Finaliza un año lleno de desafíos. Contar con aliados que han estado a la altura de las circunstancias ha sido el factor diferencial para afrontarlo. Es así que la empresa sanjuanina Transporte Automotores 20 de Junio – cliente de Volvo Argentina desde hace más de 10 años – confía en la excelencia de los servicios y capacitaciones de Volvo Trucks y Buses.
A inicios de este año, Transporte Automotores 20 de Junio recurrió a la compañia ante el nuevo desafío que se le había presentado: el transporte de personal de mina Veladero. Para brindar dicho servicio, la empresa sanjuanina adquirió una flota compuesta por 9 unidades del bus Volvo B380. Asimismo, continuó la expansión de su principal actividad incorporando 11 unidades doble piso, que llevan el chasis Volvo B450, para los trayectos de larga distancia de transporte de pasajeros.
Desde su concesionario Libertadores – que atiende comercialmente la venta de buses, camiones nuevos y usados, y el servicio de venta de repuestos y servicio de mantenimiento para la provincia de San Juan y Mendoza – Volvo le ha brindado a la empresa sanjuanina dos tipos de servicios fundamentales, en función de cada unidad de negocio que tiene el cliente.
“Desde Libertadores se realizan servicios de forma rutinaria y sistemática: dos veces por semana vamos con mecánicos y vendedores de repuestos a San Juan y hacemos visitas programadas para evitar que el cliente tenga que acercarse a Mendoza a comprar piezas y traer vehículos. Nos trasladamos a las instalaciones del cliente, siempre considerando los protocolos de acceso frente a la pandemia”, destaca Facundo Sosa, Director General de Gotland y Libertadores.
Por un lado, se realizaron las estimaciones para asegurar la correcta provisión de repuestos y los servicios para mantenimiento preventivo de vehículos. “El servicio de mantenimiento in situ es fundamental. Primero porque las unidades trabajan de lunes a viernes, y el único día que pueden parar es el sábado. Volvo tuvo mucha predisposición para adaptarse y hacerlo en las unidades de la empresa, que nos permitió optimizar los tiempos y reunir a la flota toda junta”, resalta Evaristo Ales, Presidente de Transporte Automotores 20 de Junio.
Por otro lado, se encuentra la capacitación para lograr una conducción eficiente, ya que se trata de vehículos de un gran nivel de tecnología y requieren choferes capacitados para su correcto uso y para minimizar el costo operativo de la utilización del bus. “La capacitación que recibimos para el personal de conducción y staff de mantenimiento fue fructífera, porque compartieron conceptos que uno da por sentado y nos fueron muy útiles sobre todo para el personal de conducción. No solo el contenido sino la manera en la que la gente que vino a capacitar fue muy didáctica, y ya estamos pensando en repetir”, indica el ejecutivo de Transporte Automotores 20 de Junio.
De cara al 2021, el desafío es profundizar la cercanía con el cliente: “la clave está en acompañar como socio del negocio en función de la demanda de servicios, que está relacionado con su nivel de actividad”, destaca el director de Libertadores.
Motivados por la calidad de atención en los servicios y la confiabilidad de los repuestos, la compañía de transportes sanjuanina continúa apostando a Volvo Buses para sus diversas actividades. Por su parte, la empresa sueca continúa desarrollando productos en función de las necesidades de los clientes, enfocados en brindar el máximo rendimiento de las unidades y rentabilidad del negocio, mediante la adecuación de sus servicios de la manera más eficiente.
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M2G Soluciones vio una gran oportunidad en el mercado uruguayo y no dudó en avanzar. Su equipo pasó de enfocarse en instalaciones masivas de generación distribuida para el sector residencial a soluciones energéticas con tecnología fotovoltaicas y almacenamiento para el segmento comercial e industrial.
Hoy, sus principales clientes son fábricas, centros de salud, comercios mayoristas, frigoríficos, supermercados y estaciones de servicio, que guardarían especial atención en incorporar paneles solares y bancos de baterías para cubrir parte de su consumo energético y almacenar excedentes.
Como gran logro a menos de seis meses de su creación, esta empresa jóven cerró más de 10 contratos por 2 MW de potencia; de los cuales, 5 instalaciones se encuentran en ejecución. Además cuenta con 20 proyectos adicionales en estudio por otros 2 MW.
Parte importante de aquel éxito en sus negocios, se deben a la aplicación de los beneficios contemplados en el Decreto 268/2020, que abrió nuevos horizontes de inversión en tierras charrúas.
“Nos sorprendimos por el crecimiento que se dio a partir del Decreto 268. Nos vimos desbordados de trabajo”, consideró Marcos González, director de M2G Soluciones.
Durante su participación en el evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) «Inversiones en energías renovables: perspectivas y desafíos 2021» el empresario explicó que si bien la pandemia habría modificado los planes iniciales de esta compañía, las oportunidades de nuevos proyectos fueron apareciendo en distintos segmentos.
Marcos González, director de M2G
“Nosotros comenzamos siendo una empresa orientada al sector residencial en forma masiva, pero con el Régimen de Inversiones nos enfocamos a empresas de mediano y gran porte para apalancar proyectos de inversión a través de fotovoltaica”, repasó Gonzalez.
Y agregó: “el futuro que presenta la fotovoltaica es bastante prometedor”.
También fue trascendente el Decreto N° 27/020, que permite la generación de energía eléctrica a partir de una instalación de baterías no conectada a la Red de Interconexión.
“Hoy por hoy, las condiciones de storage están dadas inicialmente. Esto va a traer un desarrollo que, como lo fue con la fotovoltaica, hará bajar los costos. Muchos proyectos que antes eran inviables hoy pueden realizarse aún más apalancados por el decreto de la COMAP”, resaltó el empresario.
“Vemos cantidades escandalosas de recursos dedicados al subsidio eléctrico cuando se pueden sustituir por bienes de capital generadores de electricidad que van a bajar los costos en toda la cadena completa y además las emisiones de gases de efecto invernadero”, consideró Daniel Chacón Anaya, director del área de Energía en Iniciativa Climática México (ICM).
Durante el webinar internacional «Soluciones Solares para reactivar la economía de América Latina y el Caribe», el referente de ICM explicó que redireccionando subsidios eléctricos existe una gran oportunidad para que usuarios adquieran sistemas de generación renovable y que estos se paguen a sí mismos mediante un esquema de financiamiento novedoso.
“Una vez terminado el pago del financiamiento, la electricidad es gratis y desaparece el costo financiero para el Estado y todos los mexicanos”, aclaró el referente de ICM, mientras presentó un gráfico explicativo de cómo sería la transformación propuesta.
Aquello se ajustaría a lo propuesto por el Programa Hogares Solares que consiste en recanalizar el subsidio hacia inversiones en techos solares, evitando costos de generación y transmisión eléctrica y reduciendo el costo de la energía para los usuarios.
Ante esa propuesta surgirían distintos desafíos para la eliminación de subsidios que tendrían que ver con barreras de carácter político, intereses creados durante la vigencia de los subsidios, la oposición de quienes se oponen a su desaparición, entre otros.
Entre las soluciones que se han pensado, Anaya repasó 5 principales:
Eliminarlos de golpe
Reestructurarlos para aplicarlos a los deciles de ingresos más bajos
Mejorar las eficiencias de los procesos energéticos
Aprovechar que las nuevas tecnologías son más baratas que las convencionales y usar los subsidios para cambiar los procesos energéticos
En caso de nuevas tecnologías que apenas comienzan a despuntar, comenzar a planear su introducción
Para aplicarlo en el escenario mexicano, Deloitte México, empresa de asesoría financiera, realizó distintos estudios para comprobar la factibilidad técnica y financiera de aplicarse esta alternativa de bono solar.
“Nos preguntamos cómo iba a ser el sistema de monitoreo, quién iría a verificar que los privados hayan instalado bien los techos solares, cuáles van a ser los criterios para pagar los hitos y cómo se irían a deducir, entre otros”, declaró Eduardo de la Peña, socio de Deloitte.
Entre los resultados de aquellos estudios destacamos la estructura operativa que arrojó para su implementación en el mercado mexicano:
La energía renovable ha sido el gran protagonista del sector eléctrico en Argentina, acompañando las tendencias mundiales, gracias a la cantidad de megavatios que se han desarrollado en los últimos años.
La solar fotovoltaica logró varios parques en operación, en donde más del 75% cuentan con inversores Huawei. Esta tecnología, que ahora está también disponible para hogares e industrias, gracias a la Ley Nacional 27.424, hoy cualquier usuario del servicio público de distribución puede generar su propia energía.
«Los inversores Huawei presentan características únicas en el mercado, son aptos parabaterías ya que todos los inversores residenciales tanto monofásicos como trifásicos son híbridos (pueden trabajar tanto ongrid como offgrid) e integración con optimizadores Huawei para maximización de la generación», valoran desde Efergía, distribuidor oficial en Argentina.
Y valoran que «en caso de aun no contar con la reglamentación correspondiente en la distribuidora o cooperativa en donde se encuentra la instalación Huawei ofrece la opción de mayor versatibilidad de control de potencia y de inyección cero en todos sus modelos».
Gracias al monitoreo remoto de todas las variables del sistema y la protección de arco eléctrico inteligente que reduce al máximo cualquier riesgo de incendio, permite contar con una instalación segura las 24hs.
«Huawei Argentina garantiza uno de los niveles de funcionamiento y rendimiento más altos del mercado, es por eso que cuenta con una garantía de hasta 20 años. Con el mejor servicio postventa gracias al callcenter 24hs en español», resaltan desde Efergía.
Efergía cuenta además acuerdos con las principales marcas de la industria solar junto con Huawei Solar, como por ejemplo LONGi Solar en el caso de paneles solares, estructuras de montaje Solarmet desarrollada junto con Aluar y cables solares IMSA entre otros.
Los 3 centros logísticos de Buenos Aires, Córdoba y Rosario permiten contar con una cobertura a nivel nacional.
A través de Efergía Academy, es posible contar con contenido actualizado para la formación profesional de instaladores de energía solar fotovoltaica con el objetivo de lograr la excelencia en las instalaciones efectuadas por sus clientes.
«El futuro ya llegó a Argentina y Efergía es el aliado del gremio instalador para que puedan ser parte», concluye un parte de prensa de la firma.
Plataforma H2Argentina promueve espacios de intercambio y cooperación para que Argentina genere condiciones propicias para las inversiones necesarias para el desarrollo de I+D, infraestructura, producción y comercialización del hidrógeno.
«Es importante para el país comenzar a ser parte también de las iniciativas de desarrollo del H2 en la región de América latina donde se conforman una muy interesante asociación entre gobiernos, empresas y entidades académicas», aseguran sus miembros.
¿Quiénes forman parte de la iniciativa? A priori, se ha conformado una mesa de coordinación con entidades académicas, no gubernamentales y cámaras de empresarias.
Las mismas son Globe (coalición de legisladores), CACME (Capítulo Argentina del Consejo Mundial de la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica), AAH (Asociación Argentina del Hidrógeno) y la UTN Buenos Aires.
A la fecha, se realizaron varias actividades con diferentes actores locales e internacionales, por caso, dos seminarios internacionales donde participaron el Secretario de Energía Nacional Darío Martínez, el Diputado Nacional Gustavo Menna (UCR-Chubut), ALMSTON, TCI-Gecomp, el Banco Interamericano de Desarrollo, Hychico, Engie Chile y Air Liquide.
En dichos seminarios participaron alrededor de 500 empresas y entes gubernamentales nacionales y provinciales.
Próximos pasos
Se retomarán las actividades públicas con el inicio del próximo año con una agenda cargada de actividades que contarán con una importante participación internacional en procura de capitalizar la experiencia de lo que ya está ocurriendo en el mundo en torno al hidrógeno “verde”.
«También a partir del próximo año iremos sumando el sector corporativo como miembros asociados a la Plataforma H2Argentina. De este modo contaremos con la participación permanente de los actores que quieren invertir y desarrollar el hidrogeno en Argentina», informa Juan Carlos Villalonga, uno de los referentes de la plataforma.
«Un aspecto estructural que estamos en un proceso de revisión de la Ley Nacional 26.123 del Hidrógeno para su actualización y relanzamiento. Este es un capítulo bien importante porque además de esa actualización viene la estructuración de una posible Hoja de Ruta para esta década y una serie de normas regulatorias que son muy importantes para el sector», agrega.
Y concluye Juan Carlos Villalonga que «luego del anuncio de la nueva meta de emisiones para 2030, que significa una estabilización de las mismas desde ahora, y la ratificación del rumbo hacia la neutralizdad de emisiones a 2050, el desarrollo de las renovables y el hidrógeno verde deberán estar en el corazón mimo de los planes energéticos».
Esta emisión se enmarca dentro del programa de bonos denominado “EUR 400,000,000 Senior Unsecured NotesProgramme Audax Renovables,S.A. 2020”, registrado con fecha 3 de julio en el MARF, y dentro de la operación de canje anunciada por la compañía el pasado 30 de noviembre de los bonos emitidos al amparo de las emisiones efectuadas en los años 2017, 2018 y 2019 por importe nominal total de 65, 35 y ampliación de esta última por otros 35 millones de euros, respectivamente.
Se produce con el objetivo de reestructuración de los vencimientos de la deuda del Grupo, consiguiendo así alargar los mismos hasta diciembre de 2027 y reduciendo el coste financiero de dicha deuda.
El destino de los fondos obtenidos, además, será financiar o refinanciar proyectos verdes, según se definen en el Marco Normativo de Referencia para Financiación Verde, aprobado en marzo por el Grupo, impulsando su apuesta por la generación de energía renovable.
El Grupo planteó esta emisión por un importe cercano a los 150 millones de euros, sin embargo, la exitosa aceptación e importante demanda del colectivo inversor, tanto nacional como internacional, ha permitido completar la emisión en 200 millones de euros.
Con ello, se ha podido lograr que la procedencia del capital inversor no sólo sea de ámbito nacional sino que, además, se han sumado importantes inversores internacionales. A nivel nacional, se ha reafirmado la apuesta del Instituto de Crédito Oficial (ICO) por el Grupo Audax, que ha vuelto a unirse en esta emisión acompañando a otros inversores institucionales, volviendo así a demostrar su apoyo a las empresasnacionales.
En esta operación, sin precedentes en el MARF a nivel corporativo, han actuado como Coordinadores GlobalesConjuntos (Joint Global Coordinators) Beka Finance S.V., S.A., Goldman Sachs International y Haitong Bank, S.A., Sucursal en España y como Co-Leads Ever Capital, S.V., S.A. y PKF Attest Capital Markets AV, S.A. Además, se ha contado con el asesoramiento legal de Garrigues y el asesoramiento financiero de EY.
Cabe recordar que el Grupo, hace pocas semanas, cerró la colocación de 125 millones de euros en bonos verdes convertibles en acciones ordinarias en el mercado internacional con una sobredemanda de 2,4 veces.
Ambas operaciones permitirán cumplir y ampliar al Grupo Audax Renovables los objetivos marcados, además de diversificar su base de inversores, nacionales e internacionales, dando un paso muy significativo para consolidar su posición en el mercado como el grupo energético independiente líder en el segmento pyme con capacidad para encabezar la transición energética en Europa.
Sobre Audax Renovables
El Grupo es el resultado de la fusión por absorción entre Audax Renovables, S.A. y su matriz, Audax Energía, S.A., dando lugar a un grupo energético cuyas actividades se centran en la producción de energía 100% renovable, así como en el suministro de electricidad 100% renovable y gas.
Fundada en el año 2000, en el año 2003 Audax Renovables empieza a cotizar en el mercado secundario de Ia Bolsa de Barcelona y en el año 2007 se incluye su cotización en el SIBE de la bolsa de Madrid. Actualmente, cotiza en el Mercado Continuo español bajo la denominación (ticker) ADX.MC, habiéndose incorporado al índice IBEX SMALL CAP® el 23 de marzo de 2020.
Somos el Grupo energético líder en el segmento PYME en España, garantizando un suministro eficiente de la energía comercializada a través de un proceso de integración vertical con la actividad de generación renovable, con una sólida posición financiera, y preparado para encabezar la transición energética en el mercado europeo.
El Grupo gestiona una cartera de proyectos de generación en explotación de 91 MW en España, Francia y Polonia en parques eólicos. Además, cuenta con una cartera de proyectos fotovoltaicos de 320 MW en España, 15 MW de los cuales entrarán en operación en las próximas semanas, mientras que otros 40 MW están actualmente en construcción. Asimismo, el Grupo cuenta también con un proyecto eólico en construcción en Panamá de 66 MW.
Audax Renovables, en su actividad de comercialización de electricidad 100% renovable y gas, está presente en España, Portugal, Italia, Alemania, Polonia, Holanda y Hungría, sumando más de 490 mil clientes.
Gracias a este acuerdo, Enel X proveerá a Vestas de la infraestructura de carga necesaria para electrificar su flota de vehículos dentro de sus mercados más relevantes.
El director ejecutivo de Enel X, Francesco Venturini, ha afirmado que la compañía tiene un «papel clave» en el impulso de la revolución de la ‘e-Mobility’, y que apoyará a Vestas en el camino hacia la sostenibilidad, además de promover la movilidad eléctrica.
Por su parte, el director de tecnología de Vestas, Anders Nielsen, ha hecho hincapié en que la empresa tiene «el deber de implementar el cambio» a la hora de llevar a cabo su transición ecológica y que su acuerdo con Enel X servirá para «ayudar a asentar el camino para un futuro más sostenible».
Enel X proporcionará a Vestas una sistema de plataformas de carga conectado con la nube y 370 estaciones de carga. Las estaciones estarán compuestas por JuiceBoxes, que permiten la carga de vehículos electrificados, y JuicePoles, que permiten la carga de dos vehículos al mismo tiempo a través de una tarjeta RFI o de una App.
La red de carga apoyará el servicio de Vestas y beneficiará a las flotas de automóviles en 15 de las áreas de mercado más grandes de Vestas, que abarcan Europa, Estados Unidos e Iberoamérica.
Vestas busca retirar todos sus vehículos convencionales para 2025, y llegar a las cero emisiones para 2030, como parte de su plan de sostenibilidad. Una vez se complete la transición a los vehículos eléctricos, Vestas prevé que se elimine más de un tercio de sus emisiones de carbono de alcance 1 y 2.
Aunque el freno impuesto por la pandemia redundará en magros desempeños para la mayoría de los sectores productivos a nivel global, el energético será uno de los más afectados, desde que la crisis sanitaria ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor. El informe “Descarbonización y Energías Renovables en América del Sur” de KPMG América del Sur, analiza el camino que la región de América del Sur viene siguiendo en materia de inversiones e incorporación de fuentes renovables a su oferta de energía, impulsada por el firme objetivo que tienen sus gobiernos y empresas de contribuir a la agenda global de descarbonización, uso eficiente de la energía y sostenibilidad. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias y enfatizar la oportunidad que el nuevo contexto ofrece al mundo para acercarnos a las metas establecidas en el Acuerdo de París.
El sector energético es uno de los más afectados por la crisis sanitaria, desde que ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor.
La demanda de carbón fue una de las más impactadas por la crisis desde que China, una economía que depende fuertemente de este commodity, fue uno de los países o regiones más afectados en la fase inicial de la pandemia (a lo que se sumó una mayor competitividad en los precios del gas, el petróleo, y las energías renovables). A ésta le siguió la de petróleo y gas, por la recesión en la que ingresaron los países de altos ingresos y la inédita reducción de la actividad en los sectores del transporte y la aviación; y, finalmente, la de consumo eléctrico.
A pesar de este declive sectorial, la abrupta caída de las emisiones contaminantes de dióxido de carbono (CO2) puede contabilizarse como una de las principales externalidades positivas. Mientras a nivel global, la caída en las emisiones podría acercarse al 8% a fines del 2020 (volviendo a los niveles de emisión registrados una década atrás), en América del Sur podría ser mayores y del orden del 12%.
Si bien en la última década las energías renovables han ganado participación en la capacidad total instalada de generación eléctrica en América del Sur (entre 2010 y 2019, estas fuentes incrementaron su capacidad de generación en un 50%, pasando de 147 millones de kW a acercarse a los 220 millones de kW), la región necesitará en esta nueva etapa implementar políticas orientadas a fomentar la inversión privada en estas energías, para poder reemplazar lo que las finanzas públicas no podrán realizar.
Para ello, serán cruciales las medidas conducentes a levantar las barreras comerciales y los controles al movimiento del capital, de tal manera de favorecer los flujos de comercio en un escenario de caída en los precios internacionales de los productos básicos y, al mismo tiempo, mejorar la atractividad de la región a la inversión privada.
Asimismo, las dificultades que enfrenta el sector petrolero (caída de precios), la tendencia descendente y acelerada en los costos de generación de energía a partir de fuentes renovables, y su prioridad en el despacho e incorporación en los sistemas energéticos, conforman, junto a una mayor presión social vinculada al cuidado del medioambiente, un marco de impulso para el desarrollo de estas fuentes de energía, que podría facilitar la transición hacia una economía regional más productiva, baja en carbono y sustentable.
“El objetivo principal de este trabajo es conocer más profundamente la evolución de las inversiones en fuentes de energía renovable en América del Sur y el proceso de descarbonización ligado a éstas. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias en un año que, sabemos, mostrará cifras preocupantes en materia de desempeño económico en la región como resultado de la pandemia. A pesar de ello, los países de la región no deben claudicar en un plan de desarrollo que contemple las energías renovables como parte central, entendiendo además que el camino hacia una matriz energética más limpia y basada en energías limpias no radica en eliminar las fuentes tradicionales en el corto plazo, sino en regular su desplazamiento con otras que puedan desempeñarse más eficientemente, reduciendo así su impacto en el medioambiente”, comentó Manuel Fernandes, socio líder de Energías y Recursos Naturales de KPMG en América del Sur.
A partir del 1° de enero de 2021 Pampa Energía inyectará al sistema de ductos de la Cuenca Neuquina un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU por los próximos cuatro años, en el marco del “Plan Gas Ar” activado por el gobierno nacional.
Además, Pampa es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional de gas durante el período invernal, habiéndosele adjudicado 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU (precio base por 1,3 según pautas de la licitación)).
“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda argentina, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, combustibles alternativos y morigerando el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa en un comunicado.
Además, con un incremento del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal (de 4,5 a 5,9 millones de metros cúbicos día) y figura tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados en la reciente subasta realizada por la Secretaría de Energía.
“El posicionamiento de la compañía viabiliza “el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que alcanzará aproximadamente U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar”, se destacó.
“Esta inversión, sumada a los 350 millones de dólares invertidos en la ampliación de la Central Termoeléctrica Genelba en junio de este año, y los 200 millones de dólares que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”, indicó la empresa.
Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y opera en el 8% de la superficie de Vaca Muerta.
Cuenta con una producción aproximada de 5.000 barriles por día de petróleo y de 7.3 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación con otras compañías).
El presidente Alberto Fernández firmó esta noche un Decreto de Necesidad y Urgencia junto a sus ministros que determina el inicio de la renegociación tarifaria integral correspondiente a las prestadoras de transporte y distribución de luz y gas. No obstante, lo que en principio pareciera darle vía libre al aumento de tarifas en realidad significa un triunfo del ala cristinista del gobierno que venía planteando la necesidad de postergar cualquier tipo de ajuste. Esto es así porque el DNU otorga en el artículo 2 un plazo de renegociación de hasta dos años y el artículo 3 le encarga al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), dos organismos controlados por figuras que responden a Cristina Fernández de Kirchner, