¿Cuáles son los planes de expansión que tienen desde REVI?
Estamos trabajando un proyecto off grid en Colombia que se trata de un sistema fotovoltaico con almacenamiento. Es un sistema híbrido para una zona no interconectada, pero no tendrá ningún tipo de respaldo de combustibles fósiles.
Por otra parte, estudiamos el tema de «Waste to Energy» (aprovechamiento energético de residuos) en ciudades de Colombia como Medellín, Bogotá o Bucaramanga y estamos proponiendo soluciones de generación a través de dicha manera.
También trabajamos con un instituto de Chile en Antofagasta, revisando las oportunidades o tecnologías de implementación de hidrógeno en esa región. Estamos haciendo piloto de baja escala para observar cuáles son los tipos adecuados iniciales.
¿Es viable?
Todavía no, económicamente hablando, porque toca aprovechar el agua de mar que se tiene y hacer una desalinización y eso carece mucho el costo.
Carlos Vieira – REVI
Por otra parte, en relación a la ampliación en proyectos de transmisión que se desarrollan en Colombia, ¿qué necesidad presenta el mercado?
Hay un reto importante, que es cómo llevar la generación que se va a presentar en el norte de Colombia al centro del país, que es donde está la carga importante de consumo.
Es decir, hacer para que toda esa generación pueda llegar a los centros o, mirando a futuro, cómo utilizar esa energía disponible en otros procesos tales como la generación de hidrógeno o almacenamiento de energía y a la vez darle estabilidad al sistema.
A partir de ahí hay otro punto importante: ¿Qué metodología se utiliza para construir las líneas más rápido, de una forma más eficiente, barata y menos agresiva con el medio ambiente? Me refiero a que desde el mercado desarrollamos o revisamos tecnologías existentes que permitan construir estas líneas de una forma mucho más eficiente. Es el gran reto que veo en el corto plazo.
¿Qué sugiere, en cuanto a las condiciones de contratación de energía renovable, para que resulten exitosas las subastas programadas?
El Gobierno y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) han estado ajustando las subastas. Sin embargo, es importante darle tranquilidad al inversionista de que su proyecto se va a ejecutar.
Con ello me refiero a tener los PPA de largo plazo, mirar el tema de la moneda con la volatilidad de las monedas locales frente al dólar y cómo afectan esos contratos a largo plazo.
Además se debería mirar la intermitencia que tienen los sistemas renovables y cómo favorecer o apoyar el uso de almacenamiento en esos proyectos para que la inversión sea más atractiva. Y lo más importante es cómo asegurar los puntos de conexión.
Cuando hablamos de almacenamiento a gran escala, no es solamente litio, sino que hay un montón de tecnologías adicionales que se han desarrollado en Europa y que pueden ser aprovechables. Esto depende de la necesidad de cada punto específico.
Pero en resumen, la idea es cómo impactar lo menos posible al sistema y a la vez dar confiabilidad al propio sistema.
El avance de las energías renovables en Argentina continúa en un momento de stand by en relación a los más de 2000 MW de potencia instalados en los últimos años
Doris Capurro, Fundadora, CEO y Presidente de Luft Energía, analizó la situación actual y marcó algunos puntos claves durante el segundo día del Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
La especialista abrió el diálogo al mencionar que “lo cierto es que en el mundo el 70% de los activos, no sólo renovables, obtienen deuda y se financia con deuda, y así fue el inicio de las renovables en Argentina”.
“Se necesitaba que las multilaterales tomen cierto liderazgo en la estructuración y ni hablar en project finance como así también del corporate finance”, agregó.
Ya en el plano de la actualidad, destacó que “en estos momentos en Argentina, uno podría ver un lado positivo”. ¿Por qué? Capurro argumentó que “estamos prácticamente sin posibilidad de deuda, dado que no hay apalancamiento sobre la compra de los inmuebles en Argentina, por lo que tenemos grandes oportunidad de endeudarnos privadamente”.
Sin embargo, mencionó a la gran barrera que varios actores han hecho referencia en el último tiempo: “La dificultad del financiamiento”.
Bajo esa misma línea, señaló que “tenemos la mejor potencialidad, pero a veces nos cuesta llevarla a tierra y hacerla posible”.
“Y entre la brecha cambiaria, el dólar billete versus el dólar oficial, más el riesgo país que produce una tasa de endeudamiento mayor de lo que produce la rentabilidad de los proyectos, es prácticamente inviable poner en marcha a los proyectos renovables”, opinó.
Por otra parte, Doris Capurro distinguió dos grandes tipos de riesgo que existen en el país para el desarrollo de proyectos: “Los inherentes al proyecto en sí y aquellos referidos a la macro o situación coyuntural del país o región en la que se desarrolla”.
“Hay riesgos relacionados a la bancabilidad de las compañías, a la calidad del Power Puchase Agreement y de los takers y de la seguridad que ese contrato da, además de la relación del dólar del peso, que particularmente es una enorme dificultad”, explicó.
“Ni hablar de aquellos riesgos aún más inherentes al proyecto, que tiene que ver con la potencialidad de los recursos como el viento y el sol, y de los propios mecanismos de potencia que den el resultado esperado”, agregó.
La Fundadora, CEO y Presidente de Luft Energía hizo hincapié en que se suman las condiciones de riesgo intrínsecas de un proyecto con aquellas condiciones coyunturales del país, que, bajo su punto de vista, “dada la sensación de insolvencia del país, produjeron un freno al envión del crecimiento renovable hasta que se aclare la situación”.
Las elecciones generales de Perú se llevarán a cabo la semana próxima, el domingo 11 de abril. Y el empresariado ya debate qué rumbo podrá tomar este país con las nuevas autoridades de la República.
El sector energético renovable no se mantiene al margen de esto. Están pendientes de conocer, por ejemplo, si se convocará a nuevas subastas RER (Recursos Energéticos Renovables), aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas y convocadas y conducidas por Osinergmin, según mandata la Ley; o bien, si se podrán modificar las condiciones contractuales que existen en el mercado para permitirles a las renovables competir en licitaciones de distribuidoras.
Y es que existe un gran potencial para aprovechar tecnologías como eólica y solar a lo largo y ancho del territorio nacional. De acuerdo a relevamientos realizados por la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), el potencial para la generación de electricidad proveniente de grandes centrales renovables supera los 100 GW.
“25 GW de solar gran escala, 20 GW eólicos, 70 GW hidroeléctricos, 3 GW geotérmicos y 5 GW de biomasa”, repasó Brendan Oviedo, presidente de la SPR, durante la Cumbre Eólica y Solar Latam Future Energy.
Recordando las convocatorias públicas previas, Oviedo comentó que a la fecha la promoción de renovables fue realizada a través de cuatro subastas específicas en las cuales se garantizaba un precio durante un plazo de 18 a 20 años.
“Han habido aproximadamente 707 MW de potencia no convencional adjudicadas, excluyendo las minihidro de hasta 20 MW que suman 19 proyectos de generación”, indicó.
Mientras que en la primera, adjudicada en 2010, los precios de la solar bordearon los 120 dólares y la eólica los 80 dólares en promedio. En la cuarta, con precios de 2015, la eólica estuvo en promedios de 37 dólares y la solar de 48.
“Los precios han seguido las tendencias internacionales (…) Hemos visto una tendencia decreciente sustantiva de los precios”, reforzó Oviedo.
Ahora bien, aquellas convocatorias se pretendía que sean periódicas. Un estimado eran dos años entre una y otra. Pero desde hace ya cuatro años que la quinta subasta no aparece en los planes de las autoridades.
¿Un nuevo gobierno con metas claras de descarbonización despertará una actualización de la reglamentación que promueva nuevas inversiones en el sector energético? Hay muchas expectativas de que esto suceda. Perú tiene un objetivo de 15% de renovables para 2030 y una alternativa para lograrlo es mejorando las condiciones marco.
“Ahora los precios que se manejan, para eólica y solar ya no ameritan regímenes de subsidios como en las cuatro subastas que se han conducido. Lo que estamos tratando de conseguir es que se modifiquen las condiciones contractuales que existen en el mercado y un reconocimiento de potencia a la solar (en eólica ya se consiguió), para efectos de participar en las licitaciones de la distribuidoras para la contratación de carga de demanda regulada y libre”, cocluyó el presidente de la SPR.
Usted ha sido uno de los expertos que acompañó el lanzamiento de la Aceleradora de Hidrógeno Verde. ¿Cómo avanza?
En la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde, publicada en noviembre del 2020, se asignaron recursos estatales para acelerar proyectos de Hidrógeno Verde desde la generación hasta los usos de este vector energético. Como vehículo para canalizar esta ayuda, el Ministerio de Energía designó a la Agencia de Sostenibilidad Energética (Agencia SE) como su brazo ejecutor.
El viernes 19 de marzo se efectuó en esa agencia el acto de lanzamiento de una institución llamada Aceleradora de Hidrógeno Verde, destinada a otorgar apoyo económico a empresas que estén trabajando estos proyectos, con el propósito de contribuir al proceso de descarbonización a través del Hidrógeno Verde y sus derivados energéticos.
En el lanzamiento virtual participaron el subsecretario de Energía, Francisco López; el director ejecutivo de la AgenciaSE, Ignacio Santelices; gerenta general de H2 Chile, María Paz de la Cruz, el suscrito, Dr.Erwin Plett en calidad de CEO de Low Carbon Chile y embajador del Hidrógeno Verde, el asesor de Desarrollo de la Agencia de Sostenibilidad Energética, Ricardo Rodríguez; y el jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía, Max Correa.
Estos recursos constituyen la semilla necesaria para viabilizar un gran número de estudios de factibilidad a pequeña escala viendo que en la estrategia se deben incluir todo los encadenamientos económicos y las pymes en esta nueva economía del hidrógeno, y todavía estamos con el conocido dilema de cuál es la demanda para crear una oferta sustentable.
¿Cuál debería ser el paso siguiente a ese soporte estatal para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde?
El siguiente paso es identificar los múltiples nichos de mercado en que hoy en día ya podrían ser rentables los proyectos de Hidrógeno Verde y sus derivados energéticos.
Hay distintos tipos de rentabilidades como las económicas, las ambientales y las de sustentabilidad con una mirada estratégica al futuro. Un punto clave aquí son los acuerdos entre países y/o entidades para crear la gran demanda a nivel internacional. En Chile podemos generar esa oferta relevante de poner a disposición energías limpias a nivel mundial.
El siguiente soporte estatal fundamental consiste en el desarrollo de la reglamentación, la estandarización y las normativas necesarias en el uso del Hidrógeno Verde como un energético.
Este desarrollo normativo recién pudo empezar oficialmente a partir del reconocimiento legal del hidrógeno como combustible, lo que se logró por una indicación introducida en la reciente Ley de Eficiencia Energética.
Y es muy bueno este casual encadenamiento de la eficiencia energética por delante de las energías renovables, ya que no tiene sentido práctico derrochar energías, por muy renovables que estas sean.
Se requiere de una ley marco para el hidrógeno y estamos recién al comienzo de esa labor legislativa, ya que la confianza de inversionistas nacionales y extranjeros para construir esta nueva industria sustentable es clave. Sin seguridad jurídica no hay inversiones.
¿Cuáles serán las primeras aplicaciones sobre las que se utilizará el hidrógeno verde?
La pregunta sobre el éxito o fracaso de aplicaciones es la pregunta clave, cuya respuesta nos encantaría conocer para apostar sólo a ganador. Como nadie tiene esa respuesta a firme, tenemos nuestro mundo habitualmente lleno de incertezas, y la salida es cómo apalancamos los riesgos para desarrollar esta industria completamente nueva.
En la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde se han dividido los proyectos en dos categorías: la primera es para crear una demanda y una oferta nacional, y después de aprender la lección nos podemos dedicar a las exportaciones a gran escala en aproximadamente una década más.
Las primeras aplicaciones en la mira de la Estrategia es el reemplazo del hidrógeno gris (producido con hidrocarburos) por hidrógeno verde (producido con renovables) en refinerías, seguido por la generación de amoníaco verde nacional en vista de que hoy importamos todo el amoníaco necesario para nuestros fertilizantes sintéticos para nuestra agricultura y los explosivos para nuestra minería.
Erwin Plett, socio-gerente de Low Carbon Chile, socio profesional de H2Chile y “Embajador del Hidrógeno Verde”
La gran demanda puntual de hidrógeno verde la constituyen los grandes camiones en la minería, camiones CAEX, que hoy gastan más de USD1.600 millones anualmente en diésel importado, y en su proceso de descarbonización tienen que preocuparse no sólo del 55% de electricidad en su canasta energética, sino que también del 45% de su energía que son combustibles fósiles.
Aquí hay un potencial de demanda muy concentrado, ya que con muy poca distribución (pocas hidrolineras) se puede dispensar mucho hidrógeno diariamente.
De mayor relevancia económica es el uso de hidrógeno en descarbonizar camiones pesados en largas rutas, así como los buses de larga autonomía.
Por otro lado, una aplicación técnicamente más fácil de realizar es la inyección de hidrógeno verde a las redes de gas natural, dado que hasta aproximadamente un 20% no se requiere cambios en la red de distribución o en los aparatos de usuarios finales (cocinas, calefactores, calentadores de agua sanitaria, etc.).
Por otro lado, usted mencionó la importancia del oxígeno verde como ‘subproducto’ del hidrógeno verde. ¿Podría ampliar ese concepto?
Cuando Sir Henry Cavendish generó por primera vez hidrógeno por medio de electrólisis del agua, por los años 1760, se dio cuenta que del agua emanaban dos gases, de los cuales uno era inflamable.
Ese gas es el que más adelante se le llamó hidrógeno, es decir, la “materia generadora del agua”. Estequiométricamente de cada 9kg de agua utilizada se genera 1kg de Hidrógeno Verde y 8kg de Oxígeno Verde.
Ese subproducto normalmente se libera al aire, y cuando se combustiona el hidrógeno, o se combina en una celda de combustible para producir electricidad nuevamente, se utiliza el oxígeno del aire.
La idea es darle un valor agregado a ese subproducto, que, por ejemplo, en estos tiempos de pandemia respiratoria les pueden ayudar a muchas personas. En los procesos químicos se usará más y más el hidrógeno verde como un elemento reductor, como por ejemplo en las siderúrgicas, donde el óxido de fierro se reduce a fierro para la fabricación de aceros. Hoy se utilizan para este efecto combustibles fósiles emitiendo CO2, y con el uso del Hidrógeno Verde se emitirá sólo vapor de agua.
Por otro lado, nosotros estamos analizando cómo el poder oxidante del Oxígeno Verde se puede utilizar como un acelerante de procesos oxidativos en la lixiviación de sulfuros secundarios de cobre, o en la producción de peróxido de hidrógeno (H2O2), también conocido como agua oxigenada, para oxidar o desinfectar.
En muchas aplicaciones en que hoy en día se utiliza el “cloro” (hipoclorito de sodio, lejía, lavandina, etc.) para blanqueo, limpieza y desinfección, se puede utilizar el potencial oxidativo del oxígeno y sus derivados sin dejar residuos químicos.
Teniendo oxígeno a disposición se pueden optimizar reacciones de combustión que se hacen más eficientes por no acarrear el nitrógeno inerte del aire, que es calentar aire que después sale como emisión. Cualquier uso que se le dé a este Oxígeno Verde de alta pureza sirve para bajar los costos de producción del Hidrógeno Verde.
¿Por qué Chile es la Arabia Saudita solar?
El 2017 el periódico Washington Post publicó un artículo criticando al presidente Trump por su política de vuelta a activar la explotación masiva del carbón.
Ese artículo llevaba el provocante título de “Chile, la Arabia Saudita Solar” haciendo un contrapunto y realzando la labor de Chile en promover las energías renovables, en especial el gran aumento de la fotovoltaica que mostraba el ex-vicepresidente Al Gore en sus espectaculares charlas.
En H2Chile, la Asociación Chilena de Hidrógeno, cuantificamos el potencial renovable de Chile a partir de varios estudios, llegando a la conclusión que Chile podría teóricamente generar al año 200Mton de H2, lo que significa tres veces la producción mundial actual de hidrógeno (gris y negro).
Calculado como poder calorífico, si quemamos ese hidrógeno emitiendo sólo agua como residuo, ese potencial es similar a la exportación actual de petróleo crudo de Arabia Saudita, pero sin emisiones de gases de efecto invernadero.
Por otro lado, si comparamos el potencial de generar electricidad con ese hidrógeno, aún con la eficiencia de las celdas de combustible actuales, duplicamos la cantidad de electricidad que se puede generar de ese Hidrógeno Verde chileno en relación a generar electricidad a partir del crudo de Arabia Saudita, con todas las emisiones que podemos evitar en pos de la descarbonización del sector energético.
Al demostrar que Chile se puede con verter en la Arabia Saudita de las energías renovables inferimos una responsabilidad y un desafío de proveer al mundo con energía limpia en forma de moléculas de hidrógeno o de sus derivados energéticos. Está en nosotros utilizar ese potencial sustentable y crear una economía del hidrógeno para asegurar el progreso económico y por lo tanto social del país.
La recién inaugurada Aceleradora de Hidrógeno Verde en Chile permitirá explorar muchas aplicaciones del Hidrógeno Verde con este apoyo inicial del estado. Desde H2Chile hacemos un llamado a postular con las mejores ideas a estos fondos con el objetivo de explotar gran el potencial en renovables que tenemos.
La funcionaria se interesó por el Pacto Eléctrico y expresó el gran interés de España por colaborar con el Gobierno dominicano en proyectos de desarrollo y energía sostenible, así como en la situación en que se encuentran otras inversiones de su país.
La señora Méndez Bértolo dijo al ministro Almonte que hay mucho interés por parte de empresas españolas en el potencial del mercado dominicano.
La funcionaria estuvo acompañada de su asesor Emilio Calvo Emilio Calvo Roldán, de la agregada comercial de la sede diplomática, Clara Fernández, así como de Luis Mateos Paramio, ministro consejero de la embajada de España.
El ministro Almonte se hizo acompañar del señor Gustavo Mejía Ricart, director de Relaciones Internacionales del MEM.
En un hecho inédito, la industria del petróleo y del gas de Estados Unidos anunció que respalda la idea de poner precio a las emisiones de carbono en ese país. El anuncio llega luego de una reunión virtual del día lunes entre la administración Biden y algunas de las principales empresas petroleras del país, en lo que fue el primer acercamiento fuerte entre el nuevo gobierno y el sector.
American Petroleum Institute (API), la principal organización que agrupa y representa a las empresas del sector, publicó el jueves un documento de trabajo con las acciones que el gobierno y la industria pueden llevar adelante para “atender los riesgos del cambio climático”. Figura entre ellas poner precio a las emisiones de carbono, una idea históricamente resistida por el sector.
Según el documento, API y sus miembros (entre los que figuran gigantes como ExxonMobil y Chevron) apoyarán una legislación nacional “que ponga precio a las emisiones de carbono en todos los sectores de la economía”. También abogan por la integración con los mercados internacionales de carbono, para que las entidades estadounidenses tengan incentivos para reducir su huella de carbono en todo el mundo, sin entrar en desventajas competitivas y evitando el “carbon leakage” (el traslado de actividades a países con una menor regulación sobre sus emisiones).
El Instituto presenta esta y otras propuestas de cara a la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, a celebrarse en noviembre. “Enfrentar el desafío del cambio climático y construir un futuro con bajas emisiones de carbono requerirá una combinación de políticas gubernamentales, iniciativas de la industria e innovación continua”, señaló el presidente del API, Mike Sommers.
Acercamiento
La publicación del documento se produce días después de la reunión virtual que el gobierno mantuvo con los ejecutivos de diez de las principales empresas productoras de hidrocarburos. Como principal representante del gobierno estuvo la asesora nacional de Cambio Climático de la Casa Blanca, Gina McCarthy. El presidente Biden creó ese cargo para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal.
La agenda ambiental ocupa un lugar prioritario para la nueva administración e interactúa con todas las áreas de gobierno, especialmente con la de energía. Biden ya tomó medidas que afectaron al sector, como la suspensión del otorgamiento de nuevos permisos para la explotación de gas y de petróleo en terrenos federales y la rescisión de los permisos federales del proyecto del gasoducto Keystone XL.
Por otro lado, el sector sigue con atención los movimientos del gobierno en la SEC. Su presidenta interina empuja la idea de que las empresas que cotizan en Wall Street se vean obligadas a brindar a sus accionistas información sobre la sostenibilidad e impacto social de sus actividades. Gary Gensler, el candidato oficial a presidir la comisión que regula la actividad financiera en EE.UU., no cerró la puerta a esa propuesta y dijo que es la comunidad inversora la que demanda que las empresas brinden ese tipo de información.
No obstante, en la reunión del lunes el gobierno buscó limar las asperezas y sumar al sector a su agenda ambiental. McCarthy “dejó en claro que la Administración no está luchando contra el sector del petróleo y el gas, sino por crear puestos de trabajo sindicales, implementar tecnologías de reducción de emisiones, fortalecer la fabricación y alimentar la economía estadounidense”, explica el comunicado oficial sobre el encuentro emitido por la Casa Blanca.
«Estamos comprometidos a trabajar con la Casa Blanca para desarrollar políticas gubernamentales efectivas que ayuden a cumplir las ambiciones del acuerdo de París y respalden un futuro más limpio«, señaló Sommers, otro de los invitados a la reunión con la asesora nacional.
Captura de carbono
En el documento del API la industria se mostró en sintonía con los objetivos de la administración, elaborando propuestas en cinco áreas: aceleración de la tecnología e innovación para reducir emisiones; mitigar emisiones en las operaciones del sector; apoyar una política de precios al carbono; crear combustibles más limpios; y otorgar información más transparente sobre el impacto de sus actividades.
En tecnología e innovación, acelerar el despliegue comercial de la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS por sus siglas en inglés) es una de las propuestas centrales. “Estados Unidos es el líder mundial en el despliegue de estas tecnologías. El país tiene operando 12 instalaciones de CCUS de escala comercial, capaces de capturar aproximadamente 25 millones de toneladas métricas de CO2 por año”, explica el API.
Las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono ganan terreno en la agenda del poder ejecutivo y del Congreso. “El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático de la ONU ha dicho que no se puede llegar a cero emisiones de carbono sin la captura, utilización y almacenamiento. Estamos entusiasmados con eso. Obviamente, estamos ante una tecnología incipiente para capturar las emisiones de CO2, pero tenemos que hacerlo con todo tipo de combustible, si queremos llegar a cero”, dijo la secretaria de Energía, Jennifer Granholm.
El carbono puede ser removido y capturado, para ser almacenado y sellado de forma permanente en pozos de petróleo ya explotados, por ejemplo. Su captura permitiría reducir el impacto ambiental de la generación de electricidad con gas y carbón. También tiene potenciales usos industriales, como su utilización en la recuperación terciaria de petróleo. Pero hasta el momento la subinversión en tecnologías e infraestructura de CCUS impidió demostrar su potencial económico. La Agencia Internacional de la Energía señala que la inversión anual en CCUS representa menos del 0,5% de la inversión global en energías limpias y tecnologías de eficiencia.
En los últimos días ingresaron al Congreso dos proyectos bipartidarios para su impulso. Uno busca ayudar a desarrollar la infraestructura para transportar el CO2 desde el lugar de captura hasta los sitios en los que será utilizado o almacenado. El otro busca optimizar el pago directo de los créditos fiscales a las instalaciones que ya capturan carbono y a los proyectos en construcción. Por otro lado, el Departamento de Energía anunció a principios de marzo que destinará 24 millones de dólares para la investigación de tecnología que captura las emisiones de carbono directamente del aire.
A medida que el mundo se precipita hacia una catástrofe climática, los bancos más grandes del mundo todavía están financiando los combustibles fósiles por billones de dólares.
Eso es según un informe publicado recientemente por una cohorte de grupos ambientalistas que incluyen Rainforest Action Network y Sierra Club, titulado » Banking on Climate Chaos «. El informe encontró que los 60 bancos privados más grandes del mundo han financiado $ 3.8 billones en combustibles fósiles en los cinco años desde que se firmó el acuerdo climático de París en 2016.
Aunque en 2020 se registró una caída global en la demanda y la producción debido a la pandemia de coronavirus, y el financiamiento de combustibles fósiles cayó un 9 por ciento, la cantidad gastada en proyectos de extracción de combustibles fósiles el año pasado fue aún mayor que en 2016, lo que significa que las prácticas de los más grandes del mundo Los bancos están fundamentalmente en desacuerdo con el objetivo de París de 2016 de limitar el calentamiento global a 1,5 grados centígrados.
Las empresas de combustibles fósiles tienen un par de vías para generar capital para sus proyectos. La más común es acudir a un banco para pedir un préstamo; la otra es vender acciones u ofrecer una parte de las ganancias futuras, pero de cualquier manera, necesitan la ayuda de un banco.
