debe tener relación con el mundo que tenemos hoy. Luego de 15 años de régimen de promoción, hoy la norma en la que está trabajando el Congreso mantiene la actividad, pero es más razonable con los tiempos de hoy”, concluyó Martínez.

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Vaca Muerta: “El conflicto en Neuquén pone en riesgo el abastecimiento de gas”

Lo advirtió la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos en una nota dirigida al gobernador Omar Gutiérrez. Los cortes de ruta planteados por agentes de salud de Neuquén impiden el acceso a los yacimientos de Vaca Muerta, lo que afecta la producción actual y futura para cumplir con los contratos del Plan Gas Ar. Así lo advirtió el director ejecutivo de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPCH), quien reclamó a autoridades provinciales y nacionales una solución al grave conflicto. La nota, dirigida al gobernador Omar Gutiérrez y al secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, da […]

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Un diputado mendocino propone usar la plata de Portezuelo para comprar vacunas

El legislador Jorge Difonso pidió que parte de los 1.023 millones de dólares que están previstos para la construcción de la obra hidroeléctrica se destinen a comprar vacunas contra el coronavirus. El diputado del Frente Renovador, Jorge Difonso, pidió que el gobierno de Rodolfo Suarez contemple la posibilidad de utilizar para la compra de vacunas parte de los fondos que han llegado a Mendoza para la construcción de Portezuelo del Viento. Dijo que en el marco de la emergencia sanitaria la dirigencia política debe autorizar esa operación. La propuesta surgió luego de que Mendoza se topara en las últimas horas […]

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Servicios públicos: su utilización bajó 10,9% en enero

La utilización de los servicios públicos cayó 10,9% interanual en enero último, pero fue la menor contracción desde abril de 2020, informó el INDEC. El indicador sintético de servicios públicos (ISSP) aumentó 1,8% en enero respecto de diciembre, alcanzando el sexto mes consecutivo de recuperación. El índice serie tendencia-ciclo del ISSP tuvo una variación positiva de 0,4%. En enero último todos los sectores que componen el indicador registraron bajas interanuales, encabezadas por el transporte de pasajeros, con una contracción del 68,1% en el transporte de carga. Le siguieron el transporte de carga con una baja interanual del 23,5% y los […]

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Punta Arenas: temen desabastecimiento regional por cortes de ruta en Neuquén

Trabajadores del sector sanitario multiplicaron ayer los bloqueos en Neuquén, paralizando ya no solo los camiones, sino incluso el abastecimiento de combustible de la población. Carlos Estrada lo dice preocupado. “Acabo de decirle a un cliente que no voy a transportar la verdura que me está pidiendo, porque no tengo ninguna seguridad de que va a llegar a tiempo y lo más probable es que vaya a llegar todo podrido, por lo que está ocurriendo ahora en Argentina”. Estrada, presidente de la Asociación Gremial de Transportistas de Punta Arenas, se mostró especialmente preocupado por la situación que se está viviendo […]

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Uruguay Por Más: Argentina rechaza que Brasil participe en el dragado aguas arriba de Salto Grande

Alberto Fernández notificó a su par uruguayo que la CARU es la única competente sobre la navegabilidad del río Uruguay. Nuestro país ya comunicó formalmente que no autorizó profundizar el Puerto de Montevideo a 14 metros, tal como el vecino país tiene acordado con Botnia. El pasado 3 de febrero, el presidente brasileño Jair Messias Bolsonaro recibió, en el Palacio de la Alvorada de Brasilia a su colega uruguayo Luis Aparicio Lacalle Pou para dialogar sobre diversas propuestas para flexibilizar la actividad comercial con otros países sin perder la calidad de miembros del MERCOSUR. Los dos temas tratados en el […]

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Llugdar afirma que el poder adquisitivo del trabajador petrolero cayó un 40% este año

Los gremios petroleros acataron la conciliación obligatoria que este miércoles por la noche dictó la Secretaría de Trabajo, luego de que anunciaran un paro para este jueves. José Llugdar, titular del sindicato que agrupa a los petroleros jerárquicos, remarcó la necesidad de lograr una “recomposición salarial”, ya que la suba constante de precios “origina la baja del poder adquisitivo” de los trabajadores. El secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Llugdar, señaló este jueves que todos los gremios del país acataron la Resolución del Ministerio de Trabajo de la Nación, al tomar intervención en el conflicto […]

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OLS-ITBA: combustibles alternativos

¿Qué combustibles proporcionan el mayor retorno de inversión, el mayor nivel de servicio y los menores valores de emisiones y contaminación? Esto es lo que buscó determinar un grupo de ingenieros y estudiantes del ITBA, a través de un modelo predictivo de desarrollo propio. En este marco y para darlo a conocer, el Observatorio de Logística Sustentable del Instituto Tecnológico de Buenos Aires realizó el primer encuentro del ciclo de eventos virtuales de 2021, el pasado 8 de abril. Durante la jornada participaron como panelistas: Lucas Woinilowicz (Scania), Pablo Princich (Iveco) y Gabriel Casajus (YPF). Además, el evento contó con […]

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Turri: “El proyecto del gasoducto es prioritario para reemplazar importaciones por entre 1500 y 2000 millones de dólares por año”

Dueño de un característico perfil bajo y una vasta trayectoria en la industria energética, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, conversó con EconoJournal sobre el estado de los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar, las posibilidades para sustituir la importación de combustibles y los proyectos que la compañía tiene en carpeta.

Plan Gas.Ar

Pampa Energía es la mayor empresa generadora de energía eléctrica del país. El año pasado, a la firma se le adjudicó en el Plan Gas.Ar, que fijó un precio promedio de US$ 3,50 por millón de BTU, un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un volumen incremental en el período invernal durante los próximos 4.

“El escenario actual del mercado de gas es sustancialmente mejor al que tuvimos en el año 2020”, apuntó Horacio Turri: “El Plan Gas brindó un horizonte claro a la industria tanto en términos de precios como de volúmenes contratados y cuando hay certidumbre es mucho más sencillo llevar adelante los planes de inversión”.

En la primera ronda del plan de estímulo a la producción de gas, Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional. “Hubo 3 millones 600 mil m3 de picos invernales ofrecidos de los cuales tomamos 1 millón. El resto, 2 millones a cargo de Tecpetrol y 600 mil a cargo de Total, fueron corte a la demanda industrial para ofrecerla al segmento residencial. Luego, en la segunda ronda de pico de invierno volvimos a ofrecer otro millón adicional. Entonces podemos decir que Pampa es la empresa que más ha crecido en términos relativos en lo que representa a los picos de invierno porque creemos que ese mercado debe ser del gas local y no del gas de importación”, destacó el ejecutivo.

Planes y proyectos

El holding que encabeza Marcelo Mindlin opera dos yacimientos de gas: El Mangrullo y Sierra Chata ubicados a 150 km de Neuquén Capital. Cuando la compañía líder en energía eléctrica desembarcó en el mercado de gas, lo hizo de la mano de formaciones tight, es decir, de arenas compactas de menor permeabilidad y porosidad.

Al respecto, Horacio Turri cuenta que “lo que se hizo fue poner en desarrollo la formación Agrio en la cuenca neuquina, un descubrimiento que había hecho Petrobras y que hoy en día consideramos que representa un reservorio estrella y de los más competitivos de la industria. Si bien no somos los únicos operadores presentes en la formación, en Pampa encontramos la manera de estimular el área para lograr muy buenas condiciones de caudal inicial. Prácticamente todo el gas tight proviene de allí y sin duda va a ser el suministrador de gas de una parte sustancial de nuestro compromiso con el Plan Gas”.

Actualmente, la compañía tiene un equipo de perforación que está terminando el cuarto pozo en Sierra Chata y en El Mangrullo se continuará con un plan de perforación de cinco pozos más. Además, está previsto completar el primer pozo a Vaca Muerta que tiene una rama horizontal de 2500 metros y 36 etapas de fractura. Desde la firma, se prevé que estará listo antes del invierno de este año y aportará entre 300 y 400 mil m3 de caudal inicial.

Asimismo, con el fin de aumentar la capacidad de evacuación y tratamiento, Pampa está abocada a la construcción de una segunda planta de tratamiento de gas de 4 millones 800 mil m3. “Es un proyecto adjudicado que está por lanzarse en el campo. Debiera estar concluido para finales de la primavera y apareja una inversión de 50 millones de dólares. De esta forma, pasaríamos de 2 millones 500 mil m3 de capacidad de evacuación a casi 9 millones de m3 en El Mangrullo”.  

Sustitución de importaciones

Pampa presenta como principales desafíos el reemplazo de las importaciones de combustibles alternativos y GNL por gas local, para lo cual es necesario llenar la capacidad total de los caños que vienen de Neuquén y que tienen todavía entre 7 y 8 millones de m3 de gas que pueden ser transportados durante el invierno. “Hay que saturar la capacidad de transporte. Para el invierno del 2022 no cabe duda que esos caños pueden estar saturados. Lo estuvieron en el 2019, no estamos inventando nada nuevo”, resaltó Turri.

El segundo objetivo, de mediano plazo, consiste en sustituir las importaciones por encima de la capacidad actual de transporte. Es decir, hacer un tercer caño desde Neuquén a Buenos Aires para reemplazar en forma completa o en altísimo porcentaje las importaciones de GNL y combustibles líquidos de cara a la finalización del contrato con Bolivia.

Además del cargo jerárquico que ocupa en Pampa, Turri es el presidente del Directorio de TGS y, desde ese rol, señaló que “la opción más económica y que hace más sentido técnicamente es el tramo que conecta Tratayén-Salliqueló en la primera etapa. Eso liberaría alrededor de 20 millones de m3 adicionales de gas durante el invierno con poca inversión en los tramos finales. La segunda etapa es la que une Salliqueló-San Nicolás liberando otros 20 adicionales. Es un proyecto modular que puede hacerse en dos tramos y llegar a reemplazar hasta 40 millones de m3 de gas importado. El proyecto del gasoducto es prioritario para reemplazar importaciones por entre 1500 y 2000 millones de dólares por año”, concluyó.

El cielo es el límite

La frase “El cielo es el límite” resonó en un momento de la entrevista y da cuenta de la historia tanto profesional como personal del actual director ejecutivo de Pampa en un contexto de necesario involucramiento de jóvenes profesionales interesados en la industria para afrontar los futuros desafíos. Horacio Turri se recibió de ingeniero industrial en el ITBA e inmediatamente se sumó al grupo de jóvenes interesados en la propuesta de trabajar para Schlumberger, la mayor empresa de servicios petroleros del planeta.

“Para un chico de 24 años la posibilidad de salir del país y embarcarse en un proyecto así era toda una aventura, te podía tocar trabajar en el Mar del Norte, en Angola o en Arabia Saudita. Fue una experiencia única, una oportunidad para conocer el mundo y trabajar en contacto directo con el equipamiento y con el gigantesco desafío tecnológico de la industria del petróleo. Por eso les digo a los jóvenes profesionales de ansias infinitas que no lo duden un segundo y que de lo único que debe arrepentirse uno es de lo que no hizo”.

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Jerárquicos del Gas afirman que el aumento de tarifas rondará el 10% y habrá diferentes escalas

En momentos de nuevas restricciones, la suba de tarifas se impone de todos modos como un tema urgente de revisar y hay un fuerte debate sobre los porcentajes de incremento. En ese sentido, ya se realizaron las Audiencias Públicas de las que participaron distintos actores entre ellos el Sindicato de Trabajadores Jerárquicos del Gas, cuyo titular, Rubén Ruiz estimó que “el aumento estará muy cerca del 10%”. De todos modos, el dirigente gremial reconoció que todavía “hay una feroz discusión interna en el gobierno” y contó que, “por una parte algunos opinan que tiene que ser un aumento menor, y […]

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ANCAP: los trabajadores analizarán en asamblea la definición de un plan nacional de lucha

Los agremiados denuncian “el proceso de desmantelamiento de ANCAP” por parte del gobierno. La Federación de Trabajadores de ANCAP definirá un plan global de lucha en el marco de la “Coordinadora de Sindicatos de ANCAP – CSA”, para lo cual dispuso la realización de una serie de asambleas por sector que determinará las medidas a tomar. Los trabajadores denuncian “el proceso de desmantelamiento de ANCAP, su situación financiera, la licitación internacional para contratar servicios de carga y descarga de combustibles desde y hasta la planta de La Teja”. A efectos de tomar esta decisión consideraron “el proceso de descapitalización del […]

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Para fortalecer a Pemex, Diputados mexicanos aprueban Ley de Hidrocarburos

La Cámara de Diputados de México aprobó este jueves la polémica Ley de Hidrocarburos, que busca fortalecer a la petrolera estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) y combatir el robo de combustibles, y remitió la iniciativa al Senado. “Con 271 votos a favor, 134 en contra y 8 abstenciones, el pleno aprobó, en lo general y particular, el dictamen que reforma y adiciona diversas disposiciones de la Ley de Hidrocarburos”, indicó la Cámara Baja en un boletín. El documento, remitido al Senado para ratificación, deriva de una iniciativa que el presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, envió a la Cámara de Diputados […]

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Bolsonaro promulgó una nueva Ley del Gas: qué cambia en el mercado de Brasil

El presidente de Brasil promulgó esta semana la nueva Ley del Gas, una iniciativa que se enmarca en un programa oficial más amplio denominado como Nuevo Mercado del Gas. El nuevo marco regulatorio abre las puertas al capital privado fundamentalmente del sector del transporte y comercialización de gas natural. Es un paso estratégico, desde la óptica del gobierno de Jair Bolsonaro, en la política de reducir el monopolio de las empresas estatales en el sector energético.

La nueva Ley Nº 14.134 regula el transporte, tratamiento, procesamiento, almacenamiento, licuefacción, regasificación y comercialización del gas natural en Brasil, estableciendo cambios sustanciales:

  • Garantiza el acceso a la infraestructura de transporte (gasoductos) e instalaciones esenciales (como las terminales de GNL) para terceros (empresas privadas). Es decir, termina con el monopolio de Petrobras.
  • Reemplaza el sistema de concesiones por un modelo de autorización. La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) tendrá la competencia para autorizar la construcción de nuevos gasoductos y establecer los criterios para la fijación de tarifas.
  • Las tarifas para el transporte de gas natural serán propuestas por el transportista y aprobadas por la ANP, previa consulta pública, según criterios previamente establecidos por la agencia. En el caso de las instalaciones esenciales (como instalaciones de tratamiento o procesamiento de gas natural y terminales de GNL) las empresas podrán negociar con los propietarios la retribución a ser abonada.
  • Prohíbe una relación societaria de control directo o indirecto o de coalición “entre transportistas y empresas o consorcio de empresas que operen o ejerzan funciones en las actividades de exploración, desarrollo, producción, importación, carga y venta de gas natural”. Todas las empresas ya autorizadas a operar en transporte antes de la sanción de la ley tendrán un plazo de hasta tres años para adecuarse al nuevo marco.
  • Inaugura el modelo de entrada y salida: las empresas contratan capacidad de inyección (entrada) y evacuación de gas (salida) de los gasoductos de transporte. Se pasa del modelo actual de transporte de gas de punto a punto a un régimen de acceso a la red. Permitirá a los cargadores reservar capacidades de entrada y salida de forma independiente entre sí.

Rediseño

Los cambios introducidos apuntan principalmente a abrir y desconcentrar el mercado del gas. De ahora en más las empresas productoras, importadoras y comercializadoras de gas podrán pagar por utilizar los gasoductos, terminales de GNL y otras infraestructuras pertenecientes a terceros. También queda prohibido que una misma empresa actúe en todas las etapas de la cadena del gas natural, desde la extracción y producción hasta la distribución.

Petrobras es la principal compañía afectada por la nueva Ley: concentra casi el 80% de la producción nacional de gas y es propietaria de los más de 9000 kilómetros de gasoductos en el país. Esto último le permite, por ejemplo, ejercer un monopolio de facto sobre las importaciones de GNL, al ser dueña de las terminales y el transporte por tierra.

De todas formas, la petrolera estatal inició en 2015 un proceso de desinversión en algunos activos en el sector de gas natural y de reducción de su participación en ese mercado. Por otro lado, el gobierno habilitó en 2019 la infraestructura para el uso de terceros. Es decir, la nueva ley formaliza y acelera un proceso de desconcentración que ya se encontraba en curso.

Por otro lado, se puso fin a las licitaciones del Ministerio de Minas y Energía para la construcción de gasoductos. El proceso se simplifica y agiliza al delegar en la ANP  la competencia para autorizar nuevas construcciones. La red de gasoductos es pequeña para el tamaño de Brasil y esta subdesarrollada en el norte, por lo que requiere de un impulso veloz.

Nuevo Mercado de Gas

El programa “Novo Mercado de Gás” fue presentado por el presidente Jair Bolsonaro en 2019 con el fin de fomentar un mercado de gas natural “abierto, dinámico y competitivo” que genere las condiciones para la reducción de su precio. Según el Ministerio de Minas y Energía la nueva ley hace una amplia revisión del marco legal a favor de la formación de un mercado de ese tipo. Con esto se pretende “promover la competencia entre proveedores y la consiguiente reducción del precio final del gas natural para el consumidor”.

La expectativa oficial es que la nueva ley genere una baja significativa en los precios del gas y que crezca el consumo interno. En Brasil el gas cuesta arriba de los diez dólares por millón de BTU, uno de precios más caros del mundo. Incide negativamente en el crecimiento económico y especialmente industrial del país. “El Nuevo Mercado de Gas nos permitirá no solo incrementar las inversiones en el sector energético, como el gas y el petróleo, sino, principalmente, reindustrializar la economía brasileña. La industria llegó a ser el 20% del PIB y se redujo a alrededor del 10%”, afirmó el ministro de Economía, Paulo Guedes.

El gas natural se destina principalmente a la industria (43%), generación de energía eléctrica (38%) y vehículos a gas (9%), siendo los hogares solo el 2% del consumo, según la Asociación Brasileña de Empresas de Distribución de Gasoductos. La Federación de Industrias de Río de Janeiro estima que la ley puede llegar a generar inversiones en todo el país por 80.000 millones de reales (unos 14.200 millones de dólares) gracias a un mayor uso industrial del gas.

Importaciones y producción

El gobierno apunta a lograr un gran crecimiento en la producción de gas para el 2030. El Plan Decenal de Expansión Energética 2030 elaborado por la Empresa de Investigación Energética (EPE), con base en lineamientos del Ministerio de Minas y Energía, estima una producción bruta de 276 millones de metros cúbicos diarios en 2030. Brasil produjo 127 millones diarios en 2020.

Pero para llegar a ese ritmo de producción diaria debería existir un mercado interno capaz de absorber esa oferta, o la infraestructura necesaria para exportarla en forma de GNL. EPE prevé la construcción de otras dos terminales de GNL en los próximos 10 años, una en el estado de Río y  la restante en Pará.

Sin embargo, la producción estimada es principalmente de gas asociado a la producción de petróleo de presal. La falta de ductos para conectar las plataformas offshore con las costas brasileñas lleva a que hasta el 40% del gas producido tenga que ser re inyectado en los pozos. Con distancias que pueden llegar a los 300 km la competitividad del gas en las aguas de presal sigue siendo un tema de discusión en el sector.

En el mediano plazo se espera que la nueva Ley acelere aún más las importaciones de gas. De hecho,  en la misma semana de marzo en que la Cámara de Diputados sancionó la nueva ley, el ministerio autorizó a Shell Energy, Gas Bridge y Gerdau a importar un total de 66 millones de metros cúbicos diarios hasta 2024. Las dos primeras recibirán el gas a través de la terminal de GNL de Petrobras en el estado de Bahía.

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Por carta CAMMESA pidió a Martínez resolver contratos pendientes de energías renovables

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. envió un pedido de instrucciones a la Secretaría de Energía para definir qué hacer con aquellos proyectos que fueron adjudicados al Programa RenovAr y que presentan incumplimientos de hitos intermedios o demoras mayores a los ciento ochenta días. 

El documento señala que al 15 de marzo del corriente año hay 46 proyectos con causales de rescisión contractual por un total de 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados de todas las rondas de la licitación pública. 

A su vez existen otros treinta y dos no habilitados con incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial, de los cuales dieciséis poseen más de ciento ochenta días de demora y doce de ellos no registran avance de obra. 

De dichos proyectos mencionados en causal de rescisión, tres corresponden a la primera licitación del RenovAr por 126 MW de potencia contratada, siete a la ronda 1.5 por 243 MW y treinta y cinco contratos a la ronda 2 por 946 MW.

Además se agrega uno de 25 MW de la Resolución 202 – E/2016 del Ministerio de Energía y Minería, tal como se detalla en el cuadro a continuación. 

Por otro lado, una de las puntos que resuena en el sector sobre la resolución de los mismos es cómo se tendrá en cuenta, o no, el atraso en alcanzar cualquier hito de avance de obra en la fecha programada, debido a un evento de caso fortuito o de fuerza mayor, más específicamente haciendo referencia a la pandemia que ha afectado el avance de varios proyectos. 

Incluso, la propia CAMMESA reconoce mediante el pedido de instrucciones que existen numerosos planteos efectuados por las empresas, que han invocado cuestiones particulares asociadas a tales eventos, bajo el aval de la cláusula 7.2 (a), en la cual, en caso de confirmarse, se extenderá la Fecha Programada de Avance de Obra por un período igual a la duración de la situación fortuita o de fuerza mayor.

En esos casos, hizo una mención aparte de aquellos proyectos habilitados hasta la actualidad (diecinueve en total), con demora en la Habilitación Comercial correspondiente y, por ende, “pasibles de ser receptores de penalidades por tal atraso, las cuales no están siendo aplicadas”, según el documento. 

A raíz de los puntos planteados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A, se deberá ver qué instrucciones y bajo qué términos resuelve la Secretaría de Energía frente a tal cantidad de contratos y una problemática de tal magnitud. 

Cabe mencionar que estos megavatios que aún no entraron en operación o no avanzaron con sus obras, ocupan capacidad de transporte en el sistema eléctrico nacional, temática que hoy resulta una dificultad para el desarrollo de las energías renovables en el país. 

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Preocupa el 5% de impuesto para energía solar de la reforma tributaria en Colombia

En Colombia empezará un profundo debate que atraviesa múltiples aspectos de la vida pública y privada: nada más ni nada menos que una Reforma Tributaria (DESCARGAR EL PROYECTO COMPLETO).

Estas modificaciones buscan generar mayores ingresos para el Estado tras el fuerte impacto del COVID. De aprobarse, la reforma entraría en vigencia entre el año 2022 y el 2023.

¿Cómo impacta a las renovables? Hay aspectos positivos y negativos, reconocen en la industria.

El más negativo es que se volverán a gravar inversores de energía para sistema de energía solar con paneles, paneles solares y controlador de carga para sistema de energía solar con paneles con un 5% de IVA.

Cabe recordar que la Ley 1715, y su consecuente aplicación con el Plan Nacional de Desarrollo, había reducido el IVA para estos componentes renovables del 19% al 0%.

Las entidades gremiales están analizando los impactos de este nuevo gravamen tributario. En el caso de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), programaron una reunión extraordinaria para este sábado donde se analizará el tema.

No obstante, Miguel Hernández Borrero, representante de la entidad, anticipa a Energía Estratégica que este 5% de aumento “es un impuesto mínimo para la recaudación del país pero importante para la industria solar fotovoltaica”. “Estamos muy preocupados por la posible aplicación de esta medida”, lamenta el dirigente.

Aspectos positivos

Por otra parte, como era de esperarse, la Reforma Tributaria fija un Impuesto al Carbono que “tendrá una tarifa específica considerando el factor de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) para cada combustible determinado, expresado en unidad de peso (kilogramo de CO2eq) por unidad energética (terajulios), de acuerdo con el volumen o peso del combustible”, se indica en el proyecto de Ley.

La tarifa corresponderá a diecisiete mil seiscientos sesenta pesos ($17.660) por tonelada de carbono equivalente (CO2eq). Los valores de la tarifa por unidad de combustible serán los siguientes:

El impuesto se declarará y pagará bimestralmente, en la forma y plazos que establezca el Gobierno nacional.

La tarifa por tonelada de carbono equivalente (CO2eq) se ajustará cada primero (1) de febrero con la variación en el Índice de Precios al Consumidor calculada por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística -DANE del año anterior más (1) un punto hasta que sea equivalente a tres (3) UVT por tonelada de carbono equivalente (CO2eq). En consecuencia, los valores por unidad de combustible crecerán a la misma tasa anteriormente expuesta.

No obstante, será deducible del impuesto sobre la renta, en los términos del artículo 107 del Estatuto Tributario

En el caso del gas natural y el gas licuado de petróleo utilizados para generación de energía eléctrica, y del carbón, la tarifa del impuesto se aplicará bajo la siguiente gradualidad:

  1. Para los años 2022 y 2023: 0%.
  2. Para el año 2024: el 20% del valor de la tarifa plena.
  3. Para el año 2025: el 40% del valor de la tarifa plena.
  4. Para el año 2026: el 60% del valor de la tarifa plena.
  5. Para el año 2027: el 80% del valor de la tarifa plena.
  6. A partir del año 2028: tarifa plena.

Fondos específicos

Por otra parte, el proyecto de Ley crea fondos específicos contra los combustibles fósiles.

Por un lado, el Fondo de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible (FONCLIMA) que apunta a focalizar y financiar la ejecución de planes, programas y proyectos, de índole nacional o territorial, orientados a la mitigación y adaptación al cambio climático, la protección y conservación de los recursos naturales, la reducción de la contaminación ambiental, la reconversión tecnológica, y la innovación, emprendimiento y reconversión laboral asociados a la transición hacia una economía sostenible y baja en carbono.

Así mismo, tendrá por objeto contribuir a la reducción de la vulnerabilidad fiscal del Estado asociada al cambio climático y a la contaminación ambiental.

También crea el Fondo Único de Soluciones Energéticas (Fonenergía) que apunta a la mejora de calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética y normalización de redes a través de soluciones de energía eléctrica y gas combustible con criterios de sostenibilidad ambiental y progreso social, bajo esquemas de servicio público domiciliario o diferentes a este.

Este objeto incluye, pero no se limita, a la atención de emergencias en las Zonas no Interconectadas (ZNI), a inversión en acometidas y redes internas, así como en mecanismos de sustitución hacia Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) y combustibles más limpios.

El Fondo Único de Soluciones Energéticas -FONENERGÍA contará con un Consejo Directivo y un Director Ejecutivo, cuyas funciones serán reglamentadas por el Gobierno nacional.

El Consejo Directivo estará integrado por cuatro (4) miembros del Gobierno nacional y tres (3) miembros independientes designados por el Presidente de la República, de reconocido prestigio profesional o académico.

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En tres meses inauguraron más de 1.250 MW eólicos y solares en Chile

Durante el Encuentro Anual de las Energías Renovables, organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), Juan Carlos Jobet, Biministro de Energía y Minería de Chile, aseguró: Nuestra estimación es que sólo en este 2021 entrarán en operación más de 6 GW de capacidad (renovable), y, en energía solar y eólica, vamos a inaugurar este año más capacidad que en toda la historia”.

Los cálculos del funcionario parecieran ir por buen camino. Es que de acuerdo al último un Reporte Energético del Coordinador Eléctrico Nacional, que releva datos de marzo, el mes pasado comenzaron a operar 921,7 MW de nueva potencia eléctrica, de los cuales 821 MW son renovables no convencionales.

El informe precisa que han ingresado en operaciones cuatro grandes proyectos solares fotovoltaicos, tres ubicados en la Región de Atacama: Malgarida, de 162 MW; Campos del Sol, de 382 MW, y Rio Escondido, de 145 MW. El restante se encuentra en Coquimbo y se trata de La Huella, de 87 MW. En esa misma región también se ubica un PMGD solar: Don Pedro, de 9 MW. Y además se registra un eólico en Biobío: Negrete, de 36 MW.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

En suma, puede decirse que en lo que va del trimestre ya se han incorporado 1.267,1 MW de nueva potencia renovable no convencional: durante el mes de febrero 400,2 MW eólicos y solares fotovoltaicos; y en enero 45,9 MW, todos solares fotovoltaicos PMGD.

Un dato interesante que refleja el último Reporte Energético del Coordinador Eléctrico Nacional es que existen 42 proyectos en proceso de entrada a la operación o en periodo de Puesta en Servicio, los cuales poseen una capacidad total de 1.694,4 MW.

De ese volumen, 1.487,7 MW son renovables y los otros 206,7 MW provendrán de fuentes fósiles. Es decir que en los próximos meses se duplicará el volumen de nueva potencia limpia que ya ha ingresado en operaciones el primer trimestre de este año.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional

Según el informe del Coordinador, a la fecha de emisión del reporte (14 de abril del 2021) el Sistema Eléctrico Nacional contó con 27.726,3 MW de capacidad instalada para generar energía eléctrica.

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Trina Solar lanza al mercado de América Latina sus módulos fotovoltaicos Vertex de 660 Watts+

Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, anunció que los módulos fotovoltaicos de la serie Vertex llegan al mercado de América Latina en su versión de 660 Watts, la cual puede alcanzar una eficiencia de hasta 21.6%.

Los nuevos paneles están disponibles a partir de hoy en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú, República Dominicana y el resto de  países que comprenden El Caribe, a través de los canales de distribución autorizados de la compañía.

La línea Vertex de 660 Watts de Trina Solar, está integrada por celdas de 210 milímetros (mm), tamaño que la empresa volvió tendencia en la industria, por lo cual, incluye corte no destructivo, interconexión de alta densidad (AD), barras colectoras múltiples (MBB, por sus siglas en inglés) y otras tecnologías de vanguardia. Además, opera con bajo voltaje, alta potencia en cadena y otras características clave, presentando un desempeño eficiente y confiable del producto. Las MBB y la AD mejoran la eficiencia del módulo hasta en 21.6%, mientras que la funcionalidad de corte no destructivo reduce significativamente los riesgos de micro grietas en celdas solares y la pérdida de energía.

“Particularmente en México, de acuerdo con el Programa Sectorial de Energía 2020-2024 de la Secretaría de Energía, en 2018, de los 317,278 Gigawatts que se consumieron de electricidad por hora, el 51% se produjo con tecnología de ciclo combinado, el 13.2% con térmica convencional (vapor), el 10.2% con hidroeléctrica, el 9.2% fue carboeléctrica, el 4.3% nucleoeléctrica, el 3.9% eoloeléctrica y el 8.2% restante provino de otras fuentes, incluyendo la fotovoltaica, lo que representa un gran potencial de crecimiento para esta última y que se confirma con datos del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034, ya que la capacidad instalada de centrales de energía limpia en ese país, se incrementó en 13.40% de 2019 a 2020, con la eólica y la solar como las principales responsables. Creemos que esta tendencia continuará, igual que en el resto de naciones de la región”, afirma Álvaro García Maltrás, vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

El módulo Vertex de 670 Watts es recomendable para plantas de energía a gran escala, especialmente las plantas de bajo costo que son muy sensibles a los gastos de inversión, porque dichos paneles pueden reducir el costo de obleas de silicio y de celdas solares para la parte de entrada de la cadena de suministro, así como disminuir el gasto en seguidores solares, pilotes de cimentación, cables y mano de obra para la última etapa de los proyectos.

En comparación con otros módulos de más de  500 Watts del mercado, los ahorros de costos del Balance de Sistema (BOS, por sus siglas en inglés) son de al menos 0.08-0.09 yuanes por watt (menos de un dólar estadounidense), lo que también representa una ventaja general significativa.

“Gracias a la potencia ultra alta de estos nuevos módulos de Trina Solar, proveen una capacidad de generación de energía por cadena un 34% más alta que la de los paneles de más de 500 Watts, alcanzando un aumento total de hasta 18,760 Watts por fila”, agrega García-Maltrás.

Otra aportación que hacen los productos de la serie Vertex de 660 Watts a la industria, es la innovación en el procedimiento de su empaque, que ahora se hace de forma vertical, de modo que lo ancho del panel ya no estará limitado por la altura de los contenedores del transporte, lo que maximiza el aprovechamiento de espacio en éstos, permitiendo una capacidad de carga 12% más alta y una reducción de entre 5 y 7 por ciento en los costos de instalación, creando además mayor posibilidad de reducción del Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y del BOS.

 Revive el Lanzamiento de los módulos Vertex 660 W+ junto a Energía Estratégica, DNV y Wood Mackenzie 

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¿Pandemia o políticas? Ingresan menos megavatios solares de lo proyectado en México

Se llevó a cabo el evento «Nuevo Vertex 660 W + | Competitividad y Compatibilidad de módulos solares de alta potencia» que fue organizado por Energía Estratégica en conjunto con Trina Solar, y moderado por Nanda Singh, periodista del portal de noticias. 

En el mismo, participó Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables, quien analizó los mercados de la región e hizo hincapié en México y el contexto por el cual atraviesan las renovables.

Y si bien comenzó su presentación con la mención de que “la capacidad solar instalada creció un 8% en 2020 con respecto al año anterior”, destacó que “en el caso de México, con la coyuntura política actual y los intentos de reforma al mercado eléctrico, se presentó cierta incertidumbre y los desarrolladores toman la decisión de esperar a ver cómo se consolida el mercado y qué se podrá hacer con todo lo que ocurre”. 

Valentina Izquierdo – Research Analyst, Latin America Solar at Wood Mackenzie Power & Renewables

Para poner en contexto, en el análisis previsto para 2020, desde la compañía estipulaban que ingrese en operación poco más de 1 GW de proyectos solares a gran escala, “pero la realidad es que entraron aproximadamente 800 MW”, aseguró la especialista. 

Mientras que en el estudio realizado durante el año pasado con foco a 2021, calculaban que entrarían 2.6 GW de capacidad. Sin embargo, ante el panorama actual, Izquierdo reconoció que “se redujo nuestro pronóstico a 1.9 GW y lo restante distribuido en los próximos cuatro o cinco años”. 

Esta reducción de la capacidad por fuentes solares que prevén desde Wood Mackenzie Power & Renewables se puede relacionar con el Plan de Negocios 2021-2025 de la Comisión Federal de Electricidad, documento que afirma que la empresa productiva del Estado no instalará proyectos renovables hasta 2027.

Además, el hecho de que aún no se defina qué sucederá con la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, la cual fue aprobada por las Cámaras Legislativas pero suspendida como medida cautelar por recurso de amparo, y posteriormente a la espera de la resolución de la Suprema Corte de Justicia de la Nación. 

Cabe mencionar que en caso de su aplicación, se modificarán las prioridades de despacho de la energía, priorizando a las centrales hidroeléctricas y CFE; mientras que aquella producida por fuentes eólicas y solares de particulares lo harán en tercer término. 

Por otra parte, Valentina Izquierdo mencionó que “no escuchamos cancelaciones de proyectos, pero sí un gran retraso en cuanto a permisos y en las decisiones de inversión, con los inversionistas tratando de entender cómo manejarse bajo esta coyuntura”. 

Esta es otra de las problemáticas del sector energético mexicano, ya que son varios los especialistas que en el último tiempo mencionaron la dificultad para conseguir permisos de interconexión y de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Revive el Lanzamiento de los módulos Vertex 660 W+ junto a Energía Estratégica, DNV y Wood Mackenzie

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Innovación: cómo mitigar riesgos de saltos tecnológicos en componentes para parques fotovoltaicos

Los fabricantes de módulos fotovoltaicos líderes a nivel global están activos en mercados latinoamericanos. Aumentar la producción, continuar con la innovación y bajar el costo de sus componentes son algunos de los objetivos que persiguen para ser más competitivos por estas latitudes.

Aquello es bien recibido por el sector. No obstante, se requeriría la pronta certificación de esos nuevos equipos como paso fundamental para mantener la confiabilidad de esta tecnología.

“Es importante recalcar que los certificados son sumamente importantes para cualquier inversor o banco. Por lo cual, si un módulo, inversor o tracker no cuenta con un certificado, se debe garantizar que los certificados pueden conseguirse antes de la fecha de instalación de estos equipos”, introdujo José Francisco Díaz, Solar Engineer Mexico en DNV.

Durante su participación en el panel de debate “Competitividad y compatibilidad de módulos solares de alta potencia”, del más reciente evento organizado por Energía Estratégica para Trina Solar, el experto advirtió que apostar por la innovación trae también aparejado algunos riesgos técnicos y tecnológicos que deben evaluarse detalladamente. 

Contar con los certificados permitiría evitar fallas, ya sea por corte en las células, por falta de control de calidad durante el proceso de manufactura, por conexiones incorrectas en los módulos, espaciamiento entre las células, entre otras problemáticas que se pudieran presentar. 

El experto de DNV, entidad de certificación líder a nivel mundial -antes reconocida bajo las siglas  DNV GL-, resaltó la necesidad de solicitar cartas de crédito, aumentos de garantías y otras alternativas, en caso de no contar con certificaciones, pero en tanto y en cuanto estas se estén gestionando. 

“Este salto tecnológico podemos dirigirlo y saber hacia dónde va. Puede ser un salto con una tecnología completamente nueva, la cual puede ser mitigada de cierta forma con otras tecnologìas que ya llevan cierta experiencia y evolución.

Otra de las formas más fáciles de mitigar riesgos y saltos tecnológicos es con plantas piloto, donde se instala cierta capacidad de los proyectos con nueva tecnología, lo que permite generar track record para las plantas. 

También se pueden hacer pruebas con laboratorios independientes, cartas de crédito por parte de los fabricantes de los equipos -los cuales, pueden ayudar a mitigar el riesgo- los aumentos de garantía tanto de potencia, degradación y de la vida útil del producto también son una forma de mitigación, la revisión de forma exhaustiva de la calidad de fabricación y de los materiales que ahí se utilizan”. 

Ese riesgo inherente que menciona Diaz incluye toda la cadena productiva, ya que estos pueden verse afectados durante la fabricación, transporte e instalación y es necesario contar con ciertos procedimientos que estén estandarizados y certificados acerca de qué se puede y no hacer.

Como respuesta, empresas como Trina Solar optimizaron desde la producción hasta el empaquetado, desarrollando nuevos conceptos para garantizar la mejor calidad desde la fábrica a la planta. Los detalles se pueden conocer en el siguente video.

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Preocupa el 5% de impuesto para energía solar de la reforma tributaria en Colombia

La propuesta contenida en el proyecto de la reforma tributaria que se conoció hoy puede poner en riesgo la participación e incluso la oferta de precios en la subasta del contrato de largo plazo anunciada por el Gobierno y con la cual se busca incentivar la generación con fuente de energía renovable en Colombia como lo es la solar.

Esto puede ser así porque dentro de los puntos que vemos en el borrador de reforma y que atañen al sector de los energéticos encontramos el de gravar, con un IVA del 5%, al inversor de energía para sistema de energía solar con paneles, a los paneles solares, al contralor de carga para sistema de energía solar con paneles.

Esto se convierte en un impacto fuerte para los proyectos de generación de energía en donde la fuente primaria de generación es la solar. El impacto se explica en que para este tipo de proyectos los paneles y los inversores tienen un alto significado desde el punto de vista de capital de inversión. Si hay un incremento a partir del pago de un 5% del IVA puede ser que algunos promotores tengan que volver a revisar los tiempos de retorno de su inversión y en ese instante pueden descartar su interés en participar en la subasta.

Otro impacto es que, a partir del Plan Nacional de Desarrollo, la Ley 1955 de 2019, varios promotores en sus análisis no consideran el pago del IVA. Pues bien, si la reforma pasa como está en el borrador, algunos promotores pueden ver mas estrecha su utilidad y ahí tendremos otra razón para desertar y no participar en la subasta o presentarse, pero con precios superiores, lo cual les restaría competitividad.

Por último, otro impacto tiene que ver con el Capex y el Opex de los proyectos de generación de energía con fuente solar. En relación con el Opex los promotores tendrían que hacer una mayor provisión para reposición de paneles porque cuando la planta ingrese a operación comercial puede presentar necesidades de cambio en sus paneles. Lo cual incrementa la estimación del Opex.

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Siemens Gamesa suministrará a ENGIE las turbinas para el mayor parque eólico de Perú

Se trata del primer parque eólico de ENGIE Energía Perú en el país. En la actualidad, la nación andina cuenta con una capacidad eólica instalada de 400 MW, distribuidos en ocho parques, y pretende triplicar su generación de energía limpia para 2030. De esos 400 MW, Siemens Gamesa ha instalado 164 MW.  

«Estamos muy orgullosos de que un cliente clave como ENGIE Energía Perú haya confiado en nosotros para este proyecto en Perú, un mercado con potencial para convertirse en un referente en la región», dijo Jorge Lobatón de la Guardia, Onshore Managing Director de Siemens Gamesa Latam. 

Punta Lomitas, ubicado al sur del país en la región de Ica, estará equipado con 50 unidades de la turbina SG 5.0-145, y se espera que entre en funcionamiento en el primer trimestre de 2023. Las turbinas tendrán una potencia flexible de entre 5 MW y 5,2 MW. Además, el pedido incluye un contrato de operación y mantenimiento a largo plazo.  

ENGIE cuenta con un total de 10 GW de potencia eólica instalada en todo el mundo, de los cuales un 20% se ha realizado con tecnología de Siemens Gamesa. 

«Punta Lomitas es un claro ejemplo de nuestro compromiso con el desarrollo de la energía renovable en Perú y la transformación hacia una economía neutra en carbono», ha subrayado Rik De Buyserie, CEO de ENGIE Energía Perú. 

La historia de la energía eólica en Perú comenzó en 1996 con los primeros proyectos piloto hasta que en 2006 se desarrollaron los primeros grandes proyectos. El gobierno peruano se ha comprometido a alcanzar el 15% de generación de energía limpia para 2030. 

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Martínez habló de los conflictos sociales en Neuquén

El Secretario de Energía, Darío Martínez, afirmó acerca del conflicto en Neuquén entre el gobierno provincial y los trabajadores de la Salud, que derivó en cortes de rutas hacia los yacimientos petroleros, que “el Gobierno Nacional y la Secretaría en particular, queremos que el conflicto se resuelva porque su duración y su modalidad, han generado la parálisis de los trabajos de perforación de pozos de gas que con gran esfuerzo venían desarrollando los trabajadores y todas las empresas del sector, lo que retrasará y disminuirá la producción de gas argentino, cuando tanto lo necesitamos siempre, y este invierno en particular”. 

Oriundo de Neuquén, Martínez -ex diputado nacional del FDT- afirmó además que “también procuré junto al ministro de Trabajo destrabar el conflicto gremial que se produjo con los trabajadores petroleros” (por cuestiones salariales, y que esta enmarcado por el dictado de una Conciliación Obligatoria) .

Y detalló que “estuve en contacto con el jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, con el presidente de nuestro bloque de diputados nacionales, con autoridades del Poder Ejecutivo Provincial, con directivos de YPF y de otras empresas productoras, con el objeto de encontrar caminos de resolución del problema”. “Como un neuquino más quiero pedirle al personal de salud de mi provincia y al Gobierno Provincial (del MPN) que extremen los esfuerzos para resolver con el diálogo este conflicto”. pidió Martínez.

“Siempre estuve, y lo estoy ahora, a disposición de los neuquinos y del gobierno de mi provincia para impulsar proyectos y colaborar en resolver problemas”, afirmó el funcionario nacional.

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López Obrador impulsa contrareforma que limita la participación privada en el sector petrolero

Andrés Manuel López Obrador lo dejó entrever a finales de marzo, cuando envió la iniciativa a la Cámara de Diputados. La contrarreforma del sector de los hidrocarburos busca facilitar la suspensión de permisos de compañías privadas en nombre de lo que el presidente llama “soberanía energética”. “Es imperativo el fortalecimiento de las empresas productivas del Estado mexicano como garantes de la seguridad”, reza, en referencia a Petróleos Mexicanos (Pemex) el texto remitido al Poder Legislativo que este miércoles ha tenido el visto bueno del pleno de la cámara baja. La propuesta se enfrentará a muchos obstáculos, ya que contraviene no solo la reforma constitucional energética aprobada por la Administración anterior, sino también acuerdos comerciales con Estados Unidos y Canadá, y la Unión Europea.

La reforma a la Ley de Hidrocarburos, aprobada por 292 votos a favor frente a 153 en contra y 11 abstenciones, abre la posibilidad de que el Gobierno expropie las operaciones de privados, explica el analista especializado en energía Gonzalo Monroy. “Tiene que ver con la suspensión arbitraria, indefinida”, dice Monroy. “Combinada con la posibilidad de que el Estado pueda suplantar con la empresa del Estado [u otro] en las operaciones, sin indemnización de por medio, es muy malo”. La iniciativa le permitiría al Estado alegar que por atentar en contra de la seguridad nacional o energética, o la economía nacional, las operaciones de privados que cuenten con permisos para operar pueden ser intervenidas. Le correspondería al permisionario, asegura Monroy, demostrar que la situación se ha resuelto y lo tendría que hacer “sin indemnización ni tampoco reconocimiento de costos o contraprestación por uso de las instalaciones”.

Estos tres condicionales, es decir, atentados en contra de la seguridad nacional, la seguridad energética o la economía nacional “son tres conceptos que significan todo y significan nada”, dice Óscar Ocampo, analista e investigador del sector energético para la organización sin fines de lucro el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), “porque no hay criterios de qué es algo que pone en riesgo estas cosas. Eso es lo que es lo más peligroso de la iniciativa, que no quedan claros los criterios bajo los cuales van a funcionar Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía”.

Ocampo coincide con Monroy en que esta es una propuesta que, a diferencia de la enviada por el presidente para reformar el sector eléctrico, “sí se habla propiamente de una expropiación directa”, ya que el Estado tendría la facultad de que una empresa productiva del Estado pueda operar en instalaciones privadas. “Esta reforma es un traje a la medida para beneficiar a Petróleos Mexicanos y por lo mismo tiene ningún componente de mejores servicios o mejorar precios”, asegura Ocampo. De pasarse, Ocampo espera que se enfrente a múltiples amparos y obstáculos legales, ya que conviene acuerdos comerciales regionales como el Transpacífico, así como el T-MEC con EE UU y Canadá y el acuerdo con la UE.

El 8 de abril, la Comisión Federal de Competencia Económica recomendó al Congreso no aprobar esta iniciativa argumentando que “de aprobarse en sus términos, la iniciativa con proyecto de decreto por el que se reforma y adiciona la Ley de Hidrocarburos afectaría negativamente el proceso de competencia y libre concurrencia de la cadena de valor de los hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, lo que podría resultar en una disminución de la oferta de bienes y servicios en la industria, con el consecuente aumento en los precios que pagan por ellos las familias y empresas mexicanas”.

El impacto en la economía mexicana no solo se verá afectado en términos de competencia, también en la incertidumbre y líos legales en que quedan inversores en el país. La reforma propuesta sería retroactiva, explica Monroy, por lo que las “empresas que podrían exportar petróleo, producto de la reforma pasada en la Administración anterior, ahora ya no puede hacerlo libremente. Esto es una violación directa a los contratos”.

Esta contrarreforma, según el primer borrador del texto, replica la filosofía de la reforma del sistema eléctrico, que quedó paralizada por en los tribunales y que López Obrador ha amagado con desatascar a través de una reforma constitucional. El mandatario pretende enterrar la herencia de su antecesor, Enrique Peña Nieto, en todos los ámbitos, pero el sector energético es probablemente la punta de lanza de ese propósito. Y al igual que la reforma eléctrica, pese a la suspensión por parte de la justicia, se ha convertido en un desincentivo para la inversión y si finalmente entra en vigor tendrá un durísimo impacto económico y ambiental, según los expertos, también los cambios propuestos a la Ley de Hidrocarburos preocupan a los sectores productivos.

El IMCO destaca que la ley “afectaría el ya deteriorado clima de inversión que se observa en el sector energético desde el inicio de la actual Administración y especialmente a partir de la reciente aprobación de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica al atentar contra el Estado de derecho”. A eso se añade el déficit de vértigo que acumula la empresa paraestatal que se beneficiaría del plan. Pemex acumula más de 110.000 millones de dólares de deuda y López Obrador pretende de alguna manera rescatarla. “Con el propósito de que mantenga su papel preponderante en el sector de hidrocarburos, esta propuesta de reforma busca desplazar al sector privado que participa en dichas actividades”, continúa el IMCO en un comunicado.

El Gobierno y el partido del presidente, Morena, están decididos aprobar la nueva ley por la vía exprés, como ocurrió con la reforma eléctrica y en vistas de renovación de la Cámara de Diputados en las elecciones del próximo 6 de junio. Tras la aprobación en la Comisión de Energía, la discusión de la ley ha pasado enseguida al Pleno, donde la oposición ha manifestado su rechazo más absoluto a la iniciativa. El PRI y el PAN ha calificado de inconstitucional el intento de reforma. Movimiento Ciudadano ha desmontado el argumento de López Obrador según el cual estos cambios legales ayudarían a combatir la corrupción. El Partido Verde, aliado de Morena en el Congreso, también ha criticado la iniciativa al advertir de que la eliminación de la competencia también puede tener repercusiones ambientales. La formación de Gobierno defendió el proyecto como una herramienta para combatir el huachicoleo o tráfico ilegal de combustible.

Su alcance va mucho más allá, sin embargo, e impacta en la economía mexicana, en la percepción que del país tiene los inversores y continúa por la senda emprendida por López Obrador, que en su sexenio busca dejar huella en el sector energético. Según la tesis del consultor David Shields, quiere hacer historia a costa del sector eléctrico y de los hidrocarburos: “En México los presidentes nacionalistas que expropiaron y nacionalizaron son los grandes héroes”.

https://elpais.com/mexico/2021-04-15/mexico-abre-la-puerta-a-la-expropiacion-en-el-sector-de-los-hidrocarburos.html

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El precio del cobre supera los US$ 9.000 después de que Goldman lo llama el “nuevo petróleo”

El cobre reanudó su repunte, ya que los analistas y ejecutivos esperan que el aumento de la demanda y la baja oferta probablemente impulsen los precios aún más. El cobre para entrega en mayo subió un 2,51%, con futuros a 4,1310 dólares la libra (9.088 dólares la tonelada) en el mercado Comex de Nueva York.

El metal de referencia industrial es crucial en el impulso global por una economía más verde y, en este momento, el mercado se enfrenta a una escasez de oferta .

La recuperación pospandémica de EE. UU y el plan de infraestructura de la Administración Biden  están ayudando a generar impulso para los metales básicos.

Goldman Sachs prevé que los precios promedian 11.000 dólares por tonelada durante los próximos 12 meses, según Business Insider . Para 2025, el metal podría tener un precio de 15.000 dólares la tonelada, un aumento del 66%, dijo Goldman en un informe titulado «El cobre es el nuevo petróleo».

«Las discusiones sobre el pico de la demanda de petróleo pasan por alto el hecho de que sin un aumento en el uso de cobre y otros metales clave, la sustitución de petróleo por energías renovables no sucederá», dijo el banco.

Por lo tanto, la demanda aumentará significativamente, hasta en un 900% a 8,7 millones de toneladas para 2030, estima el banco. Si este proceso es más lento, la demanda seguirá aumentando a 5,4 millones de toneladas, o casi un 600%.

El presidente de minerales para las Américas de BHP, Ragnar Udd, expresó su optimismo por una demanda creciente en el futuro en la CRU World Copper Conference en Chile.

“Un gran ejemplo son los vehículos eléctricos. Los indicadores de política para la adopción rápida de vehículos eléctricos (EV) fueron claramente favorables durante los últimos (12) meses y hemos revisado al alza nuestras previsiones internas de penetración de vehículos eléctricos ”, dijo.

«Estos vehículos usan cuatro veces más cobre que los automóviles de gasolina, y también necesitarán más infraestructura para conectar las estaciones de carga a la red».

BHP espera que los objetivos mundiales de reducción de emisiones alineados con París aumenten más del doble la demanda de cobre y cuadrupliquen la de níquel durante los próximos 30 años.

 “Todo es cobre, cobre, cobre, cobre, cobre, cobre”, dijo el magnate minero Robert Friedland durante la Conferencia Mundial del Cobre CRU.

Las empresas mineras tendrán que ser «verdaderos héroes» y los gobiernos deberán aceptar la industria si el mundo quiere hacer una transición exitosa hacia la energía limpia y el transporte, dijo el copresidente de Ivanhoe Mines.

El estratega de metales de Goldman Sachs, Nicholas Snowdon, dice que las políticas ambientales impulsarán un auge de inversiones de capital a la par con las décadas de 1970 y 2000 en el transcurso de la próxima década y el cobre es el núcleo de la transición a la energía verde.

«Estimamos que casi $ 16 billones tendrían que destinarse a una infraestructura centrada en el medio ambiente para lograr los objetivos de descarbonización, en comparación con solo $ 10 billones en China durante el último superciclo». dijo Snowdon.

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Darío Martínez sobre el abastecimiento de gas: «Este invierno va a ser duro»

El secretario de Energía, Darío Martínez, participó hoy de una conferencia virtual organizada por el Club del Petróleo. El titular de la cartera energética dio detalles de la continuidad del Plan Gas Ar y las expectativas para incrementar la producción, aunque reconoció que “este invierno va a ser duro” porque se tendría que hacer lanzado con más tiempo.

Al mismo tiempo, anunció que el gobierno está redactando el reglamento para las exportaciones en firme de gas. También dio algunas precisiones sobre el proyecto de Ley de promoción de inversiones para el sector hidrocarburífero. Además, como era lógico, se refirió a los cortes de ruta en Neuquén que mantienen paralizada la actividad en Vaca Muerta y muchos de los yacimientos en la provincia. Es la primera vez que el secretario realizó declaraciones públicas desde que empezaron los cortes: “necesitamos que el conflicto se resuelva pronto”.
Las principales declaraciones de Darío Martínez en la conferencia del Club del Petróleo fueron:

Plan GasAr

-«Avanzamos en el Plan GasAr para frenar el declino en la producción. Licitamos en noviembre y adjudicamos en diciembre. Estamos trabajando contrarreloj. Lo que hoy está pasando en la cuenca Neuquina (el conflicto con cortes de ruta) afecta a los tiempos que tenemos. Sabemos que este invierno va a ser duro en cuanto a llegar con la producción necesaria».
-«Tenemos en claro que el Plan GasAr se hubiésemos lanzado antes para tener la provisión de gas necesaria».
-«Vamos a seguir apostando por el Plan GasAr porque es una excelente herramienta. En estos momentos estamos redactando el reglamento de exportaciones estivales en firme, que era uno de los compromisos que tenía el plan para aquellos que licitaban y participaban. Queremos seguir avanzando».

Ley de Hidrocarburos

-«El presidente nuevamente planteó la necesidad de enviar el proyecto de Ley de promoción de inversiones, en la cual estamos trabajando fuertemente. Nos instruyó a acelerar este proceso y para esto tenemos que diseñar una herramienta que permita promover las inversiones y potenciar -así- la producción de hidrocarburos».
-«Los argentinos van a hacer un esfuerzo enorme para poder concretar los beneficios especiales a todo el sector hidrocarburífero y lograr las inversiones necesarias, pero a cambio de ello vamos a necesitar que se multiplique la producción y las exportaciones, que se generen puestos de trabajo y que crezca la participación de las empresas regionales y nacionales en la cadena de valor».

-«La Ley va mucho más allá que el abastecimiento del país porque busca que la Argentina tenga saldos exportables. Va a ser un gran esfuerzo arancelario y tributario».
-«El proyecto de Ley va a ser una herramienta que no se van a enterar por los diarios, vamos a ponerla arriba de la mesa para discutir, como hemos hecho con el Plan GasAr».
-«Hay cosas que no podemos hacer en la Argentina y que son posibilidades que debe tener la industria para poder traerlas (importarlas), pero también necesitamos el fortalecimiento de proveedores locales sobre lo que sí podemos hacer en la Argentina».

Conflicto en Neuquén

-«Es una situación que necesitamos que se resuelva por múltiples motivos. Para el Plan GasAr es importante porque cada día cuenta mucho porque llegamos al límite. Pero necesitamos entender el concepto de licencia social: necesitamos que toda la sociedad funcione y por eso necesitamos involucrarnos todos».
-«Es un reclamo que se da en una pandemia y que surgió desde el sector de salud y hay que entenderlo. Pero necesitamos que se resuelva y vamos a colaborar con todo lo que sea necesario para que las partes lleguen a un acuerdo. Lo mismo con los trabajadores del sector, que ahora están con una conciliación obligatoria».

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El Gobierno lanzó un ambicioso plan de promoción de exportaciones

Solá y su equipo anunciaron a empresarios las 657 acciones comerciales previstas para este año. Adelantan que la demanda de los mercados se está recuperando. La pandemia produjo durante 2020 desplomes de gran magnitud en el comercio internacional. La dinámica del comienzo de este año refleja una acelerada recuperación. El Centro de Estudios Económicos de la Cancillería ya prevé una recuperación del 30% en los envíos al exterior y ventas por u$s70.000 millones. En ese marco la cartera que conduce Felipe Solá presentó el plan de promoción de las exportaciones 2021 que tiene previstas una batería de 657 acciones comerciales […]

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Estaciones de Servicio: diputados exigen que la Comisión de Energía trate los problemas

“Incertidumbre”, es la palabra que repiten los legisladores de la oposición que participan del espacio donde se debaten cuestiones relativas a la energía y a los combustibles. En ese contexto, el neuquino Francisco Sánchez, advirtió que hay temas que no pueden seguir postergándose. El diputado de Juntos por el Cambio, Francisco Sánchez, dijo que “existen muchos problemas en materia energética que afectan tanto a consumidores como a estacioneros, que desde diciembre de 2019 no se enfrentan”. En ese caso explicó que “los precios de los combustibles, siguen siendo una incógnita y mientras no haya una decisión clara sobre la política […]

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Gas licuado: licitaron la compra de 13 cargamentos para el buque regasificador

Los barcos con GNL llegarán a partir del 29 de mayo a la terminal de la empresa MEGA y se sumarán a otros 24 adjudicados para el puerto de Escobar. El objetivo: atender a la demanda invernal. La empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA, la ex ENARSA) licitó la compra de 13 cargamentos de gas natural licuado (GNL), para ser regasificados en el puerto de Ingeniero White entre el 29 de mayo y el 18 de agosto. La compra se suma a los 24 barcos con GNL que en marzo IEASA había adjudicado para el puerto de Escobar, y […]

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La secretaría de Energía y el puerto de Dock Sud acuerdan trabajar en conjunto en la evaluación y el control de la actividad hidrocarburífera

La decisión quedó plasmada en un convenio de colaboración que firmaron el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y la presidenta del Consorcio de Gestión del Puerto de Dock Sud (CGPDS), Carla Monraba. Las partes acordaron trabajar en conjunto para evaluar y mejorar los mecanismos de control, seguridad y desarrollo de actividades en el polo hidrocarburífero de Dock Sud. Se busca actualizar alcances, especificaciones y restricciones de ingreso al puerto para promover la mitigación temprana de acciones irregulares que perjudiquen el medioambiente. Junto al secretario de Energía y la presidenta del CGPDS estuvieron presentes la subsecretaria de Hidrocarburos, […]

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Pablo González y Diego Santilli en el estreno de YPF: buenas coincidencias a futuro

Ocurrió una mutua devolución de intención de cooperación entre el presidente de YPF, Pablo González, y el vicejefe de Gobierno porteño, Diego Santilli, al presentar la petrolera su nueva imagen de estación de servicio. En Juan Bautista Alberdi 100, Ciudad de Buenos Aires, barrio de Caballito, la empresa YPF presentó la 1ra. estación de servicio reconvertida, la N°6 en el país y con el objetivo de sumar 320 hasta fines de 2022. Además de la modernidad en que también invirtió la empresa familiar Rerife, de los Ciancio, la ocasión permitió un mensaje político muy impactante en días en los que […]

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El “Centro Universitario PyMe”: apoyará a proveedores de Vaca Muerta

El secretario de la Pequeña y Mediana Empresa y los Emprendedores de la Nación del Ministerio de Desarrollo Productivo de la República Argentina, Guillermo Merediz, el intendente de Florencio Varela, Andrés Watson y el rector de la Universidad Nacional Arturo Jaureche (UNAJ), Ernesto Villanueva, realizaron la presentación del Centro Universitario PyME en la institución académica. “Este gobierno va a estar presente para acompañar a las pymes cuando sea necesario”, afirmó Merediz. Guillermo Merediz explicó que “como muchas veces las pequeñas y medianas empresas no tienen los medios para desarrollar planes de infraestructura para adecuarse a los cambios tecnológicos o a […]

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Brasil: se estudia subsidiar combustible doméstico con ingresos de subasta de crudo

El Gobierno de Brasil está considerando usar parte de los ingresos de una próxima subasta de petróleo para crear un fondo que proteja a los consumidores domésticos de las variaciones de los precios de los combustibles, dijo una fuente confiable. Los ingresos provendrían de una subasta programada para noviembre de los campos petroleros de aguas profundas Atapu y Sepia, frente a la costa sureste de Brasil, dijo el lunes la fuente, que solicitó la condición de anonimato debido a que las discusiones son privadas. Si bien aún no se sabe cuánto dinero recaudará la subasta, el gobierno cree que podría […]

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Protesta de personal sanitario afecta al sector de hidrocarburos

Un reclamo salarial de personal sanitario de la provincia argentina de Neuquén, la mayor productora de hidrocarburos del país suramericano, ha comenzado a afectar severamente la actividad de las empresas petroleras, que han advertido que está en riesgo el abastecimiento de combustibles y gas a todo el país. El conflicto se inició hace casi 50 días, cuando parte de los trabajadores de la salud de Neuquén rechazaron el aumento salarial del 12 % acordado entre el sindicato de empleados estatales y el Gobierno provincial, pero se agravó hace ocho días, cuando los denominados trabajadores autoconvocados iniciaron cortes en las rutas […]

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Reclamos en la Cuenca San Jorge: los motivos

El reclamo de los trabajadores es por aumentos pendientes del año pasado. Los petroleros -analizando el índice inflacionario y la actualidad del sector- señalaron que menos de un 30 o un 35% no se podía pedir, dijo este miércoles Jorge Avila, secretario general del Sindicato Petrolero local, al emitir un documento indicando los motivos de la medida de fuerza. “Es una situación que venimos teniendo de arrastre, cuando en 2019 se le dio aumentó a otros sectores y nosotros solamente tuvimos una suma fija que ayudó, pero no era lo que fuimos a buscar porque ya había una crisis petrolera. […]

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Petroleros: van a un paro exigiendo un 30% de aumento salarial

La medida de fuerza es nacional. En Chubut piden además que se resuelva la situación de 500 trabajadores que aún cobran una parte de su salario pero sin realizar tareas efectivas. El paro petrolero lanzado en todo el país tiene como disparador la falta de acuerdo en la discusión paritaria con las operadoras del sector, que ya habían anticipado semanas atrás su expectativa para llevar la discusión hasta la segunda mitad de este año. En el caso particular de Chubut, además de la recomposición salarial queda por resolver la situación de 500 operarios que están bajo el régimen previsto por […]

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Advierten demoras injustificadas de la UPME en trámites para energías renovables

Uno de los requisitos que debe cumplimentar un proyecto de energía eléctrica para poder construirse en Colombia es que el operador de red emita un concepto favorable sobre su estudio de conexión. De este modo el Estado se hace de un control sobre cómo una nueva planta interactuará con todo el sistema.

De aprobarse ese concepto, luego es la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) quien lo analiza y, según la situación, lo aprueba.

Pero desarrolladores de proyectos están denunciando que el ente de planeación energética recibe el concepto favorable del operador de red pero luego el trámite queda demorado bajo el concepto “Supeditado a expansión”.

“Con esto la UPME dice que necesita ampliación de capacidad, pero cuando se le pregunta de qué trata tal ampliación, ya que el operador de red no la solicita, y quién debe afrontar esa ampliación, si nosotros (los privados) o el Estado, la UPME sólo repita que falta ampliación, sin dar justificaciones de nada”, reclama un desarrollador damnificado, en diálogo con Energía Estratégica.

No se trata de casos aislados, advierte la fuente, que prefirió no revelar su identidad. Según el último reporte de proyectos de generación elaborado por la UPME, en total, bajo el concepto de “supeditado a expansión”, se encuentran un total de 76 emprendimientos de energía eléctrica, por un total de 6.581 MW.

De ellos, 62, por 4.529,5 MW, son renovables, en su mayoría eólicos (15 por 2.321 MW) y solares fotovoltaicos (36 por 1.713 MW). El resto del padrón “supeditado a expansión” lo constituyen 11 emprendimientos hidroeléctricos, por 494 MW, y 14 térmicos por 2.052 MW.

Cabe destacar que algunos de los emprendimientos están bien justificados, como es el caso de los eólicos de La Guajira adjudicados en la subasta de renovables pasada y en la de Cargo por Confiabilidad, como Casa Eléctrica (180 MW) o Windpeshi (200 MW), por mencionar algunos, que están a la espera de la expansión de la línea Colectora 1.

Pero otros emprendimientos, sobre todo solares fotovoltaicos, se encuentran con la incertidumbre de no saber cómo se resolverá esta “supeditación” y en qué plazos se deben aguardar.

“Se pierde mucho dinero esperando este tipo de cosas de las que se desconoce su resolución. Estamos pagando el alquiler de predios, ingenieros. Además nos complica la negociación de PPAs y el trato con los inversionistas, que ante esta incertidumbre amenazan con recoger sus maletas y e irse a otras latitudes”, se queja uno de los damnificados.

La fuente asegura que las demoras de todos estos trámites del organismo de planeación pueden tardar más de dos años en definirse. “La UPME no está siendo proactiva. Ante un problema así nos tiene que convocar para que podamos resolverlo. Están actuando de manera muy pasiva ante una situación que se torna compleja pero es muy fácil de resolver”, remata el desarrollador de proyectos.

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Diego Werner: «Si se liberan los megavatios habría otros interesados en tomarlos y ejecutar proyectos nuevos»

Diego Werner, Director Técnico de Aires Renewables, opinó sobre los contratos detenidos que fueron adjudicados al Programa RenovAr y las oportunidades del Mercado a Término para tomar la capacidad disponible.

“Hay una serie de megavatios que no se construyen y se está a la espera de las decisiones de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) y Secretaría de Energía”, comentó.

“Sé que se están intentando ejecutar garantías de proyectos que no avanzaron, aunque no creo que haya muchas posibilidades de hacerlo dada la pandemia y los cambios considerables en el país”, agregó. 

Sin embargo, ante esta situación, el especialista declaró que “existe mucho interés en el mercado y si se liberan los megavatios, habría otros interesados en tomarlos y ejecutar proyectos nuevos”. 

Justamente el mercado que apunta Werner es MATER, ya que considera que “tiene mucho potencial de crecer”. ¿Por qué? “Muchos quieren volcarse a dicho mercado porque hoy en día casi no hay megas disponibles y empezaron a subir los costos de la energía para los grandes usuarios”, explicó. 

“Además hay muchas oportunidades de autogeneración ya que varias empresas ven subir los costos de energía y piensan en proyectos de esta índole”, añadió. 

Sin embargo, pese a que haya espacio para profundizar en materia renovable, Diego Werner remarcó que “hay poca claridad de parte de las autoridades y megavatios que no se harán que ocupan capacidad y que no se harán, aunque si se liberan, fácilmente pueden ser tomados por otros interesados”. 

Una de las particularidades para el crecimiento a corto plazo que notó es el desarrollo de proyectos de mediana escala, por ejemplo hasta 15 MW, tal como se hizo en la tercera ronda Programa RenovAr – MiniRen, y que bajo su punto de vista “es la forma en la cual sucede en mercados más maduros como Chile”. 

“Creo que Argentina debería seguir ese camino porque tiene excelentes oportunidades y RenovAr 3 fue una pequeña muestra. El gobierno debería marcar la senda del crecimiento de las renovables, además en proyectos que son más fondeables, incluso en pesos por la particularidad económica actual”, opinó. 

Una de las temáticas que surgen en relación a la resolución de los contratos en stand by, la liberación de capacidad de transporte y la continuidad de las energías limpias, es el objetivo que para 2025 el 20% del consumo nacional de energía eléctrica sea cubierto por fuentes renovables. 

Al respecto, Director Técnico de Aires Renewables, cree que es posible alcanzarlo, aunque entiende que “hay que tomar las riendas del asunto”, pero “todavía no se ha visto que el gobierno tenga acción en materia de renovables”. 

“Cuando haya una planificación y una línea clara de la política energética de mediano y largo plazo, se puede llegar al objetivo plasmado en la ley e incluso superarlo”, concluyó. 

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Dominicana establece en 15 años los contratos PPA para renovables y serán con las distribuidoras

El ministro Antonio Almonte fue felicitado por varios de los empresarios, quienes dijeron que no habían participado en el pasado de un encuentro de esa naturaleza, ni que se mostrara esos niveles de transparencia para la realización de sus negocios.

Durante el encuentro, realizado en el salón Julio Negroni de la CDEEE, el ingeniero Almonte explicó que para el Gobierno era importante la transparencia en la firma de los contratos para energía eólica y solar en la modalidad PPA (para contratos de compra de energía limpia a largo plazo).

Indicó que al desaparecer la CDEEE los contratos se firmarían a través de las Empresas Distribuidoras de Energía (Edenorte, Edesur y Edeeste) y las empresas a ser favorecidas con los PPA están obligadas a reunir una serie de condiciones indispensables antes de la autorización.

Entre las condiciones citadas por el ministro Almonte figura que la concesión esté vigente, que esté al día su permiso medioambiental, que no tenga objeciones de conexión al sistema de transmisión eléctrica (ETED) y que cada ofertante tenga una carta de aceptación de los precios de referencia recientemente publicados por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Señaló que la rapidez del proceso depende de cada uno de los ofertantes y de que cumplan con esos requisitos previo a la firma de los PPA. Se ha establecido que la duración máxima de estos contratos de PPA sea 15 años.

Las inquietudes de los inversionistas giraron en torno a identificar los responsables de firmar los contratos; garantías de representación ante la banca privada e internacional y que se busquen fórmulas para simplificar procesos y reducir costos de los arbitrios municipales.

Tanto Jaime Linares, del Parque Electro Solar, como Alfonso Rodríguez, de Monte Plata Solar, fueron reiterativos en agradecer la actitud de las autoridades del MEM por la apertura y la transparencia con que procuraban la nueva línea de negocios.

Almonte compartió la mesa principal con el viceministro de Energía, Rafael Gómez; con el director ejecutivo de CDEEE, George Reynoso; el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Edward Veras y la asesora legal, Mirna Amiama.

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Energe instala el primer inversor GEN24 de Fronius en Argentina

El desarrollo de tecnologías para el segmento solar fotovoltaico continúa en ascenso, puede verse en el aumento de eficiencia y potencia en paneles, en la versatilidad de inversores, el costo de kWp, entre otras. Esto resulta relevante dentro de un contexto de aumento de la demanda de estos sistemas a nivel global.

En este caso, la buena noticia es que una de las marcas líderes en esta tecnología y proveniente de Austria, Fronius, ha lanzado recientemente su línea de inversores GEN-24 y su primera instalación en Argentina fue conseguida a través de la firma ENERGE quien es distribuidor oficial de la marca europea en el país.

Estos modelos llegan luego de crear gran expectativa a partir de su gran desempeño y por sus características entre las que se encuentran la extensión significativa de la vida útil gracias a la tecnología de ventilación activa que hace casi nulo su mantenimiento, su facilidad de instalación y desde su funcionamiento se destaca:

– La función básica de energía de emergencia integrada (PV Point) que es una salida específica del equipo para suministrar electricidad, hasta 3 kW(@220V , en caso de un corte eléctrico se activa automáticamente (esto en ocurre si hay radiación solar en ese momento).

– Su solución de energía de emergencia (Full BackUp) funciona en combinación con un sistema de almacenamiento y suministra cargas monofásicas y trifásicas según el equipo, por ejemplo, para luces, heladera, módem e internet, portón eléctrico, entre otras, siempre que haya suficiente energía disponible.

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Crece la demanda en Yucatán y las empresas afinan proyectos de energías renovables

Benigno Villarreal, Director General de Vive Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica y confirmó que, a pesar de los últimos acontecimientos en materia energética, llevan a cabo desarrollos de proyectos con una menor velocidad que antiguamente. 

“Somos muy cautos con el recurso de nuestros inversionistas para tratar de llevar a estos proyectos a buen término y buen puerto para que puedan ver la luz de materialización en un período de cuatro años a partir de ahora”, aseguró. 

¿Dónde? Si bien la compañía posee presencia nacional, decidió concentrar sus esfuerzos en la península de Yucatán, en el extremo sureste de México. Al respecto, Villarreal señaló que “es en virtud de la gran necesidad de generación en sitio que posee dicho territorio”.

Benigno Villarreal de Vive Energía

“Vemos que la zona peninsular tiene un crecimiento de demanda energética, año por año, poco menor al 10%, cuando en el resto del país el orden se encuentra alrededor del 3%”, agregó. 

Además, el especialista opinó que dicho crecimiento de la demanda en la península es reflejo de las “atinadas” políticas de desarrollo económico regionales, las cuales, según su visión “llevaron a convertir a la península y el Estado de Yucatán en un motor económico importante del país”. 

Por otra parte, el Director General de Vive Energía no fue ajeno al planteamiento de la nueva política energética que la administración actual busca llevar adelante, hecho que ha generado que las inversiones en las fuentes renovables se hayan ralentizado. 

Sin embargo, apuntó que “al mismo tiempo implica que el mercado mexicano se volverá en un mercado de oportunidad hacia adelante del mediano al corto plazo”. Incluso destacó que “las políticas que atentan contra las renovables, en México o en cualquier parte del mundo, son insostenibles desde un punto de vista ambiental y económico”.

Frente a ello, Benigno Villarreal marcó que nuevamente se verá la apertura de oportunidades en renovables cuando lleguen mejores criterios de aplicación en las disposiciones energéticas.

Y su comentario no está dirigido necesariamente a un cambio de gobierno federal, sino que “es posible que con esta misma administración puedan llegar mejores criterios que otra vez pongan a México en la ruta del desarrollo”.

Contratos a revisión

Tiempo atrás el especialista vio con buenos ojos que se revisen contratos de energías renovables en México, temática que actualmente continúa dentro de los planes de Andrés Manuel López Obrador. 

Pero para que no se generen confusiones, Villarreal manifestó que “eso le permitiría a quien decida hacerlo tener un mejor entendimiento de todo el proceso mediante el cual se llevaron a cabo su suscripción, y eso debería tener como único resultado la validación de los mismos y del sector”. 

“Es una oportunidad para demostrar que las cosas estuvieron bien hechas y que servirían como ejemplo para un ejercicio para el desarrollo de las energías renovables y para futuras generaciones”, expresó. 

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Patricia Forjan: «no creemos que hayan licitaciones ahora porque ha bajado el precio y hay nueva generación entrando»

La Secretaría Nacional de Energía en Panamá ha venido prestando atención al sector energético renovable en los últimos años y, aún con cambios en el Gobierno, se ha demostrado un interés por la diversificación de la matriz a través de una normativa que brinda seguridad al inversor a largo plazo. 

No obstante, desde el sector privado distintos referentes advierten que la caída del precio de la electricidad, el ingreso de proyectos a partir de gas y la alerta por una eventual sobrecapacidad ha bajado las expectativas del segmento utility scale eólico y solar en este 2021.   

Por eso, empresarios aguardan por señales concretas del Gobierno para impulsar nuevos desarrollos renovables en Panamá que colaboren al cumplimiento de la Agenda de Transición Energética. 

“Licitaciones no hay. Las hubo en el 2012 y no creemos que hayan ahora porque ha bajado el precio muchísimo y hay nueva generación entrando”, opinó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá. 

Y advirtió: “Una situación que se da ahora en Panamá es que hay quienes tienen plantas pero no tienen a quién venderle energía en estos momentos. Los Grandes Clientes están copados al 100%. ¿A quién vender la energía si el spot a veces llega a cero los fines de semana?”.

El año pasado, el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, adelantó que desde el Gobierno evaluaban convertir ciertas instituciones del Estado en Grandes Clientes y convocar al sector para compras conjuntas con aquellas dependencias. Esta noticia puso en vilo al sector. Pero aún no hay anuncios oficiales de cuánto, cuándo y cómo podría concretarse. 

En su momento se calculó que el consumo de electricidad por cubrir sería cercano a un 10% de la demanda diaria en el país. Por eso, Rivera Staff precisó en exclusiva para Energía Estratégica: “Podríamos estar hablando de entre 150 MW y 200 MW de nueva capacidad para cubrir esa demanda”.

Al respecto, la referente de Ecoener en Panamá consideró que al sector le interesaría mucho saber si el gobierno mantiene esa idea, si valorarán las externalidades de las energías renovables y si podrá llegar a definiciones para comunicar este año.

“Es cierto que eso sería maravilloso. Pero bueno, por cómo los precios han caído, no lo sé. Habrá que ver cómo sería la licitación que plantean. Ojalá fuera cierto. De serlo, las plantas de gas se podrían posicionar más en precio pero no son energías renovables, estas serían nuestro peor competidor”.

En tanto, Ecoener proyecta sumar en Panamá entre 50 y 60 megavatios solares en tres años producto de alianzas y contratos con distintos clientes en el país. Además, mientras amplía su presencia en Centroamérica con otros tantos proyectos renovables, como uno fotovoltaico en Honduras, del otro lado del Atlántico avanza con nuevos proyectos eólicos en las Islas Canarias y desde la matriz ya anuncian que ampliarán capital por 200 millones en su salida a Bolsa.

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Jobet: “A fin de este año la capacidad instalada renovable llegará a más del 60%”

“Hoy estamos desarrollando más energía renovable que nunca en nuestra historia. Nuestra estimación es que sólo en este 2021 entrarán en operación más de 6 GW de capacidad, y en energía solar y eólica, vamos a inaugurar este año más capacidad que en toda la historia, desde que se inauguró la central Canela, de la entonces Endesa, en 2007”, celebró Juan Carlos Jobet, Biministro de Energía y Minería de Chile.

Ayer, durante el Encuentro Anual de las Energías Renovables, organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), el funcionario estimó: “proyectamos que a fin de este año, la capacidad instalada renovable llegará a más del 60%”.

De acuerdo al último reporte de ACERA AG (ver en línea), publicado recientemente con datos actualizados hasta el mes de marzo, la capacidad instalada renovables no convencionales (ERNC) llega a los 8.773 MW, lo que representa el 31% de la matriz eléctrica chilena, la cual se constituye de 28.183 MW.

Fuente: ACERA AG

Según el informe, “durante marzo de 2021, la generación de energía eléctrica proveniente de fuentes ERNC alcanzó el 23,6%” y con respecto al mismo mes del 2020 “la generación de energía eléctrica ERNC aumentó en un 27,2%”.

La maduración de las fuentes de energías renovables en Chile están generando un escenario propicio para la generación de hidrógeno a precios altamente competitivos.

Sobre este aspecto Jobet se pronunció: “A través del hidrógeno y sus derivados, podremos exportar parte de nuestro enorme potencial renovable, y diferenciar además otros sectores, como la agricultura, con fertilizantes verdes”.

“La electricidad barata y renovable ya está atrayendo enormes inversiones en data centers, por ejemplo, grandes consumidores de electricidad”, destacó el funcionario.

En esa línea, Jobet concluyó su ponencia haciendo una importante reflexión: “la transformación del sector eléctrico nos abre la oportunidad de cambiar la identidad productiva del país. Y en los años que vienen, que serán decisivos para Chile, sigamos trabajando juntos para construir ese país más justo, más sustentable y más próspero que todos soñamos”.

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Proponen modificar leyes dominicanas del sector energético para sumar más vehículos eléctricos

El diputado Hamlet Melo viene trabajando hace más de un año en el Proyecto de ley de incentivo al uso de vehículos cien por ciento de motores eléctricos mediante modificaciones a leyes vigentes. 

Si bien su propuesta interviene en mayor medida aquel marco que estimula la importación de vehículos de energía no convencional (Ley 113-13) y la ley de Movilidad (Ley 63-17), también podría agregar incisos vinculados al desarrollo del parque automotor eléctrico y su recarga en la Ley General de Electricidad (Ley 125-01) y la ley que fomenta el desarrollo de nuevas formas de energía provenientes de recursos naturales renovables (Ley 57-07). 

Uno de los fundamentos principales que se utilizan en el proyecto contempla que esta alternativa de vehículos colaboran a la mitigación de los impactos ambientales negativos de las operaciones energéticas con combustibles fósiles, y que aquel beneficio que sería hoy para toda la población encuentra barreras normativas.

“Hay un sinnúmero de agravantes que hoy en día República Dominicana tiene, pero estamos confiados de que en los próximos días se va a hacer la modificación de la Ley 113-13 y se empezarán a atender otros temas que también afectan a la movilidad”, indicó el diputado a Energía Estratégica.

Y agregó: “tengo previsto reunirme con empresas dominicanas eléctricas y de cargadores para que me den cualquier sugerencia que tenga que ver con cambios al marco regulatorio de su sector. La idea es que podamos unir criterios”.

Entre los desafíos regulatorios que el diputado Melo compartió con este medio destacamos:

“La Ley General de Electricidad indica que la comercialización de energía eléctrica está autorizada únicamente para las empresas de distribución de electricidad. El marco regulatorio actual no permite al distribuidor comercializar energía eléctrica para la carga de vehículos cobrando un cargo por potencia instalada y consumo de electricidad, lo que impide la recuperación de las inversiones en instalaciones de carga. 

Se requeriría de una modificación reglamentaria que contemple las instalaciones particulares.

La elaboración de un reglamento para la prestación y venta del servicio de carga en vehículos eléctricos. El reglamento puede definir los modos de participación en el suministro de carga y los requerimientos para la participación de los distintos agentes de mercado. Además, se recomienda definir una nueva tarifa que permita gestionar la demanda y a la vez promueva la instalación de estaciones de carga públicas”.

Por otro lado, el Proyecto de Ley compartido por el diputado Melo propone puntualmente modificar el artículo 5 de la ley  No.57-07 y añadir el siguiente inciso:

“j)  Vehículos  100 por ciento eléctricos 

Párrafo I.- Estos límites establecidos por proyecto podrán ser ampliados hasta ser duplicados, pero sólo cuando los proyectos y las concesiones hayan instalado al menos el 50% del tamaño original solicitado y sujeto a cumplir con los plazos que establezcan los reglamentos en todo el proceso de aprobación e instalación, y se haya completado el financiamiento y la compra de al menos el 50% del proyecto original. La ampliación de concesiones seguirá la tramitación administrativa de las concesiones, de acuerdo con lo indicado en el Artículo 15 para las concesiones en el régimen  22 Ley número 57-07 especial de electricidad y en el artículo para el régimen especial de biocombustibles.

Párrafo II. En el caso de potenciales hidroeléctricos que no superen los 5 MW, el Estado permitirá y otorgará concesiones a empresas privadas o particulares, que cumplan con los reglamentos pertinentes de la presente ley, interesados en explotar los potenciales hidroeléctricos existentes naturales o artificiales que no estén siendo explotados, aún en infraestructuras del propio Estado. Como excepción al PÁRRAFO IV del Artículo 41 y 131 de la Ley General de Electricidad. Dichas concesiones hidroeléctricas a empresas privadas, o a cooperativas o asociaciones, deberán estar sujetas a requisitos de diseño y operación donde se salvaguarden los usos del agua alternos y prioritarios, de manera que éstos no resulten perjudicados por el uso energético del agua y, al respecto, los reglamentos complementarios a la presente ley deberán contemplar hacer cumplir este objetivo, junto con los requisitos medio ambientales de protección de las cuencas”.

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Paro petrolero: sindicatos ofrecieron extender paritaria 2020 hasta noviembre a cambio de un 30% de aumento

Los sindicatos petroleros de todo el país convocaron a un paro de actividades por 24 horas luego de no alcanzar un acuerdo salarial con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos. Los trabajadores venían reclamando una recomposición de la paritaria 2020-2021 que vence el 31 de mayo. El aumento que consiguieron el año pasado fue de apenas el 15%, pero ahora que el precio del crudo subió y la demanda de combustible se fue recomponiendo pidieron un 30% adicional para igualar a la inflación del período. Las empresas no cedieron y eso derivó en el paro, aunque los gremios terminarán acatando la conciliación obligatoria que dictó el Ministerio de Trabajo.

Lo primero que respondieron las empresas petroleras es que no estaban en condiciones de dar un 30% ahora porque en la paritaria que empieza a regir a partir del 1 de junio los gremios iban a pedir otro 30% o 35% y un aumento de 60% o 65% en el año es una cifra que consideran inviable.

Para tratar de destrabar la negociación, en la reunión virtual que las partes mantuvieron este miércoles los gremios volvieron a insistir con el 30%, pero a cambio ofrecieron extender la vigencia de la paritaria actual hasta el próximo 31 de octubre. De ese modo, podían mostrar ante sus bases que recompusieron lo perdido en los últimos 12 meses y al mismo tiempo le daban aire a las compañías demorando 5 meses la próxima negociación.

Más tiempo

Otro de los puntos clave era que el acuerdo se iba a firmar recién cuando se lograra encauzar el conflicto que mantienen los estatales de la provincia de Neuquén, quienes en los últimos días lograron paralizar la actividad en Vaca Muerta a través de diversos cortes de ruta.

El motivo de esa postergación es claro: un anuncio de recomposición del 30% para los petroleros en medio del paro de los estatales no hubiera hecho más que envalentonar a los autoconvocados que vienen cortando rutas en la provincia.

Si bien la mayoría de las empresas se mostró a favor de aceptar la propuesta gremial porque era una manera de despejar el camino al menos hasta octubre, otras compañías pidieron más tiempo para dar respuesta y el acuerdo finalmente no se cerró.

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Pandemia y conflictos complican la producción de gas. La CEPH advirtió a gobiernos

Por Santiago Magrone

La Cámara que nuclea a las empresas de exploración y producción de hidrocarburos CEPH advirtió al gobierno de Neuquén y al Nacional que “la suspensión total de operaciones en esa provincia, además de poner en riesgo el abastecimiento corriente de gas natural en la República Argentina, también plantea serios inconvenientes para garantizar el abastecimiento de gas y petróleo durante los meses de invierno, a la vez que impide a las empresas cumplir con los compromisos de actividad asumidos,  entre otros, en el marco del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.

A pocas semanas de la previsible llegada de los primeros fríos del año en buena parte del país, la situación en la industria petrolera resulta complicada, y contraria a las expectativas favorables que generaron en los gobiernos de las provincias petroleras y en el gobierno nacional la puesta en marcha  operaciones para recuperar en los próximos meses niveles de producción pre-pandemia, tanto en yacimientos convencionales como en los no convencionales de crudo y gas natural.

El tema estuvo en la consideración de una suerte de comité o mesa de trabajo coordinada por la Secretaría de Energía de la Nación, que mantuvo una primera reunión para el seguimiento de todo lo referido a la producción (oferta) y demanda de gas durante el próximo invierno.

Se trata de garantizar el abasto de este insumo para el consumo residencial, industrial, y de las usinas generadoras de electricidad. Por ello, participan CAMMESA, IEASA y el  ENARGAS. También las compañías transportadoras (TGN y TGS).

 La “Segunda Ola” de la pandemia del Covid 19 está en pleno desarrollo afectando gravemente a la población de todas las edades mientras el gobierno nacional y los provinciales realizan planes de vacunación masiva, a medida que van llegando las partidas diversas, procurando contrarrestar el avance de la enfermedad y sus efectos.

Esto, en un contexto de la economía que ya venía en franco deterioro desde 2018, y que desde los  últimos meses  de 2020 mostró signos de una paulatina recuperación.  No obstante, las secuelas de pobreza resultan dramáticas.

Es por ello que desde el gobierno se procura coordinar la esencial preservación sanitaria de la población, con la importancia de al menos sostener niveles actividad productiva, protocolos mediante.  El resultado es diverso, pero se evalúa que este intento resulta satisfactorio en buena parte de las industrias.

Mientras tanto, “pasan cosas” social y políticamente desajustadas en la atención de prioridades, y un reclamo salarial y laboral en Neuquén (corazón de Vaca Muerta) por parte de trabajadores del sector Salud termina en cortes de rutas por parte de “autoconvocados “.

La combinación de propuestas económicas insuficientes para este sector, con la muy cuestionable decisión  de  aumentos para legisladores y funcionarios en una provincia que dice no disponer de  ingresos suficientes, resultó en un cóctel intragable.

Con este escenario de fondo desde hace un par de semanas, la producción de hidrocarburos  en Neuquén se afectó al punto de la paulatina parálisis.

Desde la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se remitió al gobierno neuquino, con copia al gobierno nacional, “la preocupación de nuestros asociados por los hechos que se han venido desarrollando desde el miércoles 7 de abril y que afectan los accesos a los principales yacimientos de explotación de gas y petróleo crudo en la provincia e impiden la continuidad de las operaciones hidrocarburíferas en los mismos”.

La CEPH describió los lugares de bloqueos, citando entre otros, la ruta 22 a la altura de Zapala, la ruta  237 a la altura de Piedra del Águila,  las rutas  7 y 51 a la altura de Añelo,  la 17 en La Calera y Picún Leufú, la ruta  7 en San Patricio Chañar, la 51 en la intersección con el Dique Ballester y la ruta  40 en Chos Malal.

“Como consecuencia de los cortes totales en las rutas indicadas, una gran cantidad de operaciones en yacimientos hidrocarburíferos se han visto afectadas en su normal desarrollo”.

 En particular, se impide el traslado de personal propio de las empresas y también de sus contratistas y de los equipos para la realización de los trabajos habituales y necesarios para garantizar la continuidad de la explotación de los yacimientos, ya sea a través de las tareas de operación de pozos, plantas e infraestructura, así como para el mantenimiento, actividades de perforación, terminación y reparación (workover) de pozos, construcción de plantas, y actividades de transporte de hidrocarburos, describió la CEPH.

Y advierte que “todo ello con el consiguiente impacto en la producción de gas y petróleo en condiciones de seguridad y salubridad para nuestro personal y nuestros activos en la provincia”.

La CEPH advirtió que “además de afectar el normal desarrollo de las operaciones hidrocarburíferas en Neuquén, estas medidas de fuerza generan elevados costos que implicarán el lento retorno a las actividades, los tiempos de espera de equipos, así como también incumplimientos contractuales que afectan a toda la cadena de valor, incluyendo a las empresas locales”,  señaló.

La entidad empresaria  remarcó que ”esta situación de interrupción de las actividades hidrocarburíferas ocurre en un contexto de plena utilización de la escasa capacidad existente para las actividades tendientes a la fractura de nuevos pozos de hidrocarburos que requieren fracturas masivas y otras actividades relacionadas. Todo ello afectará, sin dudas, los niveles esperados de producción de petróleo crudo y gas natural, debido a la imposibilidad para muchas empresas de dar continuidad a determinados servicios cuyas exiguas ventanas de disponibilidad operativas han sido interrumpidas por los hechos denunciados”.

Con esta notificación la CEPH dio aviso a los gobiernos acerca de los impedimentos respecto del desarrollo normal de las actividades inmediatas previstas en el marco del Plan Gas Ar.

El tema está en la consideración del gobierno neuquino y del nacional, y de hecho también hubo contactos entre el gobernador Omar Gutierrez  y la Casa Rosada.

Pero a última hora de la tarde vino a sumarse a este delicado asunto la decisión de los gremios petroleros de todo el país de activar un paro de 24 horas “ante la falta de propuestas por parte del sector empresario para recomponer los salarios 2020”.

 Se indicó que la decisión obedece al fracaso de varias reuniones en las cuales las partes no pudieron ponerse de acuerdo con un porcentaje adicional al 15 %  aplicado el año pasado.  La pretensión sindical ronda el 30%, en un contexto en el cual también aspiran a una franca recuperación del empleo en el sector.

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YPF renueva estaciones y relanza el beneficio para personal docente y de salud

YPF anunció la renovación de su compromiso con las trabajadoras y los trabajadores esenciales del país al relanzar los beneficios para el personal educativo y de salud. De esta manera, seguirán accediendo al descuento del  15 % para la carga de combustibles, de manera simple, como lo venían haciendo hasta ahora.

 “Desde el año pasado venimos acompañando a los trabajadores esenciales. En el caso de salud, ya son 124.000 los beneficiarios, y en educación, en poco tiempo, alcanzamos a los 200.000 docentes y no docentes que ya están gozando del beneficio”, afirmó Pablo González, presidente de YPF.

 Este anuncio tuvo lugar en el barrio de Caballito, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y estuvieron presentes, además, el CEO de la compañía, Sergio Affronti, y el vicejefe de gobierno de la ciudad, Diego Santilli durante la presentación de “la primera estación de servicio del futuro de YPF en CABA”.

“Este desarrollo se enmarca en un proyecto muy ambicioso que tenemos, cambiar y renovar la imagen y la arquitectura de nuestras estaciones de servicio”, señaló  Affronti.

” El nuevo diseño para las estaciones fue concebido desde la innovación, transmitiendo una imagen tecnológica, poniendo en valor el color azul corporativo y asegurando una optimización de costos de producción y mantenimiento a través de la utilización de materiales más nobles y duraderos. También se desarrolló un nuevo modelo de tienda FULL, un sistema de cartelería digital que agiliza y potencia la comunicación y se promueve la utilización de la APP de YPF en todas las operaciones para agilizar y simplificar las transacciones”, destacó el CEO.

“Es una estación más sustentable, cuenta con paneles solares para mejorar el consumo de energía y tiene menores costos de construcción y mantenimiento. YPF busca posicionarse a la vanguardia de lo que una estación puede brindar, y mejorar cada vez más la experiencia de nuestros consumidores para que sigan eligiéndonos como lo hacen día a día”, afirmó Affonti.

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Proponen a la esposa de Gerardo Morales como directora suplente de YPF

El directorio de la compañía YPF propuso a la esposa del gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, para ocupar el cargo de directora suplente de la compañía controlada por el Estado. Se trata de a María Eugenia Tulia Snopek, que forma parte del armado político del gobernador jujeño, opositor al gobierno nacional.

Econojournal accedió a la lista de nombres que elaboró el directorio de la compañía y que presentará a los accionistas de la petrolera en la próxima asamblea ordinaria del próximo 30 de abril.

Es llamativo que Morales, dirigente de la UCR y opositor al gobierno nacional, nombre a su mujer para que represente los intereses de Jujuy en el Directorio de YPF. Tulia Snopek es también hermana del dirigente peronista y actual senador Guillermo Snopek, opositor a Morales en la provincia. Ambos son hijos del exgobernador Guillermo Eugenio Snopek, ya fallecido. Tulia Snopek es abogada y en marzo de 2020 fue nombrada en el Consejo de la Magistratura como prosecretaria de la mano de la senadora nacional por Jujuy, también radical, Silvia Giacoppo.

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Hidrocarburos: siete países europeos dejarán de financiar en el extranjero

Siete países europeos, entre los que están Alemania, Francia, Reino Unido y España, se van a comprometer a dejar de dar ayuda pública para la financiación en el exterior de proyectos de combustibles fósiles dentro de una estrategia internacional contra la crisis climática. El ministro francés de Economía y Finanzas, Bruno Le Maire, presentó este martes a la prensa la coalición “Export Finance for Future”, de la que también forman parte Países Bajos, Suecia y Dinamarca, y a la que se pretende que se adhieran otros países, en particular Estados Unidos. “Es imperativo cambiar la orientación de la financiación de […]

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