Lo que significa que los bancos tienen un papel importante que desempeñar para alejar al mundo de los combustibles fósiles sucios y adoptar formas de energía menos contaminantes, pero solo si así lo deciden. Y con base en los hallazgos del informe “Banking on Climate Chaos”, la mayoría claramente no está eligiendo hacerlo.
Y aunque Estados Unidos lideró la negociación del acuerdo de París hace más de cinco años, el informe encontró que los cuatro peores bancos del mundo para el financiamiento de combustibles fósiles tenían su sede en Estados Unidos.
JPMorgan Chase fue el peor «banco de fósiles» del mundo, contribuyendo con $ 51,3 mil millones en financiamiento de combustibles fósiles solo el año pasado, y un total de $ 317 mil millones de 2016 a 2020.
Eso es un 33 por ciento más que el segundo peor, Citibank, que gastó $ 48.4 mil millones el año pasado y un total de $ 237 mil millones desde 2016.Wells Fargo ocupó el tercer lugar, con $ 26 mil millones en 2020, aunque el informe señala que el financiamiento de combustibles fósiles del banco en realidad cayó un 42 por ciento en 2020. Bank of America ocupó el cuarto lugar, gastando casi $ 200 mil millones en los últimos cinco años.
Si agrega Morgan Stanley en el n. ° 12 en el mundo y Goodman Sachs en el n. ° 15, «eso es casi un tercio del financiamiento bancario para combustibles fósiles» proveniente de los Estados Unidos, Jason Disterhoft, experto en finanzas fósiles de Rainforest Action Network y uno de los autores del informe, me dijo.
Dado que los bancos estadounidenses son una parte enorme del problema de la financiación de los combustibles fósiles, deben ser una parte enorme de la solución para abordar el cambio climático. «Estados Unidos no puede llamarse a sí mismo de manera creíble un líder climático global mientras sus bancos estén impulsando el cambio climático hasta este punto, sin planes para eliminar gradualmente esa actividad», agregó Disterhoft.
Como parte de su enfoque de todo el gobierno para atacar la crisis climática, la administración de Biden planea involucrar al Departamento del Tesoro en los esfuerzos para poner fin al financiamiento internacional de las fuentes de energía basadas en combustibles fósiles.
“Es la primera vez que vemos a una administración esbozar cómo se ve una agenda en este espacio”, dijo Disterhoft.
Pero los bancos de otros países también tienen trabajo que hacer.
El BNP Paribas de Francia fue el peor de la Unión Europea. Gastó $ 41 mil millones para financiar combustibles fósiles en 2020, un aumento del 41 por ciento con respecto a 2019. El MUFG de Japón fue el peor en Asia y el sexto peor en general.
Ningún banco sudamericano o africano figura en la lista de los 60 bancos más grandes del mundo.
¿A dónde va el dinero?
El informe incluye varios estudios de casos que muestran el impacto que los grandes bancos que financian con combustibles fósiles tienen en las comunidades de todo el mundo que se ven afectadas de manera desproporcionada por una crisis climática que en gran medida no crearon.
Citibank fue nombrado el peor banco por «financiar a los expansores», es decir, por financiar a las 100 principales empresas que están ampliando su uso de combustibles fósiles. Una de esas empresas es la empresa canadiense de transporte de energía Enbridge, cuya expansión del oleoducto de la Línea 3 se enfrenta a una feroz oposición de los grupos indígenas de Minnesota.
CNOOC Limited de China y Total de Francia, dos de las compañías de petróleo y gas más grandes del mundo, han estado financiando el Oleoducto de Crudo de África Oriental, que transportaría 216.000 barriles de crudo por día desde Uganda a Tanzania.
Si se completa, se convertiría en el oleoducto calentado más largo del mundo y lanzaría al aire más de 33 millones de toneladas de CO2 que calienta el planeta, más emisiones de las que producen actualmente los dos países juntos .
Y en otro caso, BP, Shell, ConocoPhillips y Equinor están apoyando el fracking en las reservas argentinas de petróleo y gas de Vaca Muerta en la Patagonia. Aunque las comunidades indígenas se oponen al proyecto , los grandes bancos han estado proporcionando millones en subsidios a las compañías de petróleo y gas interesadas en desarrollar la región, lo que tendría impactos catastróficos sobre el calentamiento global.
Antes de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de este año, la presión sobre los bancos más grandes del mundo ahora es doble: dejar de financiar a las empresas que están expandiendo su uso de combustibles fósiles y acordar eliminar gradualmente el financiamiento para proyectos de combustibles fósiles en consonancia con la limitación del calentamiento a 1,5 grados. C.
Poco días antes de la realización de las audiencias públicas convocadas por el ente nacional ENRE para considerar la modificación de las tarifas del transporte y la distribución de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires, a cargo de Edenor y de Edesur, el Gobernador bonaerense, Axel Kicillof, anunció una actualización de la tarifa eléctrica en el interior de la provincia, y el envío de proyectos de Ley en el marco del Plan de Reactivación Productiva.
“Los vencimientos de deuda en dólares que se acordaron y los compromisos firmados por el gobierno anterior para la actualización de tarifas energéticas, han resultado impagables para el Estado, los hogares y las empresas de la provincia de Buenos Aires”, afirmó el gobernador.
Respecto a las tarifas eléctricas, Kicillof señaló que “luego de un congelamiento que lleva un año y medio, hemos decidido un incremento del 7% que regirá a partir del mes de abril”. “No estamos dispuestos a convalidar lo que había firmado el gobierno anterior, porque implicaría hoy un aumento impagable para los y las bonaerenses del 217%”, indicó.
Durante los cuatro años anteriores los usuarios debieron afrontar subas de hasta un 3.500 %, se indicó. En ese contexto, Kicillof expresó que “llevamos adelante auditorías porque dolarizaron y subieron escandalosamente las tarifas, pero no controlaron que las empresas realizaran las inversiones a las que se habían comprometido, por lo cual no mejoraron los servicios, sino que aumentaron sus ganancias”.
Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni remarcó que “durante la gestión anterior hubo un aumento de tarifas acompañado por una mayor rentabilidad de las empresas, pero si no hay un Estado presente que controle, los resultados no se ven reflejados en una mayor inversión que permita un mejor servicio para los y las bonaerenses”, añadió.
“Nuestra función desde el Estado es controlar que las empresas realicen las inversiones cos mprometidas para mejorar el tendido eléctrico, al tiempo que se paguen tarifas justas y razonables”, detalló el Gobernador, en tanto que anticipó que “ya se está trabajando para iniciar en 2022 una nueva revisión integral que cumpla con esos principios”.
En lo que se refiere a las tarificar una actualización semestral para Edenor y Edesur, desde el ENRE se anticipó que el criterio analizado es el de aplicar una actualización semestral de los cuadros, articulada con los niveles de subsidio que se dispongan desde el ministerio de Economía por presupuesto. Ello, hasta tanto se avance en una Revisión Tarifaria Integral (RTI).
La Comisión Directiva del IAE Gral. Mosconi, que encabeza el ex Secretario de Energía Jorge Lapeña, consideró “insólita” la convocatoria a una audiencia pública para discutir la política de subsidios del gobierno nacional en lugar de tratar el precio del gas y advierte que “sin una política tarifaria articulada, el Transporte y la Distribución de gas natural podría encaminarse a una quiebra generalizada, algo inaceptable por tratarse de un servicio público esencial”.
Las Audiencias
El 15 y 16 de marzo se realizaron las primeras audiencias públicas para el sector del gas natural, lo que marca que el gobierno comienza a transitar un intento de salida al congelamiento tarifario que, como viene adelantando el Instituto Mosconi, sumergió al sector en una cuasi cesación de pagos, provocó fuertes pérdidas a las empresas de servicios y generó deudas al interior del sector que solo podrán pagarse con mayores subsidios.
El proceso de audiencias comenzó el 15 de marzo con la convocatoria de la Secretaria de Energía a tratar la porción del precio del gas que el Estado tomara a su cargo, mientras el 16 de marzo se realizó la audiencia convocada por ENARGAS destinada a determinar tarifas de transición en Transporte y Distribución.
El título de la primera audiencia fue claro: “Tratamiento de la porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que el Estado Nacional tomará a su cargo en el marco del “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – esquema de oferta y demanda 2020-2024”.
Por lo tanto, el objetivo no fue tratar el precio del gas natural, como lo marca el fallo de la Corte Suprema de la Nación , sino que se puso en discusión de forma insólita la política de subsidios del Estado Nacional, un tema que es potestad del Congreso de la Nación y que fue discutido en oportunidad de la Ley de Presupuesto 2021.
Por su parte, el documento técnico que presentó la Secretaria de Energía, y que se encuentra disponible en su página web, indica que para cumplir con la Ley de Presupuesto 2021 el precio del gas que paga la demanda deberá aumentar entre un 42 % y 63 %, que por su sola incidencia en tarifa final implicaría aumentos del 17 % al 23 % a los usuarios.
Sin embargo, la falta de tratamiento del precio del gas en el marco de la audiencia fue observado por un importante número de expositores que hicieron énfasis en la imperfecciones en el mercado de gas que derivan de una fuerte concentración en pocas empresas, la falta de participación de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC) en el proceso de adjudicación de volúmenes realizado en octubre de 2020 y sobre la ausencia de informes técnicos oficiales y púbicos que identifiquen costos de producción local del gas y que justifiquen la determinación del precio tope utilizado en la compulsa de precios del Plan Gas.Ar.
En tanto, la Audiencia 101 convocada por el ENARGAS se limitó a la presentación empresaria de sus propuestas para establecer las denominadas “tarifas de transición” respecto a los cargos fijos y variables del servicio de Transporte y Distribución.
Las 9 distribuidoras y las 2 transportistas dejaron en claro que el atraso tarifario producto de ajustes no aplicados alcanza el 130%, pero solicitaron como “tarifas de transición” aumentos en promedio del 56%, necesarios para mantener operación e inversiones de los servicios concesionados. Estos aumentos tendrían un efecto en tarifa final del orden del 15% aproximadamente.
La totalidad de las empresas manifestaron que sin actualización tarifaria, el 2021 cerraría con enormes pérdidas y sin recursos para enfrentarlas, y manifestaron incertidumbre respecto al abastecimiento de los volúmenes de gas necesarios para cubrir el pico del consumo de invierno. Esto se traducirá en restricciones para los usuarios.
1 Fallo CEPIS: “… en la situación actual el Estado intervino fuertemente en la fijación del PIST y por lo tanto debe someterlo a una audiencia pública porque es una decisión que, claramente, escapa al mercado”. En resumen, si sumamos los aumentos solicitados por la Secretaría de Energía para cumplir con el presupuesto 2021 y los requerimientos de las empresas como tarifas de transición, la tarifa final de usuarios residenciales debería aumentar entre un 50% y 60%.
Es bueno recordar que la regulación del gas natural, cuyo marco lo establece la Ley 24.076 y accesorias, utiliza el método de precio tope (Price cap), para la fijación de las tarifas reguladas de transporte y distribución. Este método se sustenta en la generación de incentivos a la eficiencia, a la inversión y en la transparencia de la información.
La intervención de los ENTES reguladores y el congelamiento tarifario imperante en un entorno de alta inflación, transforma cualquier mecanismo de fijación de tarifas en un “hibrido” que funciona a expensas de decisiones arbitrarias de los interventores.
Una situación que a todas luces va en contra cualquier proceso de inversión que los usuarios terminaremos pagando más temprano que tarde con peor calidad de servicio.
Asimismo, la situación actual no solo rompe las renegociaciones de contratos alcanzados con las empresas de servicios en 2017, sino que abre la puerta a contingencias jurídicas futuras para el Estado Nacional
Las Audiencias se dieron en un marco de evidente falta de coordinación entre los organismos involucrado (la Secretaría de Energía de la Nación y ENARGAS), que parecen estar discutiendo la política tarifaria del gobierno en el marco de las Audiencias Públicas y con los usuarios como espectadores.
Resulta insólita la convocatoria del gobierno nacional a discutir la política de subsidios del gobierno nacional, en lugar de discutir el precio del gas. La Audiencia dejó muchas preguntas al respecto: ¿Puede considerarse la compulsa de precios en el marco del Plan Gas.Ar un mecanismo de mercado? . ¿es el precio adjudicado el fiel reflejo de la libre interacción de la oferta y la demanda? . Si la respuesta es negativa ¿sería necesaria una nueva audiencia para tratar el precio del gas en conjunto con las tarifas de transporte y distribución, tal como lo mando la CSJN?.
Son demasiadas preguntas a las que las Audiencias no dieron respuesta y que dejan en evidencia la falta de política de precios, tarifas y subsidios del Gobierno Nacional. Tanto las “tarifas de transición” como el nuevo precio del gas comenzarían a regir a partir de abril. Estos aumentos se verían potenciados por picos de consumo de inverno lo que se reflejaría en facturas residenciales con aumentos superiores al 100 % respecto a marzo de este año.
Difícilmente se apliquen estos aumentos en función de las premisas del gobierno para este año: “tarifas y alimentos aumentando por debajo de salarios”, en medio un proceso electoral y la posible segunda ola de COVID. Por lo tanto, aumentos inferiores a los propuestos implican mayores subsidios por dos vías posibles:
• El monto de subsidios a la oferta y demanda de gas natural del Presupuesto, habrá sido subestimada y por lo tanto se requerirán de partidas adicionales.
• Y las empresas de servicios agravarán su deterioro económico-financiero que, en un contexto de alta inflación, no tendrían otro rumbo que la cesación general de pagos que en el extremo implicarán mayores subsidios para mantener la continuidad del servicio.
En síntesis, sin una política tarifaria articulada, y en el contexto de congelamiento y alta inflación, el segmento regulado de la cadena de valor del gas natural podría encaminarse a una quiebra generalizada. Algo inaceptable tratándose de un servicio público esencial.
El IAE Mosconi reitera su preocupación por la prolongada e injustificada intervención de los entes reguladores, lo que representa una anomalía institucional de base de cualquier proceso de revisión tarifaria, el cual debe regirse por criterios técnicos, de eficiencia y transparencia, en un entorno de normalidad institucional.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, anunció hoy el incremento de un 7% para la factura final de electricidad que pagan los usuarios bonaerenses. La suba estarán vigentes a partir del 1° de abril. En concreto, el incremento alcanzará a los cuadros tarifarios de cuatro distribuidoras eléctricas del interior bonaerense: Edelap, Edea, Edes y Eden, que pertenecen al grupo Desa, liderado por el empresario Rogelio Pagano. El incremento no afecta al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que están bajo la órbita de Edenor y Edesur, las únicas dos distribuidoras que dependen exclusivamente del Estado nacional.
Kicillof indicó: “Estamos anunciando un aumento de 7% en la tarifa final a partir del 1° de abril e iniciamos un período de negociación y empezar a definir costos e inversiones necesarias hacia adelante”. El gobernador bonaerense estaba acompañado por el subsecretario de Energía provincial, Gastón Ghioni.
En los hechos, el 7% de aumento en la factura final equivale a recomponer los ingresos de las empresas vía Valor Agregado de Distribución (VAD) en la banda del 15 por ciento. El precio estacional de la energía seguirá congelado.
Kicillof decidió no esperar a Nación y mover antes los cuadros tarifarios de la provincia. Lo lógico —y la intención inicial de la gobernación— hubiese sido que el gobierno nacional defina qué hacer con las tarifas de Edenor y Edesur antes de que la provincia tome una decisión. Sin embargo, el gobernador optó por aumentar las tarifas provinciales de electricidad tres días del inicio de las audiencias públicas convocadas por el ENRE para definir las tarifas eléctricas de transición para Edenor y Edesur. ¿Por qué lo hizo?
Dos interpretaciones posible
La decisión de Kicillof puede interpretarse como un respaldo del sector más duro del gobierno nacional, referenciado en el Instituto Patria, que defiende una política de atraso tarifario frente a la compleja situación económica y social generada por la pandemia.
El gobernador de la mayor provincia del país habría jugado, de ese modo, como contraparte del ministro de Economía, Martín Guzmán, que aspira a mover las tarifas de gas y electricidad en un porcentaje más cercano al 20 por ciento. Desde esa óptica, Kicillof avaló la posición de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, y Federico Bernal, interventor del Enargas, que en las últimas semanas instalaron en la agenda pública la necesidad de que las tarifas aumenten muy por debajo de la inflación.
Sin embargo, allegados a la gobernación provincial trazan otra interpretación posible. Advierten que preocupado por la dilación de los plazos del proceso de recomposición tarifaria, que debía estar listo para el 1º de abril pero que va camino a postergarse al menos hasta mayo, Kicillof decidió aumentar las tarifas provinciales al menos 7% para cortar de cuajo la posibilidad de que el congelamiento se extienda durante todo 2021.
De hecho, las fuentes consultadas señalan que la voluntad del gobernador de Buenos Aires es otorgar un segundo aumento de las tarifas después de las elecciones legislativas de octubre, aunque esa agenda parece muy lejana.
Críticas a Vidal
Kicillof criticó también a la gestión anterior de María Eugenia Vidal y subrayó que “para cumplir lo que dejó firmado (la ex gobernadora) tendríamos que triplicar las tarifas”. Según explicó el gobernador, “en 2017 Vidal firmó en las revisiones tarifarias integrales (RTI) un acuerdo donde yo hoy tendría que estar anunciando un aumento del 217% de las tarifas”.
En agosto del año pasado, el gobierno provincial había acordado con el holding Desa la prórroga del congelamiento tarifario hasta fines de 2020, en línea con la decisión del gobierno nacional de postergar el aumento de tarifas por la pandemia del Covid-19.
En una videoconferencia organizada por la consultora Ecolatina, el especialista en energía y ex Secretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, estimó un escenario de buenas perspectivas para el sector energético. Sin embargo, planteó que “para que la energía crezca, necesitamos de la macroeconomía. Que se normalice la tasa de financiamiento y la dinámica de las operaciones financieras y que baje el riesgo país”.
Dreizzen destacó que los actuales precios del mercado, tanto en el crudo como en el gas, son “atractivos para la inversión”.
Perspectivas para el petróleo
En el caso del petróleo, indicó que la banda entre los US$ 50 y los US$ 60 por barril permite que “los proyectos sean rentables en el usptream” y que esto se manifestó en una recuperación de la producción. “En el no convencional estamos un 10% por encima de los valores pre pandemia y en el convencional un 10% abajo. Vemos una recuperación gradual de la producción, llegando a valores pre pandemia para fin de año. Esto redundará en una mayor actividad que, si bien no alcanzará los registros pre pandemia, indudablemente serán mucho más altos que lo del año pasado”, estimó.
Perspectivas para el gas
En el caso del gas, Dreizzen remarcó que el precio de US$ 3,70 por millón de BTU que fijó el Plan Gas 4 “es mucho más alto de los que había en los últimos dos años”. Consideró que con ese valor se puede cumplir claramente el compromiso de garantizar la misma producción del año pasado. “Cumplir con ese compromiso por parte de las operadoras va a requerir mucha actividad. Esto ya se está viendo en las fracturas y también debería producirse un aumento en las perforaciones en los próximos meses. Creemos que va a aumentar la perforación en gas con esta señal de precios para los próximos cuatro años”, enfatizo.
Infraestructura y financiamiento
Con precios competitivos y estables, aumento de las fracturas y recuperación de la demanda de combustibles, el ex funcionario del gobierno de Mauricio Macri trazó un escenario alentador para el sector pero también alertó acerca de sus limitaciones. “Vemos dos problemas que impiden un salto significativo de la producción. Uno tiene que ver con la infraestructura, que por ejemplo en el caso del gas requiere de una inversión a largo plazo, el famoso gasoducto de Vaca Muerta que permita aumentar las exportaciones y reducir las importaciones. El otro problema, y que para mí es más importante, es la falta de lo que yo llamo las ‘operaciones financieras normales’. Esto es: poder sacar y entrar dinero sin tener que hacer artilugios que resultan difíciles para algunas multinacionales, tener un único tipo de cambio y una tasa de interés aceptable de financiamiento”.
Frente a este panorama, Dreizzen indicó que la única fuente de ingreso con la que cuentan las empresas es el precio, ya que no hay canales de financiamiento extra. “Esto lo vemos claramente en YPF, que logró patear parte de la deuda y que con el aumento del precio de surtidor previsto para este año va a poder financiarse para invertir 2700 millones de dólares. Se trata de inversión que va a permitir mantener la producción pero no aumentarla”, señaló.
“Para que la energía crezca, necesitamos de la macroeconomía. Que se normalice la tasa de financiamiento y la dinámica de las operaciones financieras y que baje el riesgo país para poder desarrollar fuertemente la industria petrolera argentina”, concluyó.
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La empresa colombiana público-privada de servicios públicos Urrá S.A. E.S.P., reconocida por operar la Central Hidroeléctrica Urrá I, localizada al sur del departamento de Córdoba, de 340 MW, ha decidió hacer un giro hacia las energías renovables no convencionales, más precisamente la energía solar.
En estos momentos está preparando licitaciones para poder avanzar con tres parques fotovoltaicos.
En una entrevista para Energía Estratégica, Rafael José Piedrahíta de León, presidente de Urrá, cuenta cómo avanza cada uno de ellos.
Área donde se montará el parque solar fotovoltaico Flotante Aquasol
¿Dónde se ubicará cada parque solar, qué características tendrá cada uno y cuándo entrarán en operaciones?
El parque solar fotovoltaico Flotante Aquasol, es un proyecto piloto que se montará sobre el espejo de agua del Embalse URRÁ I, Municipio de Tierralta, departamento de Córdoba.
Contará con una potencia de 1,5 Mwac y su fecha estimada de entrada en operación es en julio del 2022
También contamos con la planta solar Urrá, de 19,96 MW.
Se montará en cercanías de la Central Hidroeléctrica URRÁ I, Municipio de Tierralta, departamento de Córdoba.
Su fecha estimada de entrada en operación es en febrero del 2023.
Finalmente el Proyecto Quimarí Solar, de 90 MW, que está en proceso de factibilidad.
Se estima que estará ubicado en diferentes predios cerca de la Central Hidroeléctrica URRÁ I, Municipio de Tierralta, departamento de Córdoba.
Su fecha estimada de entrada en operación es para el año 2025.
¿Los proyectos fueron desarrollados por Urrá?
Sí, son desarrollados por la empresa Urrá S.A. E.S.P.
¿En qué etapa de desarrollos están cada uno de los proyectos?
Ninguno de los proyectos se encuentra actualmente en construcción.
Respecto a las fechas; el Solar Fotovoltaico Flotante Aquasol tuvo apertura de licitación el 14 de marzo de 2021.
En cuanto a los restantes, Solar URRÁ 19.9 MW tendría su respectiva apertura de licitación en los próximos meses; y el proyecto Quimarí se encuentra en etapa de estudios previos.
¿La energía que generen las centrales estará destinada al autoabastecimiento de Urrá o se venderá al mercado?
En lo que concierne al Proyecto Solar Fotovoltaico Flotante Aquasol, su energía se empleará para suplir los consumos propios de la central hidroeléctrica URRÁ I; está concebido como un piloto de investigación para desarrollar estudios energéticos y ambientales.
De otra parte, la energía producida por las plantas URRÁ 19.9 MW y Quimarí, será entregada al Sistema Interconectado Nacional y comercializada en el mercado mayorista de energía.
En Panamá, la regulación establece un máximo de penetración del 10% de la demanda máxima anual. Este es un nivel que según proyecciones de ENSA – Grupo EPM equivaldría en 2021 a 57,813 kW.
Tomando en consideración lo anterior, desde esa empresa -con más 15,526 kW de autogeneración distribuida a través de 320 clientes interconectados a su red- indican que, bajo la regulación vigente, “aún podrían ingresar 42,287 kW adicionales, lo cual representa casi tres veces lo hoy instalado”, y que, además, dicho valor se incrementaría en proporción al incremento de consumo de energía total.
Con relación a la posibilidad de interconexión de mayores cuotas de generación, además de la cantidad de energía y que no exceda el tope regulatorio que ya mencionamos aún dista del nivel actual, se debe tener en cuenta el punto de interconexión para determinar la capacidad técnica de la red de distribución. De ahí la relevancia de que las empresas distribuidoras hagan parte del proceso de revisión y autorización técnica de las nuevas interconexiones, a fin de corroborar la seguridad y no afectación del servicio de los demás clientes, o la necesidad de adecuaciones en la red previas a la interconexión.
Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica se comunicó con ENSA – Grupo EPM y Sergio Hinestrosa, vicepresidente de Planeación Estratégica, Regulación y Nuevos Negocios de la compañía, accedió a responder unas preguntas en exclusiva:
En su Centro de Control del Sistema, ¿cuáles recursos están destinados a operaciones que sirven a la Generación Distribuida renovable?
Contamos con expertos técnicos adscritos a nuestra Vicepresidencia de Ingeniería que evalúan las solicitudes de interconexión, el diseño técnico y pruebas de los sistemas de generación y la capacidad de nuestra red para la operación interconectada.
Igualmente, contamos con equipos especializados para la instalación de medidores inteligentes bidireccionales, necesarios para la interconexión de clientes con “autoconsumo”, una vez se hayan certificado la instalación por parte de nuestros técnicos.
Finalmente, contamos con un área de atención a clientes con conocimiento específico de este tipo de interconexión, a fin de atender cualquier inquietud o reclamo que pudiese presentarse durante la operación normal.
Muchas empresas del sector renovable manifiestan quejas en referencia a la tardanza de trámites y en la instalación de los medidores bidireccionales, ¿qué puede decir al respecto?
Como mencionábamos en la pregunta anterior, para iniciar la operación, y por seguridad del propio cliente, la red de distribución y los otros clientes circundantes, se requiere la realización de pasos, ante diversas instancias, establecidos por la regulación. En dicho proceso, además de la empresa distribuidora, se requiere el involucramiento de Ingeniería Municipal y el Cuerpo de Bomberos. ENSA, habitualmente cumple con los tiempos señalados en la regulación en la atención de los trámites bajo su responsabilidad a saber:
Aprobación de planos eléctricos y diseños técnicos a instalar ajustados a los requisitos vigentes.
Inspección y realización de pruebas de sistema y apego a los planos aprobados.
Instalación de medidor inteligente bidireccional para interconexión de sistemas certificados.
En conclusión, el trámite está formalmente establecido para claridad y conocimiento de todas las partes, considerando que al ser un sistema de generación y además con capacidad de inyección a la red, se requiere la intervención de múltiples actores -cliente, técnicos idóneos, distribuidor, municipio y bomberos- a fin de que se pueda verificar la seguridad, adecuado funcionamiento y medición de la mencionada instalación.
No obstante, todavía existen muchas oportunidades desde los diversos actores que intervienen en el sistema para simplificar los procedimientos que permitan la masificación del “autoconsumo” y estamos trabajando en conjunto con el Gobierno Nacional para lograrlo.
¿Qué revisiones del marco regulatorio proponen para asegurar la confiabilidad de su sistema ante el avance de este tipo de alternativa, en su mayoría renovables?
De acuerdo a lo compartido en diversos escenarios como en el desarrollo de la “Línea de Generación Distribuida” del Plan de Transformación Energética de Panamá, consideramos que se debe evolucionar la regulación para que, de manera equilibrada con el sistema, incorporen diversos elementos a saber:
Mayor claridad en obligaciones e instancias de registro / autorización para infraestructuras de autoconsumo, incluyendo su simplificación cuando sean instalaciones menores o sin capacidad de inyección a la red.
Mayor claridad de obligaciones técnicas y operativas cuando se inyectan excedentes a la red de distribución e interrelación con dinámica de mercado energético nacional gestionada por el CND a través de las empresas distribuidoras que operan como interconectoras.
Plan de modernización (inversiones) cuatrienal incorporando inteligencia de la red de distribución que permita la óptima gestión de generación distribuida.
Desarrollo técnico (y económicamente equilibrado) de criterios tarifarios y de compra para clientes con capacidad de inyección de excedentes a la red de distribución.
Siendo el servicio de energía un servicio público regulado, la modernización del mismo debe, además de considerar la disponibilidad de las nuevas tecnologías, considerar una modernización regulatoria que permita la incorporación de este tipo de tecnologías de manera equilibrada y consciente de los efectos en todos los actores del sistema, aprovechando las experiencias exitosas que se han dado en otros países como referentes para ser adaptados al contexto económico, social y regulatorio de Panamá.
El más reciente Informe de Transformación de Energía Global de IRENA pronostica que un 86% de la demanda global de energía será cubierta por generación renovable hacia el 2050. De aquel total, un poco más de 8500 GW podrían ser de capacidad solar.
Estas cifras fueron analizadas atentamente por fabricantes de la industria durante la Cumbre Solar de Latam Future Energy de la que participaron referentes de empresas líderes del sector.
Entre ellos, Alberto Cuter, gerente general para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, advirtió que en esta región el mercado brasileño sería en gran parte responsable de aquel protagonismo que irá teniendo la tecnología fotovoltaica. Una clave sería no sólo parques solares utility scale sino también instalaciones de generación distribuida solar impulsadas por la comercialización online.
“Es un tema de supervivencia. Si quieres tener un poco de profito/lucro tienes que apoyarte en una plataforma de ventas que no puede ser la misma que hace 10 o 5 años”, introdujo el referente empresario.
Y rememoró: “Hace dos años, me sorprendí al encontrarme con uno de los más grandes distribuidores en Brasil que es Aldo Solar implementando una plataforma de comercialización que tenía el 70% de las ventas online”.
“Allí, un integrador solar puede encontrar los componentes que necesita, armar su propio paquete, pagar y al día siguiente seguir su envío. Todo en línea”.
Entre los mercados que en el corto plazo pueden explotar esta alternativa de ventas, Cuter destacó a México, además de Brasil. No obstante aclaró que están todos invitados a subirse a esta ola para prosperar: «Es la única manera de ser exitoso en este mercado».
Mejorar costos considerando el sistema como un todo
Hasta hace tres años la industria solar global tenía como estándar de módulos fotovoltaicos a los policristalinos de 72 celdas para los grandes proyectos solares. Y, aunque habían algunas diferencias entre uno u otro proveedor, las diferencias eran mínimas. Hoy en día, nos encontramos con variantes de tecnología que llegan a 158, 166, 182 o 210 celdas con distintos parámetros eléctricos y la oferta sigue creciendo.
Durante el más reciente evento de Latam Future Energy, quedó a las claras que la actualización de los módulos al día de hoy son cada vez más recientes y exigen una coordinación entre actores de la industria para garantizar que la innovación acompañe a la optimización del LCOE de parques solares para asegurar la competitividad de los proyectos.
Al respecto, Alberto Cuter, gerente general para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, puso a consideración que el producto que lanzaron al mercado más recientemente, el módulo Tiger Pro, fue desarrollado y diseñado junto con los principales fabricantes de trackers e inversores.
¿Porqué? Desde la óptica de este ejecutivo de Jinko Solar, el módulo no debe ser visto como un componente independiente.
“Tu puedes creer tener el mejor módulo del mundo pero cuando lo pones en un parque solar el CAPEX u LCOE puede no ser el óptimo”, señaló el empresario.
De allí es que, durante su participación en el panel “Optimización del LCOE: Innovación, tecnología y rentabilidad”, subrayó:
“Ahora no se elegirá más el módulo más barato o el que tenga mayor potencia. Sino que se optará por aquel que garantice junto a otros componentes el mejor LCOE para el sistema”.
La Secretaría de Energía finalmente publicó el acuerdo por el que, por órdenes de dos jueces federales bajo, quedó suspendida definitivamente la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica.
Dicha suspensión definitiva está dada bajo la nómina de medida cautelar tras los más de 70 amparos presentados en las últimas semanas y tendrá validez hasta que se resuelva el fondo del juicio de amparo, previsto para el próximo 27 de abril, como audiencia constitucional en este caso.
KarenOrtizOrtega, experta en análisis regulatorio del sector energético, comentó cómo prosigue la situación judicial sobre la reforma: “Esta medida suspende cualquier aplicación posible por parte de las autoridades hasta que no se resuelva de fondo la constitucionalidad de la reforma”.
“Las autoridades competentes, como el Centro Nacional de Control de Control de Energía o la Secretaría de Energía, no van a poder materializar ningún acto o disposición relacionada con la reforma”, agregó.
Con ello la especialista destacó que “es clave lo que el Juez hizo, trató de proteger no solo a los participantes del sector, sino también al consumidor y la sociedad en general”.
Karen Ortiz Ortega – Experta en análisis regulatorio del sector energético
Respecto a las acciones por parte de las autoridades del sector energético, Ortiz Ortega marcó que “no van a poder emitir ninguna legislación secundaria que aplicara a la reforma ni tampoco van a poder hacer actos de molestia a los particulares”.
Esto quiere decir que las autoridades están sujetas al cumplimiento de la Ley de la Industria Eléctrica con los precedentes, con los artículos previos a la reforma. Por lo que el CENACE, la Comisión Federal de Electricidad, la Comisión Reguladora de Energía y la SENER deberán de abstenerse de ejecutar los preceptos reclamados, incluyendo los artículos transitorios.
¿Qué podría ocurrir en caso que no acaten la suspensión? Karen Ortiz Ortega señaló que “si en algún momento las autoridades llegan a ejecutar algún acto, se podrá imponer una pena de tres a nueve nueve años de prisión, una multa de cincuenta a quinientos días o destitución e inhabilitación por empeñar el cargo”.
Por otra parte, la especialista comentó por qué se considera inconstitucional a la reforma aprobada por el Poder Legislativo federal de México: “En la Constitución hay varios bienes jurídicos tutelados que entre ellos se encuentran la competencia y la libre concurrencia”.
“Entonces cuando se abre la reforma energética y la participación a la iniciativa privada, uno de los principios constitucionales es que van a haber reglas claras del juego, donde los participantes pueden actuar de manera equitativa”.
Hecho que no se ve reflejado en el sector y Ortiz Ortega lo argumentó: “Es inconstitucional porque fortalece y da poder sustancial, o posiciona de manera preferente a la Comisión Federal de Electricidad, alejándose de criterios económicos, técnicos o de competencia económica”.
¿Qué debería hacerse para que sea constitucional? Según la visión de la experta en análisis regulatorio del sector energético, “debería ser una modificación o propuesta que respete los principios constitucionales de libre concurrencia, de competencia, de derechos fundamentales de cuidado al medio ambiente, transparencia a los consumidores”.
Energe abre sus puertas en la ciudad de Quilmes (Av 12 de octubre 781, Quilmes Oeste, Provincia de Buenos Aires). Y lo hace con un evento online el día viernes 26 de marzo para vincular en una charla inspiradora y distendida a voces del sector público y privado, bajo el eje del cuidado ambiental y la responsabilidad en la toma de acciones concretas.
«¡Creemos que podemos revertir esta crisis ambiental!», aseguran desde Energe.
El evento será transmitido via Facebook Live y su participación es completamente gratuita.
Sobre el evento:
Fecha: 26/3/2021
Hora streaming:18hs
Duración: 50 minutos
Link streaming: https://www.facebook.com/energesa/
Moderador: Agus Neglia
¿Por qué Quilmes?
Con sus casi 600 mil habitantes es una de las ciudades más antiguas y grandes del país, completamente urbanizada y sede de distintas industrias, potencia la oportunidad de impactar positivamente en nuestro medio ambiente con soluciones de energía renovable a partir de sistemas domésticos, espacios públicos e incluso para la demanda de energía en procesos productivos.
Desde su historia, supo ser muy concurrido y ser el primer balneario de la República Argentina. El correr de los años y la creciente contaminación del río la fueron alejando de ese esplendor. Hoy existen herramientas de cambio en el aprovechamiento del sol como fuente de energía, prácticas favorables desde el consumo, eficiencia en el transporte, entre otras, que están llevando esta linda su ciudad a su mejor versión.
El uso de energía solar y el ya mencionado aporte ambiental trae consigo además la posibilidad de ahorro económico, al disminuir el uso de energía convencional (electricidad y gas) baja el impacto que conllevan los aumentos en las tarifas y acorta considerablemente los plazos de amortización al adquirir esta tecnología. Desde el punto de vista de los productos Energe hace foco en la vida útil de los mismos para bajar la huella en la producción y la fabricación propia desde su planta industrial elevando el standard de calidad (certificación ISO 9001-2015), facilitando el post venta y generando empleo local.
Las tarifas de la energía han estado en el punto de mira durante las últimas semanas en Argentina, ya sea con ciertos inconvenientes en la provincia de Buenos Aires, como así también en la nueva planificación energética apuntada por el gobierno actual.
Omar Zorzenón, Coordinador de la Comisión de Política Energética de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad (FACE), analizó el panorama en el país y dedujo cuál es la problemática: “El tema de las tarifas energéticas en Argentina es mucho más amplio y termina dentro de las energías renovables”.
“Los problemas tarifarios energéticos en Argentina no de distribución, ni de transporte ni de generación, es todo el problema”, agregó.
Incluso puso de manifiesto una licitación lanzada durante la gestión de JuanJoséAranguren como Ministro de Energía de la Nación: “Lanzó una licitación de 1000 MW de energía de urgencia con motores de 62 MW cada uno. Pero estos funcionan tres o cuatro meses al año con suerte y le pagan como si trabajara todo el año”.
“La tasa de retorno en dólares de la inversión de esta energía tradicional es del 48% anual. Ya ahí hay un problema en el precio de la generación, que no tiene nada que ver con energías renovables”, explicó.
Omar Zorzenón – FACE
Además, Zorzenón identificó una serie de componentes que, bajo su punto de vista, hicieron de un precio alto, sin importar la fuente: “Una doble tasa de indemnización en dólares, que dentro de los precios está el riesgo país, una tasa de retorno no menor a entre 12 y 18% de los proyectos y hubo especistas extranjeros que una vez aprobados los proyectos por la Nación tuvieron que autorizarlos”.
Por lo que llegó a la conclusión de que “el tema de fondo en Argentina no es el precio de la energía renovable, el problema es todo el precio”. “Lo mismo el tema del transporte, no hay costos diferenciales por tipo de transporte”, apuntó.
“Luego está la distribución, que es un problema de cada provincia. La determinación de los precios es problema provincial, donde todos compran energía al mismo precio y después le agrega el valor de distribución provincial”, añadió.
Esto tiene relación con lo que sucedió en Buenos Aires, donde hubo diferencias entre las tarifas cobradas de distribución. De todos modos, el especialista afirmó que “el primer problema que tiene la provincia de Buenos Aires es no haber adherido a la Ley Nacional de Energías Renovables, dado que todos los beneficios que tiene la Ley no son aplicables a la provincia, es una vergüenza”.
¿Cómo se puede resolver? “A nivel nacional se debe trabajar en el transporte, hay que hacer uno que tenga el equilibrio lógico del sistema de transporte”.
Por otra parte, nuevamente en el plano nacional, Omar Zorzenón señaló que “en Argentina está subsidiada la producción y no está subsidiado como corresponde el consumidor final, es el que tiene que estarlo”. “Con una tarifa social bien aplicada, se acabó el problema”, comentó.
“Es una entelequia plantear que el problema de la energía en Argentina es el precio exclusivamente de la energía renovable”, aludiendo a un inconveniente general. “Las energías renovables no son un problema tarifario”, concluyó.
De acuerdo al último reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile sobre energías renovables no convencionales (ERNC), hasta febrero pasado se contabilizaron 12.328 MW de estas tecnologías tanto en construcción como con Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) aprobadas.
En lo que respecta a proyectos en obra, la entidad relevó un total de 144 iniciativas por 5.339 MW, conformadas por: un 58% (3.116 MW) de solares fotovoltaicos, un 37% (1.958 MW) de eólicos; 3% (166 MW) de biomasa y 1% (66 MW) de mini hidros. También se contabiliza la planta geotérmica “Cerro Pabellón Unidad”, de 33 MW.
Si bien los emprendimientos ingresarán en operaciones de forma paulatina hasta febrero del 2023, la CNE informó que el grueso de ellos lo hará durante este año.
Fuente: CNE
Asimismo, el informe destaca que existen 29 centrales en etapa de pruebas, por 709 MW. 375 MW corresponden a iniciativas solares fotovoltaicas, 327 MW a eólicas, 6 MW a biomasa y 1 MW a mini hidro.
Evaluación ambiental aprobada
Por otra parte, el reporte de la Comisión Nacional de Energía asegura que el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) expidió Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) durante los últimos 13 meses para proyectos de energías renovables un total de 6.989 MW.
Cabe destacar que estas iniciativas constituyeron el 97,3 por ciento de toda la potencia aprobada durante ese período de tiempo y motivarán inversiones por 7.067 millones de dólares.
Fuente: CNE
Además, el informe asegura que hasta febrero pasado ingresaron en etapa de calificación un total de 219 emprendimientos renovables no convencionales (187 solares fotovoltaicos, 27 eólicos, 3 mini hidros y uno de biomasa).
Estos emprendimientos totalizan 11.447 MW, equivalentes a inversiones en torno a los 12.530 millones de dólares.
Fuente: CNE
Matriz eléctrica
El documento de la CNE también señala que la potencia instalada neta con base de energías renovables no convencionales, a febrero del 2021, asciende a los 6.818 MW, llegando al 26,9 por ciento de la matriz eléctrica chilena.
En una saga que bien podría ser una novela por entregas, el área energética del gobierno y Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, se trenzaron en una discusión técnico-legal sobre la forma en que la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2021.
El Ente Regulador de Electricidad (ENRE), que hoy dirige Soledad Marín, publicó hace 10 días una auditoría que cuestiona duramente ese proceso y recomienda la anulación del mismo. Tres días más tarde Edenor envió una contestación a ese documento, en la que critica punto por punto los ejes centrales de lo auditado por el organismo eléctrico. EconoJournal publicó ayer una nota en la que aborda ese contrapunto.
Cuando parecía que el tema estaba concluido, ayer a primera hora de la tarde, e ENRE, que en los hechos depende de Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica y en los hechos el hombre fuerte del gobierno para el sectoreléctrico, envió a este medio un documento en respuesta a Edenor, en el que retoma los argumentos esgrimidos por la distribuidora, que pertenece a Pampa Energía y está en proceso de venta al grupo Vila-Manzano-Filiberti. La cartera apuntó a defender argumentalmente la auditoría inicial realizada por el ente regulador. A continuación se presentan los principales títulos de la respuesta enviada por la Subsecretaría.
I) Grave situación económico-financiera de Edenor
¿Qué dice Edenor?
Mediante su carta el ENRE, la distribuidora planteó que «en la Auditoría Final se afirma equivocadamente que «detrás del lema de defensa de la transparencia», el gobierno de Cambiemos impulsó una política deliberada de «mejora de ingresos de las concesionarias”. “No hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”, justificó la distribuidora.
¿Qué le respondió el ENRE?
“Resulta llamativo el enfoque que brinda Edenor sobre la ‘grave situación económica-financiera’. Si bien es real que, en el año 2015, la empresa recibió subsidios del Estado Nacional a través de la Res. SE Nº 32/2015, se debe resaltar que dicha resolución le permitió obtener un resultado operativo de $ 2.241,7 millones y un resultado neto de $1.142 millones garantizando una rentabilidad extraordinaria sin que se pudieran auditar el destino los fondos involucrados ante el cambio de gestión».
«En efecto, a partir del año 2016 se comienzan a implementar estrategias para mejorar los ingresos de las distribuidoras. La primera de ellas es a través de la Res. ENRE Nº 1/2016 en donde se aplica el “Régimen Tarifario de Transición” y de la Res. MINEM 6/2016 que estableció nuevos precios de la energía», continuó.
«En este sentido, en un mes (de enero a febrero de 2016) un usuario residencial promedio pasó de pagar 30 $/mes a 183 $/mes por el consumo de energía eléctrica resultando en un incremento del 510%. No parecería ser una “tarifas ni justas ni razonable” en los términos de la Ley 24.065«, cuestionó la Subsecretaría. Y agregó: «Sin embargo, y tal como se expuso a lo largo del Informe, la RTI aplicada en febrero 2017 no resultó de la magnitud de los ingresos aprobados por el ENRE porque a través de una nota emitida por el Ex Ministro de Energía y Minería a las autoridades del ENRE, se decidió “topear” el incremento que le hubiese correspondido según la RTI a un 42% respecto de los ingresos del 2016».
«En consecuencia, existió una política que tuvo como objetivo mejorar el ingreso de las concesionarias, sólo que ante la adversidad de la situación que se estaba evidenciando por parte de los reclamos de los usuarios ante el “tarifazo” implementado en el 2016 (tanto en gas como en energía eléctrica) decidieron postergar parciamente la aplicación de los ingresos reconocidos a las empresa, pero manteniendo dicha diferencia inalterable en términos reales para la distribuidora, no así para los hogares, comercios e industrias que vieron reducir su poder adquisitivo», señaló la Subsecretaría.
«Por su parte, el incremento significativo de las pérdidas no técnicas es parte de la responsabilidad empresarial y, en efecto, parte de los ingresos reconocidos son para llevar adelante una gestión de cobranzas eficiente. En consecuencia, se evidenciaban graves errores de estimación, al suponer que la quita de subsidios más el reconocimiento de mayores ingresos a las distribuidoras no iban a impactar en el consumo energético de la población tal como se verificó especialmente a partir de 2017, en particular al segmento industrial”, analizó la Subsecretaría.
Base de capital: A. Utilización del método del VNR
En este punto Edenor afirma que en el Informe se adoptó la metodología del VNR en detrimento del Flujo de Fondos de donde surge esa justificación. “Si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor. En este sentido, el ente regulador reconoce que este último me todo «termino arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo termino desestimando”, afirmó Edenor.
Respuesta del organismo regulador: “La utilización del método de flujo de fondos fue desestimado por el ENRE, no a través de un análisis exhaustivo del método, sino como “justificación” para considerar la propuesta de la Concesionaria que optó por el VNR porque consideraba que “la base de capital basada en valores contables ajustados por índices de actualización no es representativa del valor de los activos requeridos para prestar el servicio en las condiciones de calidad establecidas en el Acta Acuerdo, por lo tanto no se efectuó la determinación de su valor”. (1 Informe “Revisión Tarifaria Integral (RTI) -2016 Propuesta Tarifaria”. EDENOR, 05/09/2016.)
En ese sentido, el ENRE, a partir de los costos “aprobados” por el organismo los incorporó en un flujo de fondos sin justificar por ejemplo el cálculo de impuestos, lo que efectivamente determinó un ingreso superior al aprobado. En realidad, más que la selección de un método, lo que se estaba avalando eran los costos propuestos por la distribuidora, sólo que, por medio del flujo de fondos, los resultados hubieran sido completamente inaplicables, aún más de los que efectivamente se aprobaron y tampoco pudieron llevarse a cabo en forma total”
B. Error al analizar la base de capital
Edenor interpretó que: “En el Informe Final el ENRE sostiene que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado por el ENRE, se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones: las aprobadas por el ENRE serían un 22% menores a las informadas por el distribuidor. Este análisis erróneo parte de no tener en cuenta que el ente regulador excluyo del VNR los activos totalmente amortizados. La tabla transcripta y estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, argumentó la empresa de Pampa Energía.
Sobre este punto, el organismo de de Energía Eléctrica respondió que “resulta atractiva la respuesta de Edenor en relación a la Base de Capital Regulada aprobada por el ENRE en el marco de la RTI. Sin embargo, en el Informe de Auditoría hace referencia a que en la información vertida en los expedientes no se desprende que el regulador excluyó a los activos totalmente amortizados en cuyo caso debió ser $0. Sino simplemente hay valores arbitrarios que no reflejan las fórmulas de depreciación”. “En consecuencia, lo que allí está vertido como conclusiones, son las que se desprenden del análisis de la información disponible para la auditoría, no las que evidentemente Edenor le envío al regulador como “dato” para ser considerada en la RTI”, indicó.
C. Confusión sobre la rentabilidad sobre los activos
Edenor consideró que: “Se hacen afirmaciones confusas y tendenciosas sobre la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido. Por ejemplo, se afirma que «[s]i bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”. Y agrega la empresa: “en el informe final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”.
El gobierno recogió el guante y afirmó que “no es llamativo este tipo de explicación que proviene de una empresa privada cuyo objetivo claramente es la rentabilidad”. “No necesariamente en todas las metodologías de regulación de servicios públicos se ‘rentabiliza’ el capital invertido no importa su procedencia. En el caso de que la expansión se haga vía tarifas o vía subsidios, implica ciertamente una transferencia de ingresos de los usuarios a las empresas, quien, en realidad, a través de la propia rentabilidad debería invertir para expandir/renovar la red de distribución. No es el caso de Edenor, que se trató de una empresa del Estado que ha sido privatizada y todos sus activos son en realidad del Estado Nacional”, interpretó.
D. Contralor sobre el valor de los activos
En su presentación, Edenor indicó que “en relación con el valor de los activos considerados en la base de capital, en el informe (del ENRE) se afirma que «se aceptaron los datos provistos por las empresas sin hacer un relevamiento o contar con un seguimiento actualizado de los activos en cuestión»”.
“Si bien es cierto que no se realizó una auditoría de bienes, los precios de los bienes utilizados en el marco de la RTI resultaron de los precios en el mercado, de licitaciones realizadas por los distribuidores, de cotizaciones llave en mano, etcétera. Además, esos valores fueron verificados y/o modificados por Quantum, la consultora contratada por el ENRE para asesorarlo durante la RTI. Ello puede verificarse, por ejemplo, en las fojas 1187 y 1188 del expediente de la RTI”, indicó la empresa.
En relación con este punto, central para la determinación monetaria de la base de capital, la Subsecretaría de Energía Eléctrica informó que “se ha constatado en la auditoría que el capital físico existente al 31/12/2015 no fue relevado por el ENRE, sino que tomaron los datos de las empresas Distribuidoras (por sistema) o bien por muestreo de las consultoras contratadas por las Distribuidoras para tal fin, por consiguiente, que la valuación sea con “precios de mercado” no dice nada sobre su veracidad”. “En consecuencia, y tal como se expuso a lo largo del Informe de Auditoría la valuación del capital físico es inverificable, dado que se realizó a través de cotizaciones a proveedores que se desconoce su procedencia”, respondió.
Inversiones
Sobre esta cuestión, Edenor indicó que “en primer lugar, es incorrecto afirmar que el ENRE incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”. “De acuerdo con la RTI, sólo se activan las inversiones realizadas. En efecto, las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior (a través del mecanismo del cálculo del Factor Q). En tercer lugar, el ENRE afirma (equivocadamente) que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes «son sólo 10%». Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el informe final. En cuarto lugar, no existe duplicación alguna relación con la activación de intereses y personal”, cuestionó la empresa.
En lo que se refiere a este punto, la cartera que responde a Basualdo respondió que “como se menciona en el informe de auditoría, el Factor Q captura el incremento del CPD necesario para el año “n” para cubrir el costo de capital (remuneración al capital y depreciación) y los costos de explotación derivados de las inversiones realizadas por la empresa en el año “n-1” (con el criterio de puesta en servicio y no de los desembolsos)”. “El hecho de afirmar que las inversiones se incorporan a la base de capital no implica que se incorporen en la misma cuantía a la remuneración o reconocimiento de ingresos, como pretende tergiversar Edenor a partir de una exposición confusa de extractos del Informe”.
“En segundo lugar, es imprescindible identificar las inversiones destinadas a sustituir o mejorar activos existentes a diciembre 2015 para que no se suponga el costo de capital del activo existente y el que surge de las inversiones de renovación puestas en servicio. En este caso, no se pone en pie de igualdad el porcentaje de participación de las inversiones de renovación en las inversiones totales frente al porcentaje valor no amortizado del activo que la inversión de renovación viene a reemplazar, sino que se afirma que resulta sobresimplificada la forma de deducir las inversiones que sustituyen activos existentes. Teniendo en cuenta que era la primera RTI luego del inicio de la concesión y que el relevamiento de la infraestructura (no sólo su existencia sino su operatividad efectiva y vida útil remanente) fue presentado por la empresa y corroborado parcialmente por la empresa Quantum en un lapso de meses, no parece adecuado no realizar un análisis más profundo de este aspecto”, continuó la dependencia.
“Además como se menciona en el Memorandum del ENRE donde se presenta el análisis de la propuesta de la empresa, no es posible identificar para todas las inversiones por reposición el activo que sustituyen. Por último, cabe señalar que el ENRE aprobó el Plan de Inversiones presentado por la empresa con unos leves ajustes. Sin embargo, este Plan era por demás ambicioso (por ejemplo superó en supero en más de $ 10.000 millones las inversiones propuestas por Edesur). La magnitud del Plan hacía suponer su difícil capacidad de ejecución y esto queda demostrado por el desempeño posterior de la empresa. A nivel global, en los años 2017 y 2018, Edenor no llegó a cumplir con la puesta en servicio de las obras comprometidas en el Plan de Inversiones, detrayendo parte de los ingresos que le hubieran correspondido si se habría cumplido la incorporación las inversiones. Si me toman las unidades físicas, en el período 2017-2019, Edenor puso en servicio el 56% de los kilómetros de línea de media y baja tensión que se había comprometido”, criticó el organismo.
Costos de explotación y mantenimiento
El ente señaló que “a lo largo de este apartado, Edenor esgrime argumentos en contra del informe de auditoría (en relación a las inversiones, a los costos de OyM) justificando que luego de 15 años de ‘congelamiento’ era urgente y necesario actualizar las tarifas y adaptar la red a la demanda”. “Es llamativo encontrar inconsistencias a lo largo de este “descargo” dado que la empresa da cuenta en muchos párrafos que han recibido ingresos por otras vías. En efecto, en la primera frase del informe comienza diciendo que la RTI se trató de una sustitución de ingresos de subsidios por tarifa (es decir traslado a los usuarios)”, añadió.
Evolución de las tarifas eléctricas
El ENRE indicó que “Edenor pretende decidir qué parte de la política tarifaria puede ser abordada en un informe de auditoría que está establecido bajo la Ley 27.541. El análisis de las tarifas de energía eléctrica, no se puede aislar de lo que efectivamente el usuario paga por todo concepto. En efecto, no tiene porqué saber los diferentes componentes de la factura y por lo tanto el análisis debe contemplar la totalidad de los costos”. “Lo que el informe da cuenta no es sólo la política en el segmento de distribución, sino la política tarifaria en todos sus aspectos. Claramente aislar los ‘conceptos’ sería un análisis parcial de lo sucedido entre 2015-2019 en este sentido”, agregó.
Calidad del servicio
¿Qué respondió la cartera eléctrica?
En relación con el apartado de calidad de servicio, la Subsecretaría indicó que “la nota de Edenor crítica la auditoria, cuando lo único que allí se manifestó es una crónica de las resoluciones emitidas por el ENRE, donde efectivamente se establecieron senderos de calidad que eran de fácil cumplimiento para las distribuidoras los primeros años de la RTI, porque justamente el punto de partida fue a través de la selección de un período arbitrario que daba ‘aire’ a las empresas para que cumplan con los objetivos de calidad”.
Y continuó que: “En consecuencia, la flexibilización de los parámetros para evaluar la calidad de servicio técnico derivó en que las distribuidoras obtengan un mejor resultado del que deberían haber tenido si se aplicaba la metodología anterior a la RTI, minimizando de esta forma las sanciones y otorgando así un grado de ‘éxito’ a la política tarifaria que no fue tal”. “En efecto, quedo visibilizado en el Informe de Auditoria el cambio significativo que se imprimió en la RTI, el cual estableció una subdivisión de cada una de las áreas de concesión en partidos de PBA y comunas de CABA, que acepta diferentes niveles de calidad para distintos usuarios dentro de una misma área de concesión. Es decir, que se establecieron múltiples objetivos de calidad de servicio para un mismo cuadro tarifario, avalando que usuarios con igual tarifa obtengan un servicio diferenciado. Aún donde el esfuerzo para mejorar los índices de calidad es mayor en los partidos con una peor calidad de servicio, las asimetrías establecidas en el Objetivo de Calidad de los indicadores quedan manifiestas”, argumentó. Y concluyó: “Claramente estás áreas pueden tener diferente topología de red (área o subterránea), sin embargo, Edenor justifica dichas asimetrías indicando que los usuarios con peor servicio recibirán una “bonificación” en sus facturas. De esta manera, considera que la falta de luz (servicio público) se compensaría con menor tarifa como si fuesen cuestiones intercambiables, mostrando a las claras que el servicio Público de energía eléctrica se trata de una mercancía más”.
Race to Zero es la campaña internacional para una recuperación de carbono cero saludable y resiliente y tiene como objetivo reunir compromisos netos cero de ciudades, empresas e inversionistas de toda la comunidad de acción climática en el período previo a la COP26. Sobre esto presentó el Champion de la COP25, Gonzalo Muñoz.
“Una de las grandes virtudes que tiene esta campaña fue haber logrado que empresas de distintos ámbitos se unieran en pos de un mismo objetivo. Le da una fuerza única a esta alianza, la capacidad de que todos estemos trabajando con un mismo objetivo y con criterios comunes», comentó Gonzalo.
Y agrega: «Pasa a ser la alianza de carbono neutralidad más grande que ha existido y la única que junta a actores estatales y no estatales para hacer sus compromisos visibles al proceso global. A través de esta colaboración estamos diciéndole al mundo que si quieren ser parte de la solución, éste es el punto donde pueden hacer visibles sus compromisos”
La campaña Race To Zero se basa en el criterio científico creíble definido por el IPCC, y la metodología es validada y verificada constantemente por un grupo de expertos globales liderados por la Universidad de Oxford (UK), lo que avala la seriedad y compromiso del proceso.
El evento contó también con palabras de bienvenida y motivación de la ministra del Medio Ambiente, Carolina Schmidt, quien hizo un enérgico llamado a las empresas presentes a sumarse a esta iniciativa y construir juntos un planeta más limpio y eficiente.
“Son las empresas de ACERA las que han sido el rostro de la transformación del sector privado de nuestro país. Ustedes son nuestra mejor carta, son nuestro gran orgullo y tienen que formar parte de esta campaña, mostrando un compromiso claro con la carbono-neutralidad y resiliencia al año 2050 como tope. Es un compromiso y una transformación de cada una de las empresas y de cada una de las personas que queremos lograr combatir el calentamiento global con la urgencia que necesitamos. Esa es la invitación y yo estoy segura de que van a estar a la altura de las circunstancias”, indicó la ministra.
La invitación está hecha. Chile ha demostrado trabajar de forma acelerada en el combate de la crisis climática, ahora es momento de que cada organismo haga también su propio compromiso y así, en forma conjunta, lograr la gran meta de emisiones netas cero para Chile y el mundo.
La subasta en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para la provisión a CAMMESA de gas natural para generadoras en el mes de abril arrojó como resultado la oferta de suministro de 11 millones de metros cúbicos día, con precios en origen de 2,04 a 2,30 dólares el millón de BTU.
Los precios de ése gas puesto en el acceso al Gran Buenos Aires oscilaron entre 2,59 y 2,61 dólares el millón de BTU.
Las ofertas fueron de 1 Millón de metros cúbicos día desde Chubut ; 2,5 Millones desde Santa Cruz; 3,5 Millones desde Neuquén, y 4 Millones de metros cúbicos día desde Tierra del Fuego.
En la 130° reunión de la Comisión Federal de Escuelas Técnicas Pampa Energía presentó, a través de su Fundación, el recorrido virtual 360 a la Central Termoeléctrica Genelba, una manera interactiva y diferente de conocer una de las principales plantas generadoras de la compañía.
En la reunión que contó con la presencia del director del Instituto Nacional de Educación Tecnológica (INET), Diego Golombek y más de 50 subsecretarios, coordinadores y directivos, se realizó una demostración del recorrido, que es una solución digital que surgió durante la pandemia, para continuar con el programa de visitas a diferentes activos de Pampa.
“Entre 2017 y 2019, más de 5.500 personas visitaron nuestros activos. La pandemia nos obligó a cambiar muchas de cosas que veníamos haciendo de forma presencial, sin perder de vista el objetivo de seguir generando esa “cercanía”, afirmó Pablo Diaz, Director de RSE y Fundación Pampa.
Al respecto, añadió que “fue así como surgió el proyecto de realizar un recorrido virtual 360, una propuesta que logra que las personas puedan tener la experiencia de visitarnos y entender cómo funciona una Central Termoeléctrica”.
Por su parte Diego Golombek destacó que la compañía “tiene un genuino interés por colaborar con la educación técnica.” El INET, organismo dependiente del Ministerio de Educación de la Nación declaró de interés educativo este recorrido, por la utilidad que tendrá para la educación técnica secundaria y superior del país.
Acerca de Genelba
La Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, provincia de Buenos Aires, posee una potencia instalada total de 1.253 MW y cuenta con 2 ciclos combinados (compuestos por 4 turbinas de gas y 2 de vapor). Según datos de CAMMESA fue la planta de ciclo combinado más confiable del país en 2008, 2009 y 2010, y ganó el Premio Nacional a la Calidad 2013.
En 2020, con una inversión de US$ 350 millones, Pampa inauguró el segundo ciclo combinado, aumentando su capacidad y con la posibilidad de generar energía para 2.500.000 hogares.
Podrás ingresar a la visita desde este link https://www.pampaenergia.com/360-grados/
Facilitar el acceso al servicio de gas natural a organizaciones de la sociedad civil, realizando o mejorando instalaciones internas, es el objetivo que se marcó MetroGAS en su programa “Instalaciones Solidarias”, que suma más de 14 organizaciones beneficiadas en 3 años y hoy se potencia desde el trabajo en articulación.
Desde 2020 y en línea con su experiencia de trabajo en alianza, MetroGAS -la principal empresa de distribución de gas del país- se sumó a una mesa de gestión convocada por el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS) con la participación del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, conformando una alianza para potenciar el impacto del programa Instalaciones Solidarias.
De esta manera, se integró a la acción territorial la identificación de organizaciones sociales, lo que amplía la base de selección y evaluación de viabilidad, según criterios previamente definidos por MetroGAS en relación a aspectos sociales, legales y técnicos.
A la fecha, son 3 las organizaciones beneficiarias que se encuentran con obras activas y 1 en proceso de aprobación, para la instalación total de gas y habilitación de cocinas industriales, hornos, anafes, termotanques, y calefactores según el caso, impactando en 1.040 familias que están vinculadas a su servicio comunitario y de asistencia en alimentación. Estas son:
Asociación Civil y Recreativo de Primera Infancia “El Grillito”, en Almirante Brown; Asociación Civil Camino y Vida, en Lomas de Zamora, Comedor Luz de Alejandrina, en Florencio Varela y Luna de Chocolate, también en el partido de Almirante Brown.
En todos los casos, se trabaja con profesionales gasistas matriculados particulares a cargo de la instalación de llaves de paso reglamentarias, rejillas de ventilación, construcción de gabinete para medidor y la doble regulación requerida por el nivel de consumo, además de integrar a las organizaciones al panel de trabajo del Voluntariado Corporativo de MetroGAS ante campañas y acciones particulares.
“Estamos felices de potenciar el ritmo y alcance de Instalaciones Solidarias, un programa estratégico y muy querido en la compañía por su aporte al bienestar de personas, familias y organizaciones comunitarias, reflejando en la acción nuestra capacidad técnica y el trabajo en cercanía que nos caracteriza”, comenta Alejandro Di Lazzaro, Director de Relaciones Institucionales de MetroGAS.
“Contar con gas natural significa una mejor calidad de vida para nuestros chicos, significa contar con un lugar calentito, con meriendas reforzadas, con agua caliente, y poder cocinar, todo en un mismo espacio”, detalla Sandra Tapia, coordinadora del Centro Cultural y Recreativo “El Grillito”. “Estamos muy agradecidos a MetroGAS, primero porque pudimos hacer realidad un sueño de muchos años y, segundo, por el acompañamiento e involucramiento que tuvieron durante todo el proceso”.
El programa Instalaciones Solidarias forma parte de la estrategia de Sustentabilidad y Responsabilidad Social “Desarrollar, Cuidar y Compartir”, de la compañía.
El Poder Ejecutivo Nacional decidió incorporar dentro del objeto social de Integración Energética Argentina S.A. (Ex ENARSA) a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias, indicó IEASA .
Uno de los objetivos principales será el litio. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas.
“En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, sostuvo el presidente de IEASA, Agustín Gerez, quien agregó que “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”.
“Puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios”, aseguró el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, en referencia al aumento que podría autorizar el gobierno en la tarifa eléctrica luego de las audiencias públicas que tendrán lugar el 29 y 30 de marzo. En diálogo con el programa «Pasaron Cosas» de «Radio Con Vos», el funcionario analizó los pedidos de aumentos de Edesur y Edenor, reconoció que el gobierno va a seguir apuntalando el funcionamiento del sector con subsidios y aseguró que trabajan en la posibilidad de avanzar con una segmentación tarifaria, pero no dio precisiones sobre cuándo podría implementarse.
–La semana que viene son las audiencias públicas y las empresas eléctricas pidieron aumentos elevados, ¿qué piensa hacer el gobierno?
-Efectivamente, las audiencias públicas son el lunes y martes. El lunes de transporte eléctrico y el martes de distribución. Para nosotros es un hecho muy importante la audiencia en sí. Estamos organizando para que tengan una participación todos los actores que se ven afectados e incluidos en este servicio público. Van a participar pymes, clubes de barrio, asociaciones de usuarios, electrodependientes, los sectores de la cultura como centros culturales y teatros para expresar su situación y sus necesidades. Si bien es cierto que no son vinculantes, es un ejercicio público ciudadano que nos interesa revalorizar dado que está muy asociada la audiencia pública a los ajustes tarifarios. En el pasado las audiencias públicas se intentaron dejar en un lugar secundario porque son la antesala de un ajuste tarifario. No es el caso de las audiencias de lunes y martes porque el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario y en ese sentido nos interesa la participación de toda la ciudadanía.
-¿Qué quiere decir que el gobierno no va a tomar una política de ajuste tarifario?
-La política tarifaria del gobierno va a acompañar la recuperación de la economía y el poder adquisitivo de los trabajadores. En ese sentido digo que no va a ser un ajuste del poder adquisitivo ni que impacte de sobremanera en los costos de la actividad económica.
-¿Cuánto es sobremanera?
-Los requerimientos que las empresas presentaron al ENRE, me refiero a Edenor y Edesur, son mucho mayores a los mencionados. Edenor plantea recomponer sus ingresos en un 100% y esto se logra con un aumento promedio en la factura del 34%, pero si uno observa en detalle la propuesta de Edenor a los Residenciales 1 y 2, que explican cerca del 80% de la demanda residencial, se le aumenta al Residencial 1 un 157% y al Residencial 2 un 65%.
-¿Ellos dicen que la factura tiene que aumentar más de un 100%?
-No, sus ingresos anuales.
-¿Eso se consigue con un aumento de la factura de cuánto?
La propuesta de ellos es aumentarle a los residenciales entre un 65% y un 157% y a los comercios un 58%.
-¿Y el gobierno cuánto está dispuesto a conceder?
-El gobierno no va a tomar en cuenta esta senda propuesta por las concesionarias sino que en función del programa económico va a adecuar las tarifas de manera tal de acompañar la recuperación. Obviamente no te puedo decir un número, lo que quiero decir es que puede ser un 7%, un 9% o un 15%. Es un número que no va a afectar el poder adquisitivo de los salarios.
-Si el aumento sale en esta banda del 7% al 15%, ¿esto significa que el Estado se va a hacer cargo de los cargo del mantenimiento o parte de la operación?
-Por los números que solicitan las empresas resulta inviable el proceso tal cual lo presentan los concesionarios. Con lo cual, efectivamente, se aumente un 7, un 9%, un 15% o un 40% el Estado va a tener que intervenir económicamente en el funcionamiento sectorial. De hecho, ya lo está haciendo. Nosotros venimos de un 2020 muy complejo en términos del esfuerzo del Estado para sostener el funcionamiento del sistema eléctrico y esto se refleja en el nivel de endeudamiento que Edesur, Edenor y el resto de las distribuidoras registran con CAMMESA, que es la que les vende la energía. Un elemento más para cerrar el cuadro de requerimientos de las empresas es que además de solicitar una recomposición de ingresos en el caso de Edenor de 100% y en el caso de Edesur de 250%, solicitan que le flexibilicemos los parámetros de calidad del servicio. Esto quiere decir que baje la calidad del servicio de la distribución eléctrica en el AMBA.
-¿En qué sentido qué baje? ¿Qué se relajen qué requisitos de calidad?
-Que se relaje tanto el requisito de duración como de cantidad de cortes.
-¿Las empresas abiertamente les dijeron a ustedes que va a haber más cortes de luz y que ustedes lo habiliten porque sino tienen que aumentar mucho más la tarifa?
-No dicen que va a haber más cortes de luz. Lo que dicen es “no me exijas tanto”.
-¿Ustedes hasta qué tome van a subsidiar? Guzmán en las últimas entrevistas que dio está diciendo que la hoja de ruta es el presupuesto y el presupuesto fija un techo para los subsidios del 1,7% del PIB.
-Existe la necesidad de ir adecuando las proyecciones y el funcionamiento del sector energético a las posibilidades del Estado, pero nuestra hoja de ruta además del presupuesto es nuestra plataforma electoral.
-¿En qué sentido?
-Uno de los puntos más importantes de nuestra plataforma electoral estuvo vinculado con la política tarifaria del gobierno anterior y con la necesidad de reformular esa política tarifaria. Hoy estamos asistiendo a una renegociación tarifaria que nos va a permitir dejar atrás la RTI del macrismo e iniciar un camino de una política tarifaria que tenga foco en la recuperación del poder adquisitivo y de la actividad económica.
-El ENRE dice que el esquema tarifario aprobado por el gobierno anterior estaba mal hecho. Si hubo una transferencia de los hogares y las pymes a las distribuidoras de energía eléctrica y esa RTI se cae, ¿existe la obligación de las concesionarias de devolverles la plata a los usuarios?
-No, simplemente la RTI inaugurada por el gobierno de Macri en términos prácticos nunca se aplicó dado que lo proyectado siempre fue recortado por el mismo gobierno de manera tal que la RTI termina siendo, incluso después del congelamiento tarifario, una entelequia que no tiene relación con la realidad. Nosotros estamos tomando cartas en el asunto y estableciendo una hoja de ruta por dos años de una transición tarifaria que nos permita acoplar la política energética y tarifaria a los principios económicos de nuestro gobierno.
-Si bien ahora se abre una etapa de transición, está como objetivo la posibilidad de que el Estado intervenga más, ya sea tomando el control o dirimiendo mucho más la operación en el día a día de las empresas.
-Claramente, hoy los servicios públicos están atravesando una situación en donde el marco regulatorio y de control necesita una discusión profunda para su reforma. En cuando a la intervención del Estado, la intervención del Estado hoy en el sector energético, en el eléctrico y en el de gas, es muy importante. De hecho, si uno mira el presupuesto está después de Seguridad Social en términos de cantidad de fondos destinados del Estado a la actividad energética. En ese sentido, nuestro objetivo es ordenar las capacidades del Estado para que esos fondos destinados sean utilizados de la manera más eficiente y como norte esta política que les comento de acompañar la recuperación económica.
-Los acusan de volver a subsidiar a las clases medias y medias altas, de malgastar recursos que podrían ir a los sectores más pobres.
-Maneras de mejorar hay. El presidente lo planteó. Una política de segmentación que permita retirarle el subsidio a los usuarios de mayores ingresos que puedan pagarlo, pero nosotros partimos de una realidad donde el 50% está por debajo de la línea de pobreza y un 20%/25% pelea todos los días para no caer. En ese sentido nosotros vamos a acompañar con la política energética la recuperación de esas familias y obviamente vamos a desarrollar los instrumentos para hacerlo de la manera más eficiente y la política de segmentación es una de ellas.
-¿En el aumento que va a regir desde abril se va a aplicar una segmentación?
-En el aumento que va a regir ahora desde abril no, pero paulatinamente vamos a ir trabajando en un proceso gradual de segmentación. Más que una política es un proceso porque implica una inteligencia estatal muy importante y una capacidad de vincular a distintos organismos del Estado para este fin.
-¿Esto se barajó hacer y no se hizo o nunca fue posible?
-La segmentación es una idea que ronda en el sector energético desde hace muchos años. De hecho, en 2012 el gobierno de Cristina lo implementó de manera parcial por los amparos que se presentaron. Luego de eso no hubo ninguna otra experiencia y nosotros estamos trabajando para hacerlo más especializado, en el sentido de ir usuario por usuario.
IEASA, ex ENARSA, informó que el Poder Ejecutivo decidió incorporar dentro dicha empresa pública a la minería, el hidrógeno, su industrialización y el desarrollo tecnológico asociado.
“El objetivo de la compañía será impulsar la producción primaria pero también su industrialización en el país, promoviendo clústeres y polos de desarrollo a lo largo de toda la Argentina que propicien nuevos eslabones de cadenas productivas y el agregado de valor, las nuevas tecnologías, el conocimiento y la interconexión entre distintas industrias”, indicó la compañía a través de un comunicado.
A partir de la nueva iniciativa, el litio pasará a cumplir un rol central. Argentina, con un incipiente desarrollo de este estratégico recurso, es el cuarto productor y está entre los tres países con más reservas. “En el marco de una transición energética mundial, es el momento clave para que el país incursione a escala en ese proceso industrial”, indicó IEASA.
En este sentido, el presidente de IEASA, Agustín Gerez, expresó su satisfacción y optimismo de cara al futuro: “a diferencia de lo ocurrido entre los años 2016 y 2019, la empresa recuperó la vocación por la cual fue creada en el año 2004, ser un vector de desarrollo federal con inclusión social para el país”, aseguró.
El CEO de Kalpa Group, César Castillo, está finalizando una ronda de negocios en Houston, en el estado de Texas (EE.UU.), donde mantuvo diversos encuentros con empresarios locales, “con el objetivo de afianzar vínculos con socios comerciales, cerrar nuevos acuerdos y obtener inversiones para el crecimiento de las empresas del grupo”, indicó la firma.
Según señalaron directivos del grupo, el viaje de Castillo estaría arrojando “resultados positivos, sobre todo en lo que respecta al crecimiento de la red de estaciones de servicioVoy con Energía”.
El CEO del grupo indicó que “estamos reuniéndonos con actuales socios estratégicos y delineando una fuerte impronta a nuestra red de estaciones en lo que refiere a nuevos sistemas que nos ayudarán a eficientizar la cadena de valor, además de otros aspectos referidos al transporte”.
De esta manera, Voy, la primera red de estaciones de servicio low cost del país, podrá continuar agilizando sus procesos y manteniendo precios competitivos, privilegiando la calidad de sus productos.
Con más de 20 años de trayectoria en la industria, entre las empresas que componen el grupo de pymes totalmente integradas (lo que le da una ventaja competitiva de gran valor) hay que destacar, además de Voy, a RefiPampa (única refinería de capitales 100% nacionales), AllRoad (logística y transporte de sustancias) y Bull Trailer (diseño y fabricación de semirremolques, camiones cisterna y tolvas).
Por su parte, RefiPampa está enclavada en el área Medanito Sur, uno de los principales nodos productivos de la región pampeana, Este campo cuenta con interés estratégico para el desarrollo de la política hidrocarburífera provincial y está dentro del yacimiento Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
Además, Voy es el representante y comercializador exclusivo en la Argentina de la marca Lubrax y actualmente planifica tener abanderadas más de 50 estaciones para fin del 2021.
A raíz de la convocatoria a la audiencia pública para definir las tarifas de transición, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) finalmente hizo público el 15 de marzo el informe de auditoría donde recomendó la anulación de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) realizada durante el gobierno de Mauricio Macri. El documento fue incluido en el expediente electrónico en el que obran los antecedentes correspondientes a la audiencia y motivó la reacción de la distribuidora Edenor que elaboró una durísima crítica al informe del ENRE, desglosada en ocho puntos que se reproducen a continuación. A pedido de la empresa, la misma también fue incorporada entre los materiales para la audiencia.
1. Situación económico-financiera de Edenor
El informe de auditoría comienza cuestionando al gobierno de Mauricio Macri al decir que “detrás del lema de defensa de la transparencia, el gobierno impulsó una batería de normas que otorgaron institucionalidad a su política deliberada de reducción de subsidios y mejora de los ingresos de las concesionarias”. Edenor cuestiona esa afirmación al asegurar que “no hubo tal transferencia de ingresos a las distribuidoras sino un reemplazo de los subsidios que antes cobraban del Estado Nacional por una mayor participación de los usuarios en la cobertura de los costos del servicio prestado por las distribuidoras”.
Luego Edenor sostiene que, pese a lo remarcado más arriba por la intervención del ENRE, varios fragmentos del informe de auditoría sirven para confirmar que, por cuestiones ajenas a la empresa, la concesionaria tuvo que enfrentar una grave situación económica-financiera, aún antes de la pandemia y eso está vinculado a supuestos errados que formaron parte de la RTI de 2017.
Para demostrarlo, recuerda que la demanda real de energía durante el período 2015-2019 fue sustancialmente menor a la proyectada para calcular las tarifas en el marco de la RTI. “En varios tramos del Informe Final, el ENRE reconoce que esa diferencia impactó significativamente en los ingresos de Edenor”, subraya la distribuidora.
Por otro lado, Edenor señala que las pérdidas reales de energía fueron mucho mayores que las proyectadas en la RTI y ello también hizo que una fracción cada vez mayor de la energía que las empresas compraban a CAMMESA no pudiera ser facturada a los usuarios finales.
Además, Edenor subraya que el aumento en la tasa de incobrabilidad mermó el margen operativo de las empresas: mientras en la RTI se previó una incobrabilidad del 0,6% de los ingresos por venta de Edenor, en 2019 ella fue de 1,5%
2. Base de capital
2.1. Utilización del método de Valor Nuevo de Reposición
El informe de autoría elaborado durante la gestión de Federico Basualdo señaló que la elección de la metodología para obtener los costos de capital no fue lo suficientemente fundada. “El ENRE permitió que Edenor no presentara el cálculo del Flujo de Fondos, uno de los métodos definidos a considerar en el marco de la RTI. Si bien el organismo lo estimó, lo hizo a través de un cálculo muy sencillo y lo terminó descartando sin demasiada justificación. En definitiva, se terminó adoptando la base de capital bajo el método del VNR (Valor Nuevo de Reposición) propuesto por Edenor, en tanto el cálculo realizado por el ENRE y ajustado por (la consultora) Quantum resultó ser tan sólo un 1% inferior”, señala el ENRE.
Edenor cuestiona esa conclusión y afirma que “si bien el ENRE no realizó un detallado análisis técnico de los métodos involucrados, expresamente señaló que eligió el método del VNR porque el de Flujo de Fondos arrojaba una tarifa sustancialmente mayor”.
De hecho, la propia auditoría de la intervención destaca que “el ENRE realizó sus propios cálculos a partir del VDT (Valor Depreciado Técnico) de la base de capital contable y de los requerimientos de costos de explotación aprobados para la RTI y los aplicó al Flujo de Fondos. Sin embargo, este método terminó arrojando como resultado un requerimiento de ingresos elevado (47% superior al finalmente aprobado), por lo que se lo terminó desestimando”.
Esa contradicción es aprovechada por Edenor al señalar que “por un lado, se critican las tarifas resultantes de la RTI porque resultaron –a juicio del ente regulador- excesivas o inaplicables y, por otro, se cuestiona la no utilización de un método que hubiese arrojado tarifas sustancialmente superiores».
2.2. El cálculo de la base de capital regulatoria
El ENRE sostiene en su informe que, si bien no hay diferencia significativa entre el VNR presentado por Edenor y el calculado realizado por el ENRE (-1%), se observa un comportamiento totalmente distinto respecto de las depreciaciones. “Las depreciaciones arrojan un valor un 22% inferior al cálculo de Edenor, cuando en realidad debería llegarse a un valor cercano al de la distribuidora. Este valor es ‘llamativo`, dado que, aplicando los mismos criterios de vida útil regulatoria y valuación de la base de capital, no es posible llegar al valor calculado por el ENRE”, remarca.
“Estas apreciaciones muestran el desconocimiento de los autores del Informe Final acerca de la Base de Capital Regulatoria (BCR) de Edenor ya que se presentan datos incompletos sobre el VNR aprobado y se llega a conclusiones infundadas”, responde Edenor.
Luego la distribuidora, adquirida recientemente por Daniel Vila y José Luis Manzano, agrega que si bien es cierto que el VNR presentado por el distribuidor fue de 77,143 millones pesos, a los fines de calcular el VAD de Edenor el ENRE solo aprobó 63,925 millones pesos. La diferencia entre ambos valores, siempre según Edenor, se explica por activos que aunque continúan en servicio, se encuentran totalmente depreciados. “Es por decisión del regulador que dichos activos no generan ni cuota de amortización ni rentabilidad”, sostiene.
A raíz de ello, Edenor la emprende con una dureza inusitada contra la intervención: “El análisis hecho en el Informe Final es equivocado y este error se traduce en las conclusiones a las que se llega. Es llamativo el error incurrido ya que muestra un desconocimiento sustancial de los criterios adoptados en el marco de la RTI”.
2.3. La rentabilidad de los activos
En lo que refiere a la rentabilidad que se obtiene sobre el capital invertido, el informe oficial sostiene que la RTI no abordó debidamente el tema. La intervención remarca que teóricamente la ganancia surge de comprometer capital propio o asumir una deuda con terceros para obtener ingresos futuros. Sin embargo, en los servicios regulados concesionados, no todos los activos son propiedad del concesionario y, en la mayoría de los casos, la demanda solventa las inversiones.
“Si bien el accionista realizó un aporte inicial y puede hacer aportes a lo largo de la concesión, valuar su rentabilidad considerando los activos regulatorios y las inversiones que realizan con lo recaudado con la tarifa, implica rentabilizar a las distribuidoras por un esfuerzo económico que, en definitiva, realizan los usuarios”, sostiene el ENRE
Edenor responde que en el artículo 40 de la ley 24.065 se reconoce expresamente que las tarifas deben remunerar las amortizaciones, sin distinguir en modo alguno el origen del capital invertido. Luego agrega que la rentabilidad es el beneficio del capital, por lo que, ya sea que las nuevas inversiones se financien con esa rentabilidad o que se capte capital de terceros, en ningún caso son pagadas por los usuarios. “En el Informe Final, de forma confusa, parecen desconocerse los principios más elementales de cualquier regulación de servicios públicos (tanto en Argentina como en el mundo)”, concluye la empresa.
3. Inversiones
La intervención sostiene en el informe de auditoría que durante la RTI el ENRE efectuó sólo algunos ajustes (como tomar la fecha de puesta en servicio para dar de alta las inversiones) a lo presentado por EDENOR y detrajo un porcentaje menor (del orden del 10%) para las inversiones en reposición. “De esta manera, sin demasiadas objeciones (más que una verificación de la valuación por parte de Quantum), incorporó a la base de capital un promedio del 25% adicional en concepto de inversiones para el quinquenio, que se suman a la remuneración tanto de la rentabilidad como de amortizaciones”, remarcó.
Edenor responde que es incorrecta esa afirmación porque de acuerdo a la RTI solo se activan las inversiones realizadas. “Las inversiones proyectadas no se incorporan a la base de capital regulatoria. Sólo se incorporan aquellas inversiones puestas en servicio y auditadas por el ENRE en el año anterior”, asegura la distribuidora.
En otro fragmento, el ENRE sostiene que “una consideración importante es no remunerar inversiones que sustituyen capital existente porque, en este caso, la empresa estaría pasando inversiones de renovación como inversiones de calidad, para así poder integrarlas a la base de capital y, por ende, recibir más ingresos”.
Edenor responde que ello ya había sido expresamente tenido en cuenta por el ENRE durante la RTI al establecer que para cada año se deduciría de las inversiones de renovación el monto equivalente a la parte ya amortizada de los bienes correspondientes. “Es evidente que, durante la RTI, el ENRE tuvo especialmente en cuenta la cuestión planteada confusamente en el Informe Final”, dice la empresa.
La distribuidora cuestiona también la afirmación del ENRE de que las inversiones de Edenor que sustituyen activos existentes “son sólo 10%”. “Las inversiones de sustitución de Edenor representan más del doble de ese valor. El ente regulador parece confundir el porcentaje no amortizado de las inversiones de renovación con la participación de esas inversiones en las inversiones totales. En cualquier caso, estos errores invalidan las conclusiones a las que se arriba en el Informe Final”, concluye Edenor.
4. Costo de explotación y mantenimiento
El informe final de la auditoría señala que si bien los costos de explotación presentados por Edenor para 2015 fueron de 8012 millones de pesos, el ENRE realizó una serie de ajustes y terminó aprobando 5971 millones de pesos, un 25% por debajo de los costos eficientes de una empresa modelo. Pese a ello, advierte la intervención, los costos de explotación aprobados superan en un 12% lo calculado por la consultora Quantum bajo el método de empresa modelo y en 34% respecto de la contabilidad regulatoria.
Edenor responde que “no es lógico ni razonable comparar los costos necesarios en una empresa equilibrada (o modelo) respecto de los de una empresa con una red no adaptada a la demanda”. Para justificar esa afirmación advierten que el informe de auditoría omite mencionar el estado de atraso tarifario y falta de actualización de los ingresos vigente al realizarse la RTI. “Ello ya había generado en Edenor un delicado estado patrimonial y un fuerte empeoramiento de sus indicadores de calidad”, remarca.
Edenor afirma además que esa falta de actualización tarifaria generó un incremento desmedido de la demanda de energía eléctrica, lo cual provocaba que las necesidades de inversión fueran mayores que las realmente necesarias. También sostiene que la falta de ingresos también la obligó a realizar una menor actividad en las acciones de recuperación de energía, con el consiguiente incremento en las pérdidas no técnicas ya que al no tener los ingresos suficientes, el distribuidor priorizó la calidad de servicio en detrimento de la gestión de fraude y pérdidas de energía.
“El desconocimiento de estos hechos lleva al ente regulador a conclusiones erróneas en el Informe Final”, dice Edenor.
Edenor aclara luego que lo que hizo el ENRE durante la RTI fue compar los costos de una empresa modelo, de la contabilidad regulatoria y del modelo presentado por Edenor y concluyo que “las mayores diferencias se verifican en gestión de morosidad (incorporada como servicio técnico comercial) y gestión y recuperación de pérdidas (registrado como inspección y normalización de suministros)”. “Esta reducción sustancial en los costos de explotación afectó (lógicamente) las actividades a realizar en el período post RTI”, remarca Edenor.
5. Evolución de las tarifas eléctricas
Edenor cuestiona la auditoría en este punto pues afirma que en el capítulo “la evolución de las tarifas eléctricas 2015-2019” se mezclan los resultados de la RTI con las evoluciones posteriores del Valor Agregado de Distribución y de los precios de la energía. “Si se persigue examinar técnicamente el resultado de la RTI (que se refiere exclusivamente al VAD, es decir a los ingresos del distribuidor) el análisis debe separarse de otras cuestiones tales como el aumento de los precios estacionales que implicó la quita de subsidios estatales”, remarca la distribuidora.
Luego aclara que los aumentos del VAD implicaron una reducción en los subsidios pero no necesariamente incrementos de igual magnitud en los ingresos de los distribuidores eléctricos, ya que esos incrementos reemplazaron subsidios del Estado.
6. Calidad del servicio
La auditoría del ENRE señala que la gestión de Cambiemos desatendió el principio de protección de los usuarios establecido en el marco regulatorio, imprescindible en la operación de un servicio de naturaleza monopólica. “Las tarifas no sólo dejaron de ser justas y razonables, sino que tampoco supusieron mejoras sustanciales en la calidad de servicio”, asegura la intervención.
Al analizar la evolución sendero de calidad propuesto en la RTI, cuestiona que se tome como punto de partida el promedio de los índices de calidad registrados entre marzo de 2014 y febrero de 2016, considerando todas las interrupciones, incluso las consideradas como de “fuerza mayor”, ajenas a la responsabilidad de las distribuidoras, las cuales habían sido dejadas de lado en el Acta Acuerdo.
“El indicador que funciona como parámetro es un valor más alto porque contienen los eventos de fuerza mayor; sin embargo, al momento de controlar, estos casos serán excluidos del cálculo de indicador. En consecuencia, aunque haya demostrado un peor desempeño queda parcialmente invisibilizado debido a que el parámetro de control incluye las interrupciones generadas por fuerza mayor. Es decir, se establece una vara más baja y se lo evalúa con un indicador menos exigente (principalmente al comienzo del sendero)”, remarca la intervención.
Edenor responde que “el ENRE se concentra en datos menores tales como la diferencia entre excluir o no del cálculo de los índices las interrupciones producidas por causa de fuerza mayor”, lo que, según agrega, representa una diferencia menor al 5% en los indicadores, pero “omite constantemente tomar en cuenta el punto de partida al momento de realizar la RTI (i.e., el atraso tarifario, el estado de red, la calidad que recibían los usuarios, etc.)».
En otro fragmento el ENRE cuestiona los objetivos de calidad impuestos por la RTI porque afirma que hacia el final del período tarifario (2021) se debe llegar a cumplir objetivos que las empresas tuvieron hace más de 20 años. Frente a ese punto, Edenor responde que eso es consecuencia del impacto negativo que generó en el estado general de la red el congelamiento tarifario vigente durante 15 años y acusa a la intervención de ignorar esa situación.
Por último, Edenor subraya que “sobre-alcanzó los valores del sendero objetivo establecidos en la RTI tanto considerando los casos de fuerza mayor como no teniéndolos en cuenta”.
7. Traspaso de Edesur y Edenor a PBA y CABA
El informe de auditoría incluye en uno de sus puntos un análisis crítico del “Acuerdo de Regularización de Obligaciones” firmado en mayo de 2019 por la Secretaría de Energía con Edenor y Edesur como parte del transpaso de ambas concesionarias a las jurisdicciones de la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad de Buenos Aires. Edenor se limita en este punto a advertir que “la inclusión de este análisis en el Informe Final no es oportuna ya que es una cuestión totalmente ajena a la RTI”.
“Se trata de un acuerdo entre el Poder Concedente y las distribuidoras Edenor y Edesur. El Ente Regulador no es un órgano competente para realizar una auditoría del mencionado acuerdo (como sí lo es la Sindicatura General de la Nación, órgano que participó oportunamente en esa competencia)”, agrega la empresa.
Lo único que señala Edenor sobre la cuestión de fondo es que “no hubo condonación de deudas, sino compensación con las deudas que el Estado Nacional mantenía con las distribuidoras (Acuerdo Marco, Tarifa Social y Activo Regulatorio). Erróneamente o quizás por desconocimiento, estas deudas no fueron tratadas en el Informe Final”.
8. Consideraciones jurídicas
Por último, Edenor aclara en su respuesta que decidió no abordar las afirmaciones del Informe Final referidas a “(a) consideraciones genéricas sin mayor fundamento o apreciaciones de oportunidad, merito o conveniencia de la RTI; (b) supuestos vicios en el procedimiento que se alegan sin mayor fundamento, y (c) cuestiones estrictamente legales”. No obstante, en lo que refiere al punto c ensaya una breve respuesta al remarcar que “pese a que en su elaboración no habrían participado las áreas jurídicas del ENRE, en el Informe Final se hacen consideraciones jurídicas equivocadas o carentes de todo respaldo sin mayor análisis”.
Para justificar el cuestionamiento se cita un textual del informe de la intervención donde dice que “la RTI carece de validez jurídica toda vez que no se realizó teniendo en cuenta la realidad social y económica del país, no fue razonable ni prudente en su diseño y aplicación vulnerando el marco regulatorio del sector y los derechos de los usuarios”. “No existe análisis jurídico alguno que justifique semejantes afirmaciones, carentes de todo sustento”, responde Edenor.
Luego se cita la frase de la autoría donde dice que “se recomienda considerar nula la RTI aprobada durante el gobierno de Cambiemos” y se cuestiona dicha conclusión al afirmar que “en ningún lugar del largo informe se mencionan siquiera los requisitos necesarios para declarar la nulidad de un acto administrativo y mucho menos se examina el cumplimiento de esos requisitos en este caso”.
También se cuestiona la recomendación de impugnar el Acuerdo de Regularización de Obligaciones porque no se sustenta “en ningún análisis jurídico”. “Esas recomendaciones de aparente carácter legal (pero sin respaldo jurídico alguno) tampoco son abordadas en esta presentación. Ello no debe considerarse como un consentimiento de Edenor al respecto”, remarca la distribuidora.
La cantidad de usuarios con capacidad de generar energía eléctrica a partir de fuentes renovables para autoconsumo o para inyectar (vender) el excedente producido a la red registró un aumento interanual del 304%, según información de la Secretaría de Energía. También creció 170% la potencia instalada de esta modalidad conocida como generación distribuida.
El régimen promocional que establece la posibilidad de que un usuario sea, al mismo tiempo, generador de energía cuenta con 12 provincias adheridas y 138 distribuidoras y cooperativas eléctricas inscriptas.
La Secretaría de Energía, a cargo de Darío Martínez, informó los resultados obtenidos en 2020 en el marco del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, donde destacó “un avance muy positivo hacia la generación de energía por parte de los usuarios, lo cual también contribuye a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional”.
“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte, ya que la electricidad se genera muy cerca de donde se consume. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó Darío Martínez.
El régimen promocional creado por la Ley N° 27.424 establece el marco regulatorio para que los usuarios de la red de distribución eléctrica como hogares, PyMEs, industrias o establecimientos de producción agrícola generen energía para su autoconsumo a partir de fuentes renovables y puedan inyectar -y vender- el excedente a la red.
En diciembre de 2020, el programa que opera en el ámbito de la Subsecretaría de Energía Eléctrica alcanzó los 338 usuarios-generadores, con una potencia total instalada de 3.145 kW, lo cual equivale al consumo anual de más de 1.000 hogares promedio.
Hitos cumplidos y desarrollo por provincias
En seis de las doce provincias adheridas al régimen hay actualmente usuarios-generadores activos, siendo Córdoba la que más registraba, a diciembre de 2020, con casi 200. Además, es la provincia con mayor potencia instalada ya que llega a 1.711 kW. Chubut y Chaco, por su parte, registraron su primer usuario-generador en 2021.
Según categorías de consumo, al concluir el 2020 había 2017 usuarios-generadores residenciales con una potencia total instalada de 758 kW, lo que arroja un promedio de 3,49 kW de potencia instalada residencial. Por su parte, los comercios e industriales llegaron a 121, con una potencia total instalada de 2.387 kW, lo que arroja un promedio de 19,73 kW de potencia en esta categoría.
Durante febrero de 2020 se alcanzó el hito del primer megawatt (MW) de potencia instalada. En octubre se presentó la mayor cantidad de usuarios-generadores, al habilitarse 40 proyectos, y se registró la mayor potencia instalada por 394 kW. El año cerró con más de 3 MW instalados.
Se firmaron asimismo 271 Certificados de Usuario Generador correspondientes al año 2020, con los que se podrá gestionar su acceso a los beneficios promocionales, entre los que se encuentra el Certificado de Crédito Fiscal de jurisdicción nacional y otros alcances ofrecidos por las provincias mediante programas propios que buscan incentivar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.
Se considera usuario-generador a quien ya conectó su equipo de generación distribuida bajo la normativa vigente, por lo que de esta manera puede generar un ahorro económico en la factura del servicio eléctrico y también contribuir a la diminución del impacto ambiental. El primero en la Argentina se incorporó a la red en junio de 2019.
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El presidente de la comisión de fomento de Cañadón Seco, Jorge Marcelo Soloaga, calificó de “inadmisible” la ambigua postura existente en torno al sombrío panorama que se cierne en el ámbito petrolero respecto a “la amenaza de la depredadora china que se llama Sinopec”. El jefe comunal acompañó el martes la masiva asamblea de trabajadores de empresas de servicios que, apoyados por la conducción del Sindicato Petrolero y Gas Privado que lidera Claudio Vidal, paralizaron los yacimientos de la operadora luego que ésta, de manera sorpresiva, ordenara desafectar de funciones a varias cuadrillas de operarios. Ello lo llevó a decir […]
La petrolera estatal chilena ENAP invertirá unos 40 millones de dólares para desarrollar una campaña de perforación en un bloque petrolero a su cargo en la amazonia ecuatoriana, lo que permitirá elevar reservas en unos 4,5 millones de barriles hasta el 2034, dijo el miércoles el Ministerio de Energía de Ecuador. La unidad de ENAP en el país andino y el Ministerio de Energía suscribieron una modificación al contrato de prestación de servicios vigente para la exploración y explotación del bloque 46, ubicado en la provincia amazónica de Orellana, y cuya producción se ubica en 16.700 barriles diarios (bpd). “La […]
El Consejo de Administración de la petrolera brasileña Petrobras aprobó este miércoles la venta por 1.650 millones de dólares al fondo de inversiones Mubadala Capital, de Emiratos Árabes Unidos, de la primera de las ocho refinerías que incluyó en su plan de desinversiones. Se trata de la Refinería Landulpho Alves (RLAM), localizada en el estado de Bahía y que tiene una capacidad de procesamiento de 333.000 barriles de petróleo por día (14 % de la capacidad total de refino de petróleo de Brasil). “La firma del contrato de venta se producirá en breve”, informó la mayor empresa de Brasil en […]
Se lo planteó el titular del organismo, David Malpass, a Alberto Fernández durante una videoconferencia; el presidente dijo que el país honrará sus deudas. El presidente del Banco Mundial, David Malpass, le enfatizó al presidente Alberto Fernández la importancia de que la Argentina avance con la estabilización de la economía con medidas que respalden la inversión privada, el desarrollo de los negocios y el acceso al crédito, en una reunión que mantuvieron por videoconferencia. Fernández, a su vez, indicó que la Argentina va a honrar sus deudas, un mensaje que llegó casi a la par de un discurso en Buenos […]
RWE, el tercer mayor grupo europeo de energías renovables, ha decidido invertir 3.000 millones de libras (4.100 millones de dólares) en su proyecto de parque eólico marino Sofía, según informó el miércoles. El proyecto de 1,4 gigavatios, que se ubicará a 195 kilómetros de la costa noreste de Reino Unido, representa el mayor parque marino de RWE y se espera que esté terminado para el cuarto trimestre de 2026. “El éxito en el desarrollo de un proyecto de esta envergadura demuestra una vez más nuestra experiencia y nuestra trayectoria positiva en el suministro de energía eólica marina rentable e innovadora […]
La demanda afirma que el mandatario violó la ley al prohibir la realización de nuevos arrendamientos de petróleo y gas en terrenos de propiedad federal. Una demanda contra la administración del presidente de Estados Unidos, Joe Biden, presentada por 13 estados, afirma que el mandatario violó la ley al prohibir la realización de nuevos arrendamientos de petróleo y gas en terrenos de propiedad federal y busca una orden judicial que requiera que las subastas de arrendamiento canceladas procedan según lo programado originalmente. “La Ley de Tierras de la Plataforma Continental Exterior y la Ley de Arrendamiento de Minerales establecen deberes […]
Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, una vez más ha sido reconocida como una de las compañías más éticas del mundo por Ethisphere, líder global en la definición y promoción de los estándares de comerciales éticos.
Creada en 2006, la lista anual de las Compañías más Éticas del Mundo reconoce a aquellas empresas que han demostrado un liderazgo ético ejemplar en sus sectores, elevando el estándar de la conducta corporativa, como estrategia eficaz a largo plazo. Basado en el Ethics Quotient® patentado de Ethisphere, el proceso de evaluación de las compañías más éticas del mundo incluye más de 200 preguntas sobre cultura, prácticas medioambientales y sociales, ética y actividades de cumplimiento, gobernanza y diversidad, así como iniciativas para apoyar una sólida cadena de valor. En 2021, las empresas reconocidas han sido 135, ubicadas en 22 países y pertenecientes a 47 sectores.
“Estamos muy orgullosos de haber sido reconocidos un año más como una de las empresas más éticas del mundo por el Instituto Ethisphere,” asegura Olivier Blum, Chief Strategy and Sustainability Officer de Schneider Electric. “El comportamiento ético no es negociable: es la base fundamental sobre la que debe construirse la actividad empresarial sostenible y la confianza, dos pilares de nuestros compromisos de sostenibilidad.”
Los “Principios de Responsabilidad” de Schneider Electric, un programa dinámico sobre ética y cumplimiento, así como su sólida cultura de comunicación, se encargan de prevenir, identificar y abordar rápidamente cualquier aspecto relacionado con el cumplimiento.
Schneider Electric lleva mucho tiempo comprometida con mantener altos estándares sociales, de gobernanza y éticos, incluyendo a su ecosistema de partners. Recientemente, ha lanzado su programa Sustainability Impact 2021-2025, que incluye el objetivo de mantener la confianza de todos sus empleados a la hora de informar sobre comportamientos contrarios a sus Principios de Confianza. Además, incluye el nuevo compromiso de garantizar que el 100% de sus proveedores estratégicos proporcionen un trabajo digno a sus empleados (de acuerdo con la definición de trabajo digno de la Organización Internacional del Trabajo). “Durante el 2020, algunas compañías han destacado claramente a la hora de ganarse la confianza de sus stakeholders, con su resiliencia y su compromiso con la ética y la integridad,” afirma Timothy Erblich, CEO de Ethisphere. “Las empresas incluidas en la lista de las Compañías más Éticas del Mundo siguen demostrando un compromiso inquebrantable con los mejores valores e impactan positivamente en sus comunidades. Enhorabuena a todos los que forman Schneider Electric por ser una de las Compañías más éticas del mundo.”
Se trata de un contrato de suministro de seguidores bifaciales para un proyecto que la compañía Elecnor desarrollará en la región de Pirapora en el estado de Minas Gerais, Brasil.
La incorporación de este proyecto, que ya estaba contemplado en el pipeline para 2021 de la compañía, aumenta los indicadores operativos de Soltec (backlog). De acuerdo con los datos a cierre de diciembre de 2020, Soltec Industrial contaba entonces con un backlog de 190 millones de euros y un pipeline valorado en 2.665Mn€.
Según Raúl Morales, Consejero Delegado de Soltec Power Holdings: “Estamos muy orgullosos de poder trabajar con Elecnor en este proyecto. Esto supone un reflejo del compromiso que desde Soltec tenemos con el mercado brasileño, y además pone de manifiesto nuestra consolidación en el país como uno de los líderes en el sector fotovoltaico”.
El mercado brasileño es estratégico para Soltec Power Holdings, donde cuenta con una posición de liderazgo clara, con una cuota de mercado del 35,7% en Brasil y un track record de 2,2 GW en proyectos instalados (sobre 8,4 GW de track record total de la compañía).
Durante el mes de marzo la compañía ha anunciado dos grandes hitos en el país: por un lado, la firma de un contrato con Focus Energia para el suministro de seguidores solares para un proyecto que asciende a 852 MW, y que se corresponde con la primera fase del que será el proyecto solar fotovoltaico más grande de América Latina, con seguidores bifaciales.
Adicionalmente, Soltec Power Holdings, a través de Powertis, comunicó recientemente el inicio de la construcción de sus primeras plantas fotovoltaicas en Brasil situadas en Pedranópolis (São Paulo) y Araxá (Minas Gerais), con una potencia de 225 MW en total (112,5 MWp cada una).
Los mecanismos de fijación de precios del carbono pueden desempeñar un papel importante a la hora de estimular las vastas inversiones que deben desembocar en tecnologías renovables como la energía solar fotovoltaica (PV) si queremos avanzar rápidamente hacia objetivos climáticos ambiciosos, y merecen una consideración urgente por parte de los gobiernos y los responsables políticos en el antes de las conversaciones sobre el clima de la COP26.
El precio del carbono, y la consiguiente eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles, tendría el efecto inmediato de desalentar la inversión en activos que dañan el medio ambiente y actividades contaminantes en favor de las fuentes de energía renovables y otras tecnologías limpias.
En un contexto en el que la energía solar y eólica ya se han convertido en las fuentes de generación de energía de menor costo en muchas partes del mundo, poner un precio a cada tonelada de carbono emitida permitiría a las energías renovables competir por la inversión en un campo de juego nivelado en el que la El impacto ambiental de las inversiones intensivas en carbono sería claro.
Para ayudar a crear conciencia sobre el problema y estimular un debate más amplio sobre cómo fijar el precio de las emisiones de carbono de una manera que cree soluciones beneficiosas para todos, el Global Solar Council anunció hoy que se ha unido a Worldwide Carbon Price como miembro fundador.
Las dos organizaciones llevaron a cabo un seminario web con expertos y economistas internacionales que explicaron por qué este es el momento perfecto para expandir los precios del carbono en el mundo, cómo podrían funcionar dichos sistemas y los beneficios para los regímenes fiscales, el comercio, la inversión y la política climática.
«El Global Solar Council está tomando la iniciativa de lanzar un diálogo global sobre el precio del carbono porque sería una medida transformadora para acelerar los esfuerzos de descarbonización global y la rápida adopción de la energía solar», dijo Gianni Chianetta, CEO, Global Solar Council, y presidente. , Precio mundial del carbono.
«Hacemos un llamado a todos aquellos en la industria de la energía renovable, asociaciones ambientales y otras partes interesadas relevantes para que se unan a WCP y apoyen la adopción de políticas de precios del carbono a nivel mundial en el período previo a la cumbre climática COP26 en noviembre».
Si bien ya existen algunas iniciativas de fijación de precios del carbono, más de la mitad (55%) de las emisiones en los países de la OCDE y el G20 no tienen precio, según la OCDE, y el 90% no tiene un precio que refleje una estimación mínima de sus costos climáticos. a unos 30 euros por tonelada métrica de CO2.
Al mismo tiempo, poner un precio global a las emisiones de carbono presenta una solución única para superar el estrés fiscal posterior a la pandemia e impulsar la transición a tecnologías ecológicas.
Jonas Teusch, economista, Centro de Política y Administración Tributaria de la OCDE
“El precio del carbono es más que una buena política climática”, comentó Jonas Teusch, economista del Centro de Política y Administración Tributaria de la OCDE.
“Además de incentivar reducciones de emisiones rentables, el precio del carbono ayuda a abordar la contaminación local y moviliza los ingresos nacionales necesarios para financiar servicios gubernamentales vitales. Los ingresos de la fijación de precios del carbono podrían utilizarse para proporcionar apoyo específico para mejorar el acceso y la asequibilidad de la energía, mejorar las redes de seguridad social y respaldar otras prioridades económicas y sociales «.
Worldwide Carbon Price, una asociación sin fines de lucro con sede en Bruselas, está promoviendo un debate basado en la posición de que cualquier impuesto al carbono debería introducirse progresivamente en todos los sectores que actualmente no están cubiertos por otros mecanismos de fijación de precios del carbono, pero que cualquier política de este tipo debería generar cero adicionales netos en general. ingresos fiscales. Los impuestos al carbono, además, deberían ir acompañados de medidas que permitan a las personas y empresas interesadas en cambiar su comportamiento para obtener ventajas económicas al hacerlo a corto plazo. Los impuestos al carbono también deberían introducirse de la forma más homogénea posible entre los países. Todos estos puntos son elementos clave para garantizar una transición energética «justa».
Paul Ekins, profesor de Recursos y Política Ambiental y Director del Instituto de Recursos Sostenibles de la UCL, University College London
Aunque muchos países han introducido mecanismos de fijación de precios del carbono, tener en cuenta los subsidios a los combustibles fósiles significa que los precios netos del carbono son actualmente negativos a nivel mundial, dijo Paul Ekins, profesor de Recursos y Política Ambiental y Director del Instituto de Recursos Sostenibles de la UCL, University College London. Poner precio al carbono representa la forma más eficaz de reducir las emisiones de carbono.
“En muchos países, la electricidad solar es más barata que las alternativas, y será aún más barata”, comentó el profesor Ekins. «La fijación de precios del carbono indicará esto a los inversores y evitará inversiones en combustibles con alto contenido de carbono o activos que quedarán varados».
En la Unión Europea, el sistema de comercio de emisiones (ETS) cubre alrededor del 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero de la UE. Las reformas al mecanismo de asignación gratuita han ayudado a elevar los precios de unos 10 euros por tonelada métrica de carbono a unos 40 euros recientemente. La Comisión Europea está buscando fortalecer el sistema a la luz del aumento recientemente decidido en el objetivo de reducción de gases de efecto invernadero de la UE 2030 bajo el Green New Deal al menos al 55% desde el 40%, ajustando el ETS existente y posiblemente extendiendo el ETS a los sectores. como el transporte por carretera y la calefacción de edificios.
Hans Bergman, Jefe de Unidad, Desarrollo de Políticas y Subastas de ETS, Dirección General de Acción por el Clima, Comisión Europea
“El EU-ETS ya genera muchos ingresos en la actualidad y, si lo ampliamos a estos dos sectores, potencialmente podríamos generar mucho más, que podría usarse de varias maneras para abordar los aspectos sociales”, dijo Hans Bergman, Jefe de Unidad. ETS Policy Development & Auctioning, Dirección General de Acción por el Clima, Comisión Europea. “Con su mayor precio y mayor credibilidad de los mercados financieros, el mercado de las energías renovables y todos aquellos que necesitan fijar el precio del carbono para obtener mejores incentivos para sus inversiones, ETS funciona: está descontando algunos combustibles fósiles a corto plazo y a largo plazo ayuda a las inversiones en la dirección correcta.»
Gran parte del debate actual sobre el precio del carbono se centra en los desarrollos en los EE. UU. A la luz de la atención renovada que el presidente Joe Biden ha prestado a la política climática. Sin embargo, las propuestas de fijación de precios del carbono se enfrentan a vientos políticos en contra.
Marc Hafstead, miembro y director, Carbon Pricing Initiative, Resources for the Future
“El Senado es donde la política climática vivirá o morirá”, dijo Marc Hafstead, miembro y director de Carbon Pricing Initiative, Resources for the Future. “Si bien la administración Biden no se ha opuesto a la fijación de precios del carbono, no ha adoptado plenamente la fijación de precios del carbono. Puede ser una pieza del rompecabezas de la política climática, pero sin que la administración Biden haga una declaración clara a favor, es difícil ver en este momento cómo podría aprobarse la política climática primaria o única en este momento en los EE. UU. »
«CAN insta al mundo a reducir la contaminación global por carbono de los combustibles fósiles en un 50% en esta década como lo sugiere la ciencia para evitar que el cambio climático peligroso afecte a las comunidades vulnerables y la naturaleza», comentó el Dr. Stephan Singer, asesor sénior de política energética global y ciencia climática, Clima Action Network International. “CAN apoya un movimiento global completo hacia una energía renovable 100% sostenible para el año 2050, siendo la energía solar y la eólica los componentes cruciales. Los sólidos precios del carbono a nivel nacional y sectorial y los sistemas de comercio de emisiones de CO2 ambiciosos y creíbles son contribuyentes fundamentales al igual que otras herramientas de política y financiación de la energía renovable ”.
La grabación completa del seminario web y las presentaciones de diapositivas están disponibles en el sitio web del GSC:
El Parque Solar Bosques de Los Llanos es el primer proyecto financiado por el gobierno local y fue implementado en conjunto por Trina Solar y Matrix Renewables. Contempla la instalación de una central eléctrica en la ciudad de Puerto Gaitán, Departamento de Meta.
Con una capacidad instalada de 82 Megawatts pico, podrá generar 153 Gigawatts por hora de electricidad al año, equivalente a la energía consumida por 71,400 hogares, la planta ayudará a reducir alrededor de 58,350 toneladas de emisiones de dióxido de carbono anualmente.
Las dos primeras fases del proyecto ya están operando y se han conectado a la red energética nacional de Colombia, la tercera contempla su puesta en marcha este mes.
Para capturar la máxima cantidad de luz solar durante todo el año, Trina Solar instaló 2,250 juegos de seguidores TrinaTracker de la serie Vanguard que fueron elegidos por la eficiencia y confiabilidad que han demostrado aportar en dos granjas solares en México que tienen características ambientales similares a Los Llanos.
Los rastreadores Vanguard también se consideran bastante versátiles y adaptables para su uso en muchos tipos de proyectos y terrenos. Están libres de lubricantes y han pasado la prueba del túnel de viento de RWDI, la agencia canadiense de ingeniería más importante del mundo en hacer dichas evaluaciones.
Con su eje singular horizontal, el seguidor solar de Trina tiene una línea única con un controlador de giro más actualizado y confiable, que permite un acceso completo entre filas y permite realizar diseños de sitios flexibles y de alta densidad. Viene con varios puntos de ajuste para adaptarse a un amplio rango de pilotes saturados de cimentación y cualquier desalineación potencial de la instalación.
Adicionalmente a los rastreadores solares, más de 200 mil unidades de módulos mono PERC de doble cristal de alta potencia, que proveen más del 20% de la eficiencia máxima, se han instalado en el Parque Solar Bosque de Los Llanos.
La adecuada adaptación entre los paneles de Trina Solar y sus sistemas de seguimiento puede reducir el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y brindar a los usuarios una gran confiabilidad, alta generación de energía y mayores retornos de inversión.
La fase 1 del proyecto ha creado cerca de mil puestos de empleo para los habitantes locales, ya que cada instalación requirió más de 300 trabajadores. Anteriormente, en la región de Puerto Gaitán, el petróleo y el gas eran las principales fuentes de energía. Sin embargo, con la construcción del parque solar, los colombianos han aprendido cómo trabajar con tecnologías de vanguardia y técnicas nuevas.
El gobierno también está invirtiendo en energía solar para evolucionar de fuentes contaminantes de electricidad, a sustentables.
En 2020, el Covid-19 ha modificado la agenda y prioridades de los países, sus sociedades, empresas e individuos. ¿Considera que temáticas como el cambio climático, la descarbonización, la eficiencia energética y la gestión de la energía, pueden volver a tener la atención e importancia que merecen?
El Banco Mundial afirma que el Covid ha disparado la mayor recesión global en décadas. La respuesta a este desafío ha sido igualmente única, ya que en todo el mundo se han implementado planes de estímulo económicos y financieros por alrededor del 20% del PBI, de modo de permitir a los países, sus industrias y ciudadanos afrontar mejor la crisis.
El mundo debería aprovechar parte de estas grandes cantidades de dinero disponible para canalizarlos hacia objetivos estratégicos, como por ejemplo el de acelerar la transición energética. Confío en que sabremos aprovechar esta oportunidad para encarar a fondo el proceso de descarbonización de los sistemas energéticos, las industrias y la sociedad.
Respecto a la creciente demanda de energía que existe a nivel global, ¿qué propuestas considera más oportunas para hacer frente al enorme desafío de responder a dicha demanda, y a la vez poder cumplir con el objetivo de garantizar acceso a energía asequible y no contaminante (ODS 7)?
El esfuerzo global por limitar el calentamiento global a menos de 2°C ha dado lugar a una enorme y esperanzadora inversión en energías renovables en el sector eléctrico, aumentando la cuota de renovables hasta cerca del 22% a nivel mundial. Sin embargo, ello ha tenido relativamente poco impacto en las emisiones globales de carbono, ya que alrededor del 60% proceden de sectores como el transporte, los edificios o la industria, que han avanzado poco en su proceso de descarbonización.
Se debe hacer más, y más rápido, si queremos evitar un cambio climático irreversible. Para alcanzar el deseado objetivo de cero emisiones de CO2 a mediados de este siglo, hay que adoptar un enfoque integral, que permita descarbonizar profundamente a todos los sectores de la economía.
En este sentido, el llamado «acoplamiento sectorial» es un elemento fundamental de la transición energética, e implica una mayor electrificación de otros sectores, empleando fuentes renovables en una forma extendida.
Debemos ser pragmáticos y encarar estos desafíos con un enfoque holístico, paso a paso, expandiendo las energías renovables, aumentando la eficiencia de los activos existentes, reemplazando el carbón por el gas, para ir a futuro mudando hacia sistemas híbridos y combustibles verdes.
¿Cuál es el papel que juegan las empresas para contribuir a esta transición energética? Las empresas pueden y deben hacer una importante contribución para viabilizar este proceso de transición, y con este objetivo en mente deben trabajar fuertemente para mejorar su eficiencia energética y reducir su propia huella de carbono. El impulso y las motivaciones para el desarrollo de la Eficiencia Energética tiene básicamente tres factores de éxito principales:
1-Costo de la energía 2-Responsabilidad social de la empresa (contribución a la protección ambiental, objetivos corporativos propios) 3-Relevancia política, a través de la legislación (estableciendo objetivos climáticos, incentivos impositivos, crédito).
Es cierto que probablemente en nuestro país los incentivos en estos 3 ejes no sean actualmente suficientemente fuertes, pero ello no debiera ser una excusa, ya que encarar esta transición es hoy técnicamente posible, económicamente viable y socialmente imprescindible, por lo que en definitiva es una cuestión de compromiso y liderazgo empresarial.
¿Cree que las empresas necesitan personal capacitado en gestión eficiente de la energía dentro de sus organizaciones?
Ser responsables con el medio ambiente no es solo una cuestión ética sino además un buen negocio, ya que existe una relación directa entre la gestión eficiente de la energía y la competitividad de una empresa. Contar con personal capacitado para una gestión eficiente de la energía dentro de la organización le permite a una empresa desacoplar el crecimiento económico del impacto ambiental generado.
De allí la importancia del EUREM, que brinda a los graduados capacidades para reducir el consumo energético de las empresas, disminuyendo costos, mejorando la competitividad, facilitando el acceso a mercados internacionales y reduciendo la emisión de gases de efecto invernadero.
En resumen, un graduado del EUREM puede jugar un rol clave en una empresa, no solo por el impacto de su gestión en el corto plazo sino por su contribución a la sostenibilidad en el mediano y largo plazo.
AFRY, desde su división de Management Consulting, se dedica a análisis de mercado, asesoramiento estratégico, servicios transaccionales y de excelencia operativa para clientes en más de 50 países.
En la región sudamericana, pone especial énfasis en países como Colombia, Perú y Chile, que guardan horizontes promisorios para desplegar energías renovables en su red. ¿qué semejanzas y diferencias existen entre estos?
Dorian de Kermadec, Principal Consultant en AFRY Management Consulting, analizó los retos de inversionistas renovables en estos mercados durante el Wind and Solar Virtual Summit 2021 de Latam Future Energy.
Empezando su análisis sobre Colombia, consideró que la energía eólica y solar fotovoltaica son las mejores candidatas para cubrir el fuerte crecimiento de la demanda en un contexto donde los precios de la electricidad son altos y volátiles.
“La penetración de las energías renovables mitigará la volatilidad de los precios debido a las condiciones climáticas”, aseguró de Kermadec.
Aquella volatilidad podría representar diferencias de hasta 50 USD/MWh. Pero que, con el ingreso de nuevas centrales renovables a partir de este mismo año, sus modelos de pronósticos indican que se puede aplacar aquella volatilidad en torno a los 20 USD/MWh.
Tres aspectos del mercado eléctrico colombiano traerían desafíos e incertidumbres adicionales: la puesta en servicio de Hidroituango, demoras en la infraestructura de transmisión y el avance del mercado de gas natural.
Algo similar sucedería en Perú, mercado que también encontraría retos y oportunidades en torno a la participación del gas en la matriz eléctrica y su impacto sobre proyectos renovables.
Sobre los retos, históricamente, la regulación del sector del gas habría derivado en ofertas de gas muy bajas y precios de la electricidad muy por debajo del LCOE renovable, lo que no permite un desarrollo acelerado de la capacidad comercial renovable en la actualidad.
No obstante, como gran oportunidad, Dorian de Kermadec señaló: “algunas reformas de mercado que se discuten actualmente tendrán un efecto inmediato en los precios mayoristas de la electricidad y convertirán al Perú en una oportunidad interesante para los inversionistas renovables”.
“La liberalización del precio interno del gas sería la clave para acelerar la penetración de las renovables comerciales en el Perú”, agregó este profesional con más de 15 años de experiencia en el sector y que actualmente está a cargo de las actividades de consultoría para Sudamérica para AFRY Management Consulting.
Otro mercado que abordó el especialista de AFRY fue Chile. Sobre este se enfocó en la zona SING, con un recurso solar excepcional pero con una demanda e interconexión limitadas.
“Lo que vemos es un efecto de canibalización evidente de la energía solar”, observó de Kermadec.
“El precio capturado por las plantas solares está bastante por debajo del precio medio del día. Y lo que ya vemos en 2021 se agravará en 2023”, explicó.
Este proyecto emblemático, liderado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, tiene la iniciativa de instalar soluciones fotovoltaicas en hogares a un menor costo, por medio del subsidio entregado por la Agencia y el plan de reducción de costos por equipos gracias a la acumulación de casas.
A través del programa Casa Solar, beneficiarios podrán ahorrar entre 100 mil y 300 mil pesos al año en sus cuentas de luz, gracias al cofinanciamiento de hasta un 50% para equipar estas viviendas con energía solar.
Es así como se dispondrán paneles solares en 151 casas de 1 kWp y 99 casas de 2 kWp, instalando un total de 349 kWp en 250 casas de la comuna de Puente Alto.
Entregar mayores oportunidades de financiamiento para la realización de proyectos de energía solar, es clave en el sector residencial. Logrando una mayor democratización de este tipo de energía limpia y permitiendo que residentes generen ahorros económicos, en adición a promover el autoconsumo eléctrico.
Todo esto permitirá dar una solución de largo plazo para la reducción de los consumos energéticos de la familia, aprovechando el recurso del sol, tan abundante en el país, de la mano con mitigar el cambio climático.
En EvoluSun estamos muy felices de ser parte del proyecto Casa Solar, impulsado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, lo cual va a beneficiar a 250 familias en la comuna de Puente Alto, que van a aprovechar los techos de sus casas para generar energía solar fotovoltaica limpia y más económica que la que consumen, contribuyendo a la descarbonización y cumpliendo un rol social significativo.
¡Estamos felices de marcar este hito en nuestra empresa y seguir promoviendo la energía solar!
A través de la implementación de un sistema de energía inteligente, Chint Group se ha establecido en más de doscientas plantas fotovoltaicas en todo el mundo, con 4 GW de capacidad instalada construidos y otros 3 GW en reserva.
Así lo informó EstebanXia, Country Manager México/Colombia de la empresa, durante el evento Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
Dentro de esa capacidad instalada el especialista mencionó que “se han construidos un total de 330 MW de plantas fotovoltaicas complementarias de solar y arena en varias provincias de China”.
Mientras que una de sus plantas fotovoltaicas en el país asiático ocupa un área de 2000 kilómetros cuadrados y tiene una generación anual de 145.000.000 kWh que puede satisfacer el consumo diario de 80.000 hogares.
“Apoyándose en las ventanas industriales, Chint explora la aplicación de internet e industria en el campo de la energía, llevando a cabo una operación de gestión inteligente de plantas eléctricas”, afirmó Xia.
La generación distribuida también está en los planes de la compañía: “En la actualidad el número de usuarios de plantas de generación distribuida alcanzó los 200.000 hogares”, comentó el Country Manager.
Pero, ¿qué es la energía inteligente? Esteban Xia aseguró que “es un nuevo tipo de sistema que utiliza energía como enlace central para lograr una complementariedad de múltiples fuentes y un alto grado de integración de energía e información”.
“La energía inteligente presta más atención al cambio bidireccional bajo demanda y el uso dinámico y equilibrado de la energía. Y en el futuro más minoristas participarán en transacciones de múltiples partes para realizar la energía personalizada”, agregó.
Por otra parte, Xia señaló que “la gestión de la distribución de energía tiende a ser más ordenada y se mejora la estabilidad del funcionamiento del sistema”.
Y gracias a esto “Chint se convirtió en la primera empresa de la industria eléctrica en construir una plataforma industrial en internet”, según detalló el especialista durante la ponencia.
“Chint se esfuerza por construir un sistema de energía inteligente complementado de múltiples energías, proporcionar un paquete de soluciones energéticas para gobiernos y usuarios finales, y promover la formación de ecosistemas de beneficios para gobiernos y empresas”, explicó.
Hecho que la empresa ha podido desarrollar en más de ciento treinta países y regiones del globo terráqueo, a tal punto que sus activos totales de este año llegan a “10.5 billones de dólares y la venta alcanza 12 billones de dólares”.
¿Qué condiciones hay para desarrollar el hidrógeno en el país?
Tenemos muchas fuentes renovables que sería muy difícil de aprovechar de otra manera que no fuera produciendo hidrógeno.
De todos modos, no hay que perder de vista que la capacidad de la red eléctrica de absorber potencia de fuentes variables, es limitada por una cuestión de equilibrio de parámetros. Y que la red tal como está ahora no estaría en condiciones de aceptar más de 10 GW de potencia variable instantánea.
Cuando uno analiza cuánto recurso hay disponible, se da cuenta que esos 10 GW son una fracción insignificante de lo que realmente hay a disposición. Entonces para superar ese límite, prácticamente la única alternativa es convertir esa energía en hidrógeno.
¿Y qué desventajas observa?
Estamos lejos y el transporte de ese hidrógeno hasta los centros de consumo todavía no está resuelto. Esa idea de que acá a cinco años se transporte hidrógeno líquido por buques a través de todos los océanos no es cierta. Sí, va a pasar alguna vez, pero requerirá más tiempo de desarrollo.
Por lo que, de momento, aunque se pudiese generar localmente una inmensa cantidad de hidrógeno, sería difícil su transporte a otros mercados.
El mercado interno naturalmente sería muy pequeño y no sería un aliciente para promover la producción a gran escala. No significa que sea un motivo para no iniciar desarrollos, pero la realidad es que el mercado interno es pequeño.
Luego está la dificultad macroeconómica, que no da certezas en el mediano y largo plazo, no son favorables ni para inversiones en el hidrógeno ni en nada.
¿Hace falta regulación en el país?
Sin duda. Se está trabajando sobre la generación de una legislación adecuada. De hecho, años atrás ya hubo una ley de promoción del hidrógeno [Ley 26.123], que si bien no llegó a reglamentarse, sí fue aprobada en ambas Cámaras.
Por el paso del tiempo y forma, se está pensando en la posibilidad de la derogación y reemplazo por una nueva, más que su modificación, son detalles formales.
La tecnología del hidrógeno no ha avanzado en ninguna parte del mundo sin disponer de una legislación acorde, y fundamentalmente de la decisión política de hacer esto como política de estado.
¿Es factible pensar que Argentina pueda ingresar al mercado del hidrógeno?
Estamos geográficamente lejos de los focos de desarrollo de hidrógeno, como Alemania, Japón o Estados Unidos, lo cual complica eventualmente una inserción de un posible hidrógeno renovable argentino en los mercados centrales actuales.
No resulta posible abastecer a los posibles consumidores fuertes, pero es algo que vamos a tener que hacer tarde o temprano. Es una posibilidad energética y económica demasiado importante como para no aprovechar.
Argentina no sería un productor marginal si se aprovechan los recursos disponibles. Y el mercado internacional de hidrógeno no tendría techo a futuro.
El gobierno que encabeza Jair Bolsonaro decidió en forma unilateral, y comunicó a la Cancillería argentina, que “no renovará el Acuerdo de Transporte Marítimo entre Brasil y Argentina vigente desde 1985 “, y puntualizó que la caducidad del convenio se producirá en febrero de 2022.
La notificación data de febrero último y nada explica acerca de los motivos de tal decisión, encendiendo de inmediato luces de alarma entre las empresas navieras de ambos países, principales socios del bloque subregional Mercosur.
Los armadores argentinos y brasileños autorizados a operar en los tráficos cubiertos por la ley argentina 23.557 y decreto brasileño 99.040/90 se reunieron en el Servicio de Transporte Marítimo Argentina-Brasil (SEMABRA), sede Buenos Aires, y se abocaron a explicar las consecuencias económicas y la afectación en materia de política de transporte que traerá aparejada la concreción de esta medida.
Plantearon sus expectativas en que el tema se analice y discuta también políticamente en el ámbito del Mercosur (de cuya creación se cumplen 30 años) y emitieron un documento conjunto cuyo texto señala:
1. Las empresas navieras que participan de este Acuerdo, representan la casi totalidad de las Flotas Mercantes de ambos países; y estos tráficos marítimos, al igual que su proyección natural al Mercosur, sumado a los cabotajes nacionales, constituyen el eje y el norte del presente y futuro de ambas Marinas Mercantes, generadoras de inversiones de capital intensivo; y fuentes de trabajo para los tripulantes, astilleros y talleres navales nacionales.
2. Una perspicaz política para el desarrollo del comercio de bienes y servicios debe ponderar la necesaria presencia de los armadores locales, en este caso argentinos y brasileños. En nuestra opinión la importancia estratégica del sector que representamos, ha podido ser dimensionada por las respectivas autoridades nacionales, en oportunidad de negociarse el acuerdo de libre comercio entre el Mercosur y la Unión Europea, finalizado el 15 de julio de 2019.
3. La fuerte concentración internacional de la oferta de servicios de transporte marítimo, principalmente de contenedores, da cuenta de la desaparición de competidores locales y la consiguiente alza de los fletes marítimos. En general, las megaempresas de navegación internacional, que ostentan posiciones dominantes en el mercado mundial de fletes, operan en paraísos fiscales con exenciones de tributos y cargas fiscales y sociales; configurando así una “competencia desleal” para las empresas navieras regionales que matriculan sus buques en sus propios registros nacionales.
4. Desde hace varios años, el mercado internacional de fletes se define a partir de términos como Autopistas del Mar; Indices de conectividad; Servicios de transporte marítimo de corta distancia; e Integración vertical de los puertos, que tienen por objeto responder a las necesidades estratégicas de los grandes operadores logísticos internacionales, quienes deciden también cuándo atender, o no, los requerimientos de los cargadores de determinada área geográfica; sumado a ello, el contexto actual de la guerra comercial entre las grandes potencias mundiales.
A lo largo de la pandemia del COVID ́19 -que viene atravesando el mundo- se hizo notar la estrategia de “blank sailings” (suspensión de servicios) desplegada por las navieras internacionales en detrimento de los intereses de los cargadores, quienes han visto aumentos récord en los fletes durante el año 2020; ratificándose así la necesidad de contar con una férrea política naviera nacional para neutralizar esas prácticas desleales.
A la fecha y debido al posible impacto que la referida concentración del mercado tenga en los fletes durante la contracción que deviene de la pandemia del COVID ́19 y la posterior recuperación, organismos internacionales como la CEPAL ya muestran su preocupación.
5. El Convenio bilateral sobre transporte marítimo suscripto entre la Argentina y Brasil data del año 1985. Posteriormente, los Estados Parte del MERCOSUR ratificaron su vigencia a través del Protocolo de Montevideo sobre el Comercio de Servicios del Mercosur -Terrestre y por agua- y establecieron que el bilateral sea complementado por los correspondientes Compromisos Específicos emergentes del Programa de Liberalización del referido Protocolo.
Es decir que, a través del paso del tiempo -y la envergadura de las obligaciones asumidas por los Estados Parte del Mercosur- el referido Convenio pasó a integrar la mesa de negociación del Mercado Común. En su defecto, se estaría lesionando la seguridad jurídica de los armadores argentinos y brasileños que suscriben la presente Declaración Conjunta.
Este Convenio bilateral integra también los compromisos asumidos por Argentina, Brasil y el Mercosur en el ámbito de la negociación del Acuerdo de Libre Comercio MERCOSUR/UE, que contempla el acceso de los armadores extranjeros recién después de 10 años de entrada en vigencia del Acuerdo Biregional. El acceso anticipado a estos mercados de servicios de transporte, también lesionaría la seguridad jurídica de los referidos armadores argentinos y brasileños.
6. No existen restricciones ni impedimentos en ninguno de nuestros países para que cualquier armador extranjero se instale y opere como armador nacional y regional.
Todos los argumentos hasta aquí vertidos ponen de manifiesto la necesidad y conveniencia de mantener la vigencia del Convenio sobre Transporte Marítimo Argentino-Brasileño.
Por otra parte, y dado que lo que está en juego es el futuro mismo de nuestras representadas, instamos a todos los organismos de ambos países que se encuentren evaluando este tema, que defiendan este instrumento de política naviera; que nos convoquen -a la brevedad- para ejercer nuestro derecho a ser oídos en el marco de los compromisos asumidos como Gobiernos Abiertos y nos brinden acceso a las respectivas evaluaciones de impacto elaboradas, a fin de anticipar y abordar los principales efectos que la eventual denuncia del bilateral tendría para este sector productivo.
El documento lleva las firmas del presidente del SEMABRA, Gustavo Roca, y de Mark Juzwiak, que encabeza el Comité Río de Janeiro de dicha entidad.
Para reforzar los argumentos planteados se hizo referencia a lo que establece el acuerdo subregional Mercosur acerca del procedimiento que se debe seguir cuando aparezca cualquier tema que pueda resultar controversial.
“Cada Estado Parte recurrirá al presente régimen sólo en casos excepcionales, a condición de que cuando lo haga, notifique al Grupo Mercado Común y exponga ante el mismo los hechos, las razones y las justificaciones para tal modificación o suspensión de compromisos”. “En tales casos, el Estado Parte en cuestión celebrará consultas con el o los Estados Partes que se consideren afectados, para alcanzar un entendimiento consensuado sobre la medida específica a ser aplicada y el plazo en que tendrá vigencia”.
El gobierno brasileño pretende desconocer este requisito, y los armadores esperan que la Cancillería argentina sostenga su cumplimiento.
Este Tratado Bilateral finaliza el 5 de febrero de 2022, pero desde el Gobierno de Brasil ya se anticipó por vía diplomática la intención de no renovarlo. “Nosotros estamos en contra de la denuncia del Acuerdo de Transporte Marítimo y esperamos poder revertir la decisión del Gobierno brasileño” señaló Mark Juzwiak, director de la Asociación Brasileña de los Armadores de Cabotaje -ABAC-.
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Durante el día 1 del Wind & Solar Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Felipe de Gamboa, Director General de EDPR Colombia, fue uno de los disertantes del panel denominado “El rol de la energía eólica en el portafolio de los grandes actores regionales”.
Allí el directivo destacó que la empresa que representa planea construir 4 GW por año hasta el 2025, para alcanzar 20 GW en total. Y destacó que Colombia se destaca en la estrategia.
Precisó que EDPR cuenta con 800 MW eólicos en La Guajira que están “en proceso de maduración”, y que tienen otros dos emprendimientos más en esa zona: Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos adjudicados en la subasta a largo plazo de energías renovables del 2019.
Estos casi 500 MW deberían entrar en funcionamiento a finales del 2022. Pero “hay tres temas que son retadores en el momento de hacer estos proyectos”, indicó de Gamboa.
“Uno es el de las comunidades, que hay que manejar muy inteligentemente. En este momento estamos en la etapa crítica de obtención de licencia ambiental para la línea de conexión”, señaló.
Si bien ya comenzaron con las actividades en el área, Gomboa advirtió que algunos miembros de las comunidades que no están involucrados directamente en los procesos de negociación están reclamando derechos a ser consultados. “Eso lo hace aún más difícil”, agregó. Aseguró que el Gobierno está ayudando para su avance.
El segundo tema que mencionó el directivo tiene que ver con la actividad minera de carbón Cerrejón, que opera desde hace 35 años en La Guajira y no sólo cuenta con el puerto para sus transacciones comerciales sino con toda una infraestructura que debe convivir con el desarrollo de los parques eólicos.
“Todos convivimos con la infraestructura del Cerrejón. Se nos cruzan nuestras líneas eléctricas, férreas y rutas con las de ellos”, indicó de Gamboa.
Y señala que “lo que ellos nos piden, con toda la razón del mundo, es que su operación minera no se vea afectada con estas construcciones pero para ello se requiere de mucha coordinación y no es tan fácil”.
Por último, el ejecutivo de EDPR puntualizó sobre el intercambio de información y protocolo con las agencias de Gobierno, como con la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, Instituto de Ecología, la Agencia Nacional de Consultas Previas.
“Para esa interacción el Gobierno tiene la mejor disposición de hacerla rápido pero también son protocolarios, llevan tiempo, toman trabajo y a veces devuelven documentos por pequeños detalles a subsanar”, lo cual demora mucho tiempo, observó.
Y concluyó: “En esos tres temas está ahora el 80 por ciento de nuestra actividad para llevar a estos proyectos a ponerlos a funcionar y producir energía eléctrica”.
No obstante a ello, de Gamboa recordó que a mediados de marzo obtuvieron la clasificación de “Proyecto de Interés Nacional Estratégicos” (PINES). “Eso hace que el Gobierno le dé prioridad a estos proyectos y mucho más seguimiento”, celebró.
“Eso ayuda inmensamente para que el Gobierno nos dé prioridad y de alguna manera le dé visibilidad en esas agencias estatales para que los proyectos se muevan más rápidos en estos temas protocolarios que hay que seguir”, resaltó el directivo.
En la actualidad, las redes de Edesur Dominicana tienen interconectados sistemas de generación distribuida por una potencia instalada total que alcanza los 55,511.56 kW.
Según precisaron desde la empresa distribuidora, el 58% de las instalaciones (26,795.56 kW) corresponden a clientes MTD1 (Media tensión con Demanda); es decir, clientes cuyo suministro se efectúa en media tensión y su potencia conectada es igual o mayor a 15 kVA.
Consultando a autoridades de Edesur sobre ¿cuánto resta para lograr el tope de penetración fotovoltaica permisible en su red? sus autoridades respondieron indicando los siguientes circuitos con mayor penetración. Y aseguraron que otros tantos aún tienen capacidad disponible.
Respecto al mecanismo de solicitud, indicaron que el cliente debe someter la capacidad a instalar a la distribuidora y se le contestará cuánto podrá instalar efectivamente.
Para tener mayores precisiones, Energía Estratégica consultó al director de Regulación y Compra de Energía de Edesur Dominicana, el Sr. Manuel Aquino:
¿Es posible ingresar mayores cuotas de generación fotovoltaica en sus redes en caso de propiciarse alguna adaptación que no altere el funcionamiento de su sistema?
Respuesta: Es correcto. Para esto, el reglamento de generación distribuida manda a un estudio suplementario que determina las adecuaciones necesarias, lo cual el cliente interesado procede a costear.
¿Qué revisiones del marco regulatorios proponen para asegurar la confiabilidad de su sistema ante el avance de este tipo de alternativa, en su mayoría renovables?
Respuesta: Tenemos varias observaciones, pero la principal es cambiar el modelo económico de medición neta a uno de facturación neta, de Net Metering a Net Billing.
El desarrollo de las energías renovables lleva a buscar nuevas metodologías y soluciones para continuar con el progreso. Esto, y el análisis del sector en Latinoamérica, fueron algunos de los puntos que se trataron durante el Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy.
CamiloSerrano, General Manager en México de Atlas Renewable Energy, fue uno de los panelistas del evento y observó que “hay intenciones gubernamentales en promover las energías renovables en toda la región, incluso en mercados chicos”.
Con ello se refirió tanto a mercados avanzados como el de Brasil o Chile, así como también a los más pequeños “pero con planes muy ambiciosos”, como puede ser el caso de Puerto Rico o República Dominicana.
“El mercado bilateral cada vez se despega mucho más. Hay un interés muy fuerte por tener energía renovable por todos los grandes consumidores”, agregó.
Camilo Serrano – Atlas Renewable Energy
El rol de los grandes clientes cada vez es mayor, a lo que Serrano notó “una intención muy grande por parte de los grandes consumidores de tener cadenas de suministro más verde y tener energía renovable se ha vuelto un sello de calidad que todos quieren mostrar”.
Para ello, el General Manager en México de Atlas Renewable Energy mencionó que “el producto solar tiene que evolucionar hacia algo más completo”. ¿Cómo? Una de las propuestas del especialista es que “hay que pensar en la combinación solar-eólica o solar con baterías”.
“Realmente se debe ofrecer un producto que sirva para la intención. Así como hay países que quieren volverse 100% renovables, las empresas piensan en lo mismo. Por lo que es clave esa tendencia para el crecimiento de la industria solar en la región”, explicó.
Otro elemento que puede jugar un papel importante como aliado, para Serrano, son las baterías en temas de tecnología. “Hay sitios donde todavía no son competitivas, pero ya lo estamos viendo en algunos mercados de Latinoamérica donde incluso en licitaciones nos vamos a presentar con baterías y esto nos ayudará a mejorar nuestro producto”, declaró.
“Aparte de encontrar una mezcla entre energía solar y eólica que se puedan complementar para ofrecer un producto más completo, las baterías es el siguiente gran aliado, seguido por el hidrógeno verde”, sostuvo.
Cabe resaltar que en el último tiempo el avance en materia de hidrógeno verde ha sido relevante en varios países de América Latina, ya sea en Chile como México, por nombrar algunos, donde ya hay interés sobre el tema. Al respecto, Camilo Serrano afirmó que «el hidrógeno verde es la siguiente ola”.
En su último informe sobre la industria energética, donde releva datos de febrero de este año, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aseguró que durante el mes de febrero se ejecutaron 163 nuevas conexiones de Generación Distribuida, con el mecanismo de monetización Net Billing, en el marco de la Ley N°21.118.
Se trata de un nuevo record de conexiones, ya que se superaron las 127 instalaciones que se habían ejecutado en 2018.
Durante el mes de enero de este año también se conectaron 163 proyectos, número que, del mismo modo rompió la marca de campañas pasadas (la más alta había sido el año pasado, con 154), por lo que se vislumbra un gran año en materia de autogeneración a través de fuentes de energías renovables en Chile.
Fuente: SEC
En el acumulado, el 2021 ya suma 4.761 kW de Generación Distribuida. En enero hubo 2.842 kW de potencia instalada y en febrero 1.919 kW.
La capacidad alcanzada este año ya llega al 15 por ciento de toda la potencia conectada durante el 2020, cuando se instaló la cifra record de 31.479 kW. A este ritmo es probable el 2021 marque un nuevo record, considerando que los meses donde se suele instalar mayor potencia son los venideros.
Fuente: SEC
Ordenar el espectro
Cabe recordar que a principios del mes pasado, el Gobierno de Chile lanzó la Plataforma de Información Pública para Generación Distribuida que permite a todos los usuarios, desarrolladores y clientes de las distribuidoras o cooperativas, obtener información técnica y comercial sobre las redes de distribución existentes en el país, pudiendo con ello determinar fácilmente la posibilidad de instalar un sistema de generación distribuida para autoconsumos y PMGD.
Además, los desarrolladores de proyectos podrán utilizar esta información para determinar de mejor forma el mercado potencial de generación distribuida y poner esfuerzos donde éste se pueda desarrollar de manera óptima. De esta manera, la Plataforma permitirá disminuir las barreras de entrada a los proyectos y estimular la penetración de estos.
Esta plataforma de información pública es también uno de los primeros pasos que se están dando en transformar nuestra red de distribución en una red más inteligente y con mayor penetración de energías renovables.
Visto el gran potencial que guarda Latinoamérica para aprovechar recursos naturales, el sector empresario pide por reglas de mercado claras para impulsar nuevos proyectos de fuentes renovables en la región. Estos no sólo generarán energía a partir de fuentes no contaminantes y colaborarán al cumplimiento de los compromisos de transición energética, sino que también garantizarán estabilidad en los precios eléctricos a largo plazo.
Sobre los mecanismos para impulsarlos, Farid Mohamadi, gerente de ventas en Colombia, Centroamérica y el Caribe para Enercon, consideró:
“Requerimos estabilidad para invertir tiempo y recursos (…) Coincido en que necesitamos claridad y previsibilidad para las subastas, además de la posibilidad para contratar directamente entre empresas, como los Corporate PPAs”.
Ahora bien, el referente empresario reforzó la idea de nuevas convocatorias renovables: “el mercado requiere competitividad y para obtenerla una de las mejores opciones son las subastas”.
Al respecto, consideró que las autoridades eléctricas del sector público deben evaluar y ser claros al comunicar cuánta energía o potencia necesita, el plazo en el que requerirán que entren en la red proyectos de determinada tecnología y curva de demanda específica, qué precios se podrían esperar de acuerdo a la condición macroeconómica local y definir si anunciarlos con antelación o el mismo día de la subasta, ya que eso también tendría repercusiones.
¿Es necesario ir por subastas por tecnología en la región? ¿Qué nuevos mecanismos se pueden plantear para ganar mayor protagonismo en el Caribe? Fueron algunas preguntas que Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, realizó al referente de Enercon durante su participación en el panel “Avances tecnológicos, nuevas soluciones y necesidades del mercado latinoamericano: visión de los fabricantes”.
En el caso del Caribe, reconoció como grandes mercados en los que está presente Enercon a República Dominicana, Jamaica, Bonaire y Guadalupe. Mientras que, en otros países como Haití o Cuba no encontrarían oportunidades de invertir en el corto plazo por características macroeconómicas locales.
Aquí, se enfrentarían a determinados retos. Entre ellos destacó dos principales:
Inicialmente, advirtió que “esas islas tienen que resolver el impacto de las energías renovables en la red”. Y consideró que por ello empieza a cobrar más sentido diseñar proyectos que incluyan el almacenamiento para acompañar a las renovables, regulando y estabilizando el sistema.
Como segundo punto, retomó los desafíos de seguridad jurídica que traen consigo participar de las convocatorias públicas en la región, ya sean para licitaciones propiamente dichas, request for proposal (RFP) u otros mecanismos.
«Desde nuestro punto de vista estamos dispuestos a apoyar. Esperamos nada más que el gobierno nos dé claridad sobre las subastas y que no aplacen procesos como en República Dominicana o Jamaica”, concluyó.
Aela Energía es una compañía de generación de energía renovable no convencional con un portafolio de 332 MW en centrales eólicas distribuidas a lo largo de Chile.
Desde su creación, en el año 2013, hasta la fecha, se ha convertido en el mayor generador independiente (IPP) de energía renovable no convencional del país.
En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, César Vásquez Hormazábal, Gerente Comercial de la compañía, cuenta los pasos a seguir de Aela en Chile.
¿Cuántos activos opera actualmente Aela en Chile, de qué tecnologías y qué potencia?
Actualmente, Aela cuenta con 3 activos que totalizan 332MW, todos ellos eólicos. Sarco, de 170 MW, ubicada en Freirina, región de Atacama; Cuel de 33 MW, que se encuentra en Los Ángeles, región del Biobío; y finalmente Aurora de 129 MW emplazado en Llanquihue, región de Los Lagos.
¿Qué cartera de proyectos tiene Aela para desarrollar, llevar a construcción y operar en Chile para los próximos años?
Aela posee una cartera de proyectos en desarrollo en diversas ubicaciones del país, para los cuáles estamos siempre en proceso de búsqueda de clientes que se adapten de mejor manera a nuestro perfil de generación.
¿Este año avanzarán o inaugurarán algún nuevo proyecto en Chile?
Aela acaba de poner en servicio en el último trimestre de 2020 el proyecto Aurora de 129 MW, con lo que finaliza la primera etapa de su plan de negocios. En el corto/mediano plazo apuntamos a concretar nuevas oportunidades de negocio para inaugurar nuevos proyectos.
Se está por lanzar una nueva Licitación de Suministro. ¿Qué opinión tiene sobre la convocatoria?
Las licitaciones de Suministro para clientes regulados se convirtieron en una herramienta exitosa de materialización de cuantiosas inversiones en energías renovables.
Aela resultó exitosamente adjudicada en dos de los últimos tres procesos anteriores, destacando la licitación del año 2015, cuando Aela fue adjudicataria del 64% de los contratos de suministro de energía para clientes regulados.
César Vásquez Hormazábal, Gerente Comercial de Aela Energía
¿Están interesados en participar de la nueva Licitación?
La nueva convocatoria ofrece interesantes variantes tales como el reconocimiento de sistemas de almacenamiento, la inclusión de un período de suministro complementario y la habilitación de incorporar niveles de facturación mínima si la legislación lo faculta.
Actualmente Aela se encuentra analizando sus niveles excedentarios de energía, así como la cartera de proyectos para evaluar su participación.
Paralelamente se está discutiendo el avance de una Ley de Portabilidad Eléctrica, donde se creará la figura del Comercializador. ¿Ven a esa actividad como una oportunidad de negocios?
En primer lugar, celebramos el espíritu de esta iniciativa que otorga la posibilidad a consumidores finales de energía a optar por su proveedor y ejercer portabilidad, tal como ya lo hemos visto en otras industrias, como las telecomunicaciones y el sector financiero.
Esperamos solamente que este cambio normativo, al igual que cualquier otro, sea respetuoso con los compromisos que los suministradores actuales hemos adquiridos con anterioridad y se resguarde el equilibrio económico de los contratos de suministro vigentes.
Aela ya está habilitada para comercializar energía mediante la firma de contratos de suministro entre generadores o clientes finales.
Creemos que la figura del Gestor de Información, que introduce este proyecto, ayudará a reducir asimetrías de información para acceder a un portafolio de clientes más diversificado que agregue valor a nuestra plataforma.
Chile es uno de los países de Latinoamérica que más viene creciendo en materia de renovables no convencionales. No obstante, ¿considera que los años venideros serán igual de prósperos?
Sin duda, junto a los privilegiados recursos de energía limpia que posee nuestro territorio sumamos un marco regulatorio estable destacado internacionalmente que ha permitido dar confianza a los inversionistas que llegan a Chile.
Si logramos mantener la estabilidad regulatoria, pese a los desafíos de distinta índole que enfrenta la industria-entre ellos tecnológicos y sociales-entonces podremos mantener la prosperidad y liderazgo del desarrollo de energías renovables en la región.
¿Están interesados o están indagando en nuevas tecnologías, como pudiera ser el hidrógeno verde?
Así es. El hidrógeno verde se convertirá en el combustible del futuro y vemos con optimismo la apuesta que está desarrollando el gobierno.
Adicionalmente, vemos muy de cerca la incorporación de nuestra normativa de operación a sistemas de almacenamiento, considerando todos los productos que ofrece, así como la prestación de nuevos servicios complementarios y las subastas que lleva adelante el coordinador.
Cuando en el 2007, se lanzó la meta de convertir a Costa Rica en un país carbono neutral para el 2021, se veía como una meta muy lejana en tiempo (2021) y también aspiración.
Pese a la duda de su factibilidad, muchos nos enfocamos en imaginar futuros posibles que lograran llevarnos a ese destino y trabajamos en importantes aventuras, algunas exitosas y otras no, para buscar que así fuera.
Sin embargo, nos faltaba algo que no nos era posible resolver: tecnologías claves para atacar los sectores más problemáticos como movilidad eléctrica, generación fotovoltaica, y almacenamiento en baterías daban pasos acelerados, pero no estaban en su periodo de factibilidad económica.
Es así como al fin nos llega el 2021, con una fuerte deuda cercana a los 10,000,000 de toneladas de CO2 equivalente que necesitamos reducir, pero con muy buenas noticias en varios frentes.
Nuestro sector más contaminante, el transporte, tiene acceso ya a un marco regulatorio adecuado a través de la Ley N° 9518, de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico, e importantes esfuerzos para lograr cambiar nuestro modelo de transporte como el tren eléctrico de pasajeros de la GAM comienzan a avanzar.
De igual manera, cambios en el tejido industrial del país, mejoras en la eficiencia y la incorporación de Generación Distribuida nos han permitido cancelar proyectos que nos alejarían de nuestra meta, pero que eran necesarios en su momento como el Proyecto Hidroeléctrico El Diquis, trayendo importantes ahorros, ya que no se deberán invertir los $3600 millones presupuestados para esto.
Sin embargo, estas rutas de avance requieren de una seguridad jurídica en sus principales tecnologías de soporte, como la generación solar y el almacenamiento en baterías, de manera que seamos todos los costarricenses de acuerdo con nuestras capacidades los que realicemos las inversiones necesarias, para realizar estas conversiones.
De no darse esto, podemos estar a las puertas de un revés, el cual será sólo responsabilidad nuestra. No nos falló la tecnología, nos habrá fallado el sentido común y la decisión de anteponer el beneficio colectivo al beneficio de unos pocos.
Es urgente la firma por parte del Sr. Presidente de la República del decreto de Generación Distribuida, el decreto para la importación de Baterías, y finalmente la convocatoria del proyecto de Ley 22009 para la Promoción y Regulación de los recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables.
Y así, nuestra Costa Rica pujante económicamente y CO2 Neutral se convierte en una meta alcanzable.
Ernesto Moreno G.
Presidente de la Cámara de Generación Distribuida.
El ingeniero Antonio Almonte y la licenciada Biviana Riveiro sostuvieron este lunes un encuentro en el que analizaron la conveniencia de trabajar de manera conjunta para ejecutar acciones concretas que redunden en beneficio de las inversiones extranjeras y locales.
Durante el encuentro, realizado en la sede del MEM en el sector de Naco, los funcionarios estuvieron acompañados de los ejecutivos de ProDominicana Marcel Smeter y Jaime Licairac, y por el ministerio, Freddy Lara y Gustavo Mejía-Ricart, asesor y director de Relaciones Internacionales respectivamente.
Almonte prometió entregar a la licenciada Riveiro un expediente con las inversiones y solicitudes de inversiones que tiene el MEM en carpeta, tras considerar el encuentro como el inicio de unas buenas relaciones para el país.
En tanto que la licenciada Riveiro habló de la necesidad de simplificar los procesos, puso a disposición del MEM la experiencia técnica, así como los buenos contactos que tiene ProDominicana con diferentes organismos dedicados a las inversiones y con las embajadas acreditadas en el país.
Durante el encuentro se habló de la posibilidad de crear una mesa de trabajo permanente que permita conocer los proyectos de inversión de común acuerdo y poder examinar las mejores inversiones en favor del desarrollo de la República Dominicana.
En las propuestas de Transición Tarifaria presentadas ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad por las distribuidoras en el Area Metropolitana de Buenos Aires se solicitaron reducciones en los indicadores de calidad del servicio, señaló el ENRE.
EDESUR y EDENOR presentaron al Organismo Regulador pedidos de incrementos que el Ente calculó en hasta el 81% y 157 %, respectivamente, de cara a la audiencia pública que se realizará el martes 30 de marzo desde las 8 a.m. para definir el Régimen Tarifario de Transición, luego de dos años de congelamiento.
“De las presentaciones se desprende una propuesta de aumento de los ingresos de las concesionarias y una reducción en la inversión a realizar, lo que repercutirá en detrimento en la calidad del servicio”, se advirtió.
Ocurre que la empresa EDESUR reclamó $ 22.160.000.000 en concepto de ingresos no percibidos por el congelamiento tarifario que data de 2019, y presupuestó un aumento de 253 % en el Valor Agregado de Distribución (margen de ingresos de la empresa descontando la compra de energía), con respecto al 2020, siendo para el 2021 un total de $ 54.000.000.000.
Por su parte, la empresa EDENOR reclamó un total de $ 38.477.000.000 por ingresos no percibidos. La propuesta de aumento sobre el VAD es en este caso del 109 % respecto del vigente al 2020, alcanzando un total de $ 61.000.000.000 para el 2021.
Tales guarismos se modifican a la baja si fuera el caso de que las distribuidoras dejaran de reclamar lo que no percibieron desde los meses de pre-pandemia, último tramo del gobierno de Cambiemos.
Asimismo, se indicó, esta distribuidora propone una reducción en la cantidad de categorías para las Personas Usuarias Residenciales, un cambio en la estructura tarifaria con el objetivo de dotar de mayor previsibilidad sus ingresos y que, de aplicarse, generaría un incremento del 157 % en las facturas de casi 800.000 personas, calculó el Ente.”
A pesar de solicitar aumentos, señaló el Ente, “ambas distribuidoras exigieron disminuir los indicadores de calidad, proponiendo para los semestres del 2021 los establecidos en la Revisión Tarifaria Integral (de 2017) para los dos semestres del 2019, y para el 2022 los fijados para el año 2020”.
Con el objetivo de continuar trabajando en iniciativas que permitan mejorar la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados, Naturgy y la Fundación Oficios firmaron un convenio de colaboración y trabajarán en la formación de gasistas matriculados para unidades unifuncionales.
A partir de este acuerdo, Naturgy brindará a los jóvenes que participan del curso de Gasista Matriculado para unidades funcionales capacitaciones en materia de marketing digital, orientado al uso de redes sociales para promocionar su oficio y facilitar su desarrollo como emprendedores.
“Creemos profundamente que, desde la educación, podremos ayudar a favorecer la inclusión socio-laboral y la integración de la sociedad. Así, promovemos distintos programas para favorecer la empleabilidad de jóvenes de barrios postergados”, afirmó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.
Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.
Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar
“Mujeres en la energía” tuvo el objetivo de visibilizar el rol de las mujeres en el sector eléctrico. Se realizó el viernes 19 de marzo de forma virtual y se inició con un homenaje a Elisa Bachofen, la primera ingeniera argentina y de la Región, quien finalizó su carrera en la Universidad de Buenos Aires en 1918.
Alejandro Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la UBA, dio a conocer un busto de Bachofen que se encuentra en la sede Paseo Colón de la facultad. Se sumó al reconocimiento, Verónica Saldaño, gerente de Recursos Humanos de Edet, quien se refirió al rol de la mujer en el sector eléctrico.
Luego, se abrió un panel dedicado a el sector eléctrico argentino de la mano de mujeres que tienen roles de liderazgo y que se destacan en sus ámbitos: Gabriela Rijter, directora de energías renovables y vicepresidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables – AMES-, quien se refirió a la transición energética en la Argentina; Martha Molinaro, gerente técnico de Edemsa, compartió información y proyectos relacionados a la generación distribuida; Agustina Skiarski, alumna avanzada de la carrera de Ingeniería Eléctrica, contó cómo se proyecta la carrera hacia el futuro; y Soledad Manín, interventora del ENRE, disertó sobre la confluencia entre el regulador y el regulado, como así también abordó la protección de los derechos humanos de los usuarios.
Carlos Ferrara, responsable de sostenibilidad de Enel Argentina, se refirió a la política de diversidad del Grupo ENEL y mencionó la importancia de reconocer el liderazgo de las mujeres para promover una mayor equidad de género y una mayor operatividad empresarial.
Se puede ver el video homenaje a Elisa Bachofen en la web de Adeera: www.adeera.org.ar.
La ADEERA está conformada por 48 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14 millones de clientes en todo el país. Operan 450.000 km de redes, emplean a 38.000 personas de manera directa y distribuyen más de 120.000 GWh al año, que representa el 98% del total de la energía eléctrica que se consume en nuestro territorio.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, consideró que todas las partes que intervienen en la producción de biocombustibles en el país “se encuentran, nuevamente, ante la posibilidad de contar con un régimen que esté en consonancia con una situación, tanto local como global, que responde a un nuevo contexto”, y agregó que “el objetivo del gobierno es lograr la mayor sinergia, cuidando cada puesto de trabajo y el impacto en el medio ambiente”.
Ante el vencimiento del actual marco normativo, en mayo próximo, Martínez sostuvo que el régimen de promoción vigente (Ley 26.093/06) “funcionó bien de acuerdo con el contexto nacional e internacional en el que se elaboró”. El Secretario expuso la postura del gobierno en una reunión (virtual) con miembros de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados,
Un proyecto para la prórroga de dicho régimen por cuatro años cuenta desde mediados de 2020 con la aprobación del Senado, pero su tratamiento en Diputados estuvo demorado y en las últimas semanas se planteó desde el oficialismo la alternativa de actualizar y adecuar el régimen legal para esta industria, que tiene por actores a productores del agro, plantas procesadoras, y exportadores.
Al respecto, trascendió la existencia de un borrador de proyecto de ley cuyos principales aspectos estarían siendo conversados por Energía con diversas cámaras empresarias. Pero no todas están al tanto de sus contenidos, y tampoco varios legisladores de la oposición, de acuerdo con lo afirmado por algunos de ellos en la reunión.
Incluso, varios de ellos insistieron en la necesidad de avanzar rápido con la prórroga del régimen actual para dar previsibilidad al desarrollo de las actividades del sector, cosechas incluídas.
Martínez remarcó que “la transición energética es fundamental para nuestra política en esta materia, el mundo va en ese camino”, y sostuvo que “las decisiones que toma la Secretaría de Energía, dentro de nuestro proyecto político, priorizan el cuidado de las pymes, la generación de empleo, el impulso a la producción y la incorporación de valor agregado”.
El Secretario se refirió al contexto en el que se elaboró y sancionó la norma actualmente vigente, diferenciándolo de la actual situación, nacional e internacional.
“El comienzo de la década del 2000 nos encontraba ante el horizonte de la transición energética y con nuestros yacimientos de hidrocarburos en un alto grado de madurez”, describió Martínez. Y agregó que la ley finalmente sancionada en 2006 fue un instrumento acorde al contexto de ese momento, para incentivar las oportunidades de inversión y exportación ante la demanda creciente por parte de otros países. Fue en ese marco en el que, recordó Martínez, se produjo “la decisión óptima del presidente Néstor Kirchner de avanzar con la Ley 26.093”.
A continuación, el Secretario consideró necesario evaluar la situación de los biocombustibles teniendo en cuenta los datos en la fluctuación de precios y costos, las realidades diferenciadas al interior del sector, el contexto local ligado al gas como combustible de transición, en el marco de una situación internacional marcada también por ese horizonte de transición y la necesidad de reducir las emisiones de Co2.
Especialmente, remarcó la distinción necesaria que debe hacerse entre los diferentes tipos de cultivos que participan de la producción, como es el caso del bioetanol elaborado a partir de la caña de azúcar que, a diferencia del maíz y la soja, carece de un mercado de exportación. Además de tener en cuenta la situación de la caña de azúcar, un nuevo marco normativo deberá también tener en consideración los posibles vaivenes en la cotización de los commodities, “encontrando algún tipo de esquema de equilibrio que evite afectar el costo de vida de nuestra población”, señaló.
Martínez hizo referencia a que la ley vigente alentó la construcción de 55 plantas elaboradoras de bios. 16 de bioetanol a base de caña de azúcar, 6 a base de maíz y el resto de biodiesel producido con aceite de soja. Al respecto señaló que en el proyecto que se está conversando resulta que 47 de las 55 plantas quedan incorporadas al nuevo régimen. Tendría vigencia hasta 2030, habría una leve baja en las proporciones actuales de corte a las naftas con bioetanol en base a maíz, y cambios para los productores de biodiesel en base a aceite de soja.
En el marco de la necesidad de hallar nuevos consensos que impulsen la actividad y tengan en cuenta la situación específica de los diversos integrantes de la cadena de producción, Martínez abogó por la creación de “una Comisión multisectorial en la que participen todos los actores involucrados”. Habrá que ver si resulta posible contar con una nueva ley en el corto plazo que resta hasta mediados de mayo o si se plantea una prórroga al menos hasta fin de año de la 26.093 como lo sugirieron algunos legisladores opositores.
Al respecto, el presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Baja, Omar Felix (FDT) opinó que “debemos animarnos a generar el debate a pesar de que todos sabemos que es un año electoral”.
“No estamos hablando de prorrogar una ley que hoy esta judicializada” (por algunos sectores) y estamos escuchando a todos porque hay distintas realidades para considerar y tratar de llegar a consensos “, agregó.
En tanto, diversas bancadas de la oposición intentarán el jueves 25 sesionar para tratar la prórroga al régimen actual.
Acerca de las proporciones de corte con bios a los combustibles en el mercado local, señaló que “no se trata de defender sectores (petrolero o de biocombustibles) sino a todos los consumidores”.
La Red de Políticas de Energías Renovables para el Siglo XXI (REN21) ha hecho público su nuevo informe “Renewables in Cities 2021 Global Status Report”, donde recoge que la inversión en capacidad de energía renovable en toda América Latina ha crecido notablemente, con un aumento del 43% en 2019 hasta un récord de 18.500 millones de dólares.
Cuatro países dominan esta inversión: Brasil (un 74% más, hasta 6.500 millones de dólares), Chile (un 302% más, hasta 4.900 millones de dólares), México (un 17% más, hasta 4.300 millones) y Argentina (un 18% menos, hasta 2.000 millones). No aparece Colombia, que apuesta claramente por las renovables.
El informe destaca que tres herramientas han protagonizado fundamentalmente estas inversiones: los PPP (public-private partnership), los PPA y las ayudas de financiación para el desarrollo proporcionan un apoyo clave a los proyectos en las ciudades de toda la región. Los PPP se han utilizado ampliamente en América Latina para financiar proyectos relacionados con el transporte, así como la generación distribuida. En 2019, México utilizó el modelo de PPP para atraer 2.100 millones de dólares para 15 proyectos de energía solar fotovoltaica, y en Santiago (Chile) se estableció una PPP para instalar puntos de recarga de vehículos eléctricos de 22 kW cada uno (que eventualmente utilizarán electricidad renovable) con un coste total de 2,5 millones de dólares.
El gobierno del estado de Piauí (Brasil) abrió una licitación en 2020 para una PPP de 32 millones de dólares para construir ocho plantas solares fotovoltaicas de 5 MW cada una en seis municipios (Caraúbas do Piauí, Miguel Alves, Piracuruca, Jose de Freitas, Cabeceiras do Piauí y Canto do Buriti) como forma de satisfacer la demanda de energía de todos los edificios estatales. También en Brasil, São Paulo inició una PPP para una inversión de 32,6 millones de dólares en energía solar fotovoltaica para abastecer al departamento de salud de la ciudad, y Curitiba se asoció con la empresa local de servicios públicos para financiar conjuntamente (51%/49%) un proyecto de energía solar-biomasa de 5 MW que abastecerá el 43% de las necesidades de electricidad del edificio municipal.
Los bancos nacionales han ayudado cada vez más a financiar las energías renovables en la región. El Banco de Desarrollo de Colombia (Bancoldex) ofrece una línea de crédito verde de 14,4 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable y eficiencia energética en ciudades de todo el país. En São Paulo (Brasil), la Oficina de Energía y Minas del Estado y la Agencia de Desarrollo de São Paulo (Desenvolve SP) conceden préstamos a largo plazo y a bajo interés para proyectos de energía renovable a pequeña escala, como plantas solares fotovoltaicas, eólicas y pequeñas centrales hidroeléctricas, así como equipos para plantas de biogás. Las agencias internacionales que financian la generación distribuida suelen coordinarse a través de asociaciones con bancos nacionales y regionales. Se han utilizado algunos instrumentos innovadores para financiar proyectos de menor escala, especialmente de energía solar fotovoltaica. Esto incluye el crowdfunding en Argentina y México y el uso de empresas de servicios energéticos (ESCO) en Brasil, Chile y Colombia. Los bonos municipales y los bonos verdes no se han utilizado en la medida que se ha visto en otras regiones del mundo, aunque existen ejemplos. La Ciudad de México (México) emitió el primer bono verde municipal de América Latina en 2016 con un enfoque en proyectos de movilidad, eficiencia energética, infraestructura y gestión del agua.
Los ejecutivos principales de algunas de las compañías petroleras más grandes de Estados Unidos prometieron colaborar con la administración Biden en su campaña contra el cambio climático durante una reunión con la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy.
Los líderes de la industria petrolera se comprometieron a apoyar las regulaciones federales que limitan explícitamente las emisiones de metano de los pozos y otros equipos de campos petroleros, una declaración que encaja con el voto del presidente Joe Biden de tomar medidas drásticas contra las fugas del potente gas de efecto invernadero.
También aplaudieron el regreso de EE. UU. al acuerdo climático de París e instaron a un mayor apoyo del gobierno a la tecnología de captura de carbono e hidrógeno que puede ayudar al país a cumplir con las nuevas promesas de reducción de carbono que se darán a conocer el próximo mes, según dos personas familiarizadas con la sesión que se llevó a cabo a través de Zoom.
McCarthy subrayó cómo los «planes de Biden para abordar la crisis climática se centran en impulsar nuestra recuperación económica equitativa, posicionar a Estados Unidos para ganar el siglo XXI y crear millones de empleos sindicales bien pagados directamente en las comunidades estadounidenses», dijo la Casa Blanca en un comunicado. después de la sesión. «Dejó en claro que la administración no está luchando contra el sector del petróleo y el gas, sino luchando por crear empleos sindicales, implementar tecnologías de reducción de emisiones, fortalecer la fabricación estadounidense y alimentar la economía estadounidense».
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La reunión, que incluyó a ejecutivos de tres grupos comerciales de la industria y 10 compañías petroleras, incluidas Exxon Mobil Corp., BP Plc, ConocoPhillips, Royal Dutch Shell Plc, Chevron Corp. y Devon Energy Corp., fue la primera de su tipo desde Inauguración de Biden en enero. Se produce después de que impuso una moratoria sobre la venta de arrendamientos de petróleo y gas en terrenos federales, y mientras su administración se prepara para revelar un nuevo objetivo de reducción de emisiones el próximo mes como parte del regreso de Estados Unidos al acuerdo climático de París.
La reunión fue descrita como agradable, sin el tipo de acritud que influyó en algunos de los intercambios de la industria petrolera con la administración del ex presidente Barack Obama. El formato no permitió un diálogo profundo de ida y vuelta. En cambio, McCarthy abrió la reunión, seguida de comentarios de Laura Daniel-Davis, subsecretaria adjunta principal del Departamento del Interior para la gestión de tierras y minerales, y cada uno de los participantes de la industria. Dave Lawler, presidente de BP America Inc., inició sus comentarios.
Casi todos los ejecutivos en la sesión virtual hicieron un discurso para poner un precio a las emisiones de dióxido de carbono, un cambio de política que dijeron que podría desencadenar una mayor inversión en tecnología de reducción de emisiones al tiempo que fomentaría más certeza para las empresas de energía. El Instituto Estadounidense del Petróleo está considerando respaldar un precio del carbono, que podría tomar la forma de un programa de comercio de emisiones o un impuesto sobre los gases de efecto invernadero que atrapan el calor.
“Nuestra industria se relaciona regularmente con todos los niveles de gobierno y quiere asegurarse de que los responsables políticos en Washington comprendan que podemos lograr nuestro objetivo compartido de un futuro con bajas emisiones de carbono al tiempo que fortalecemos el liderazgo energético estadounidense y respaldamos la recuperación económica de la nación”, dijo Mike, presidente de API. Sommers en una declaración enviada por correo electrónico. «Estamos comprometidos a trabajar con la Casa Blanca para desarrollar políticas gubernamentales efectivas que ayuden a cumplir las ambiciones del acuerdo de París y respalden un futuro más limpio».
El beneficio económico con la privatización de la estatal brasileña Eletrobras, calculado inicialmente en 62.250 millones de reales (11.355 millones de dólares), «será mayor» de lo previsto, según señaló la cúpula directiva de la compañía de energía eléctrica.
«El cálculo del beneficio económico de la privatización realizado por el Gobierno no incluye algunos ítems», como la indexación de valores no amortizados de la hidroeléctrica de Tucuruí, en el estado de Pará (norte), según indicó el consejero Wilson Ferreira, quien hasta el 5 de marzo era presidente de la empresa.
Ferreira, quien se mantiene en el Consejo de Administración de la estatal, no profundizó sobre los detalles de esa variación, pero garantizó que será «beneficiosa» para el Estado y «para los consumidores».
«No tengo duda de que el precio a largo plazo tiene que ser revisado, equilibrado en condiciones proporcionales, de forma real, y tengo la convicción de que será mayor que eso, es mi opinión», apuntó Ferreira, para quien el «Gobierno y las entidades reguladoras» serán los responsables de ese «nuevo contrato».
La privatización de Eletrobras se arrastra desde 2016 en el Congreso y hasta la fecha no se ha concretado.
Para el ahora expresidente de la entidad, el modelo presentado por el Gobierno es la «mejor alternativa de privatización» frente a otra iniciativa que tramita en el Legislativo.
«Estamos con el camino abierto para que el valor percibido esté a salvo y vamos a caminar en sentido a la propuesta ya presentada, que es la de creación de una corporación, pero, evidentemente, con las contribuciones en ese sentido que puede dar el Congreso», resaltó.
Por el modelo de venta aprobado y presentado por el presidente, Jair Bolsonaro, al Congreso, Eletrobras, controlada por el Estado pero con acciones en bolsa, promoverá un aumento de capital del que el Gobierno se abstendrá de participar y que permitirá que los accionistas privados pasen a ser mayoritarios.
Eletrobras, la mayor generadora de energía del país y una de las mayores transportadoras eléctricas, es la principal empresa del paquete de estatales que quiere privatizar el Gobierno de Bolsonaro.
La estatal obtuvo en 2020 un beneficio neto de 6.387 millones de reales (unos 1.165 millones de dólares), un 43 % menos respecto a 2019, debido al peor desempeño en el segmento de generación, con paradas no programadas en algunas de sus plantas, y por el aumento de las provisiones.
PLAN PARA TERMINAR OBRAS EN PLANTA NUCLEAR
De otro lado, Ferreira garantizó que existe también un «contexto regulador» para dar continuidad a la construcción de la planta nuclear Angra 3, en el estado de Río de Janeiro y que tiene obras adelantadas en un 75 %, requiriendo 18.500 millones de reales (unos 3.374 millones de dólares) para su conclusión.
«Parte de eso está andando por medio de la capitalización de Eletrobras», aseveró.
Según Ferreira, la compañía espera también que hasta el final de este año 476 empleados se acojan al plan de bajas voluntarias propuesto por la empresa y con el que se pretende un ahorro de 245 millones de reales (44,6 millones de dólares).
En 2020, Eletrobras redujo el número de empleados un 4,3 % y cerró el año con una plantilla de 12.527 trabajadores.
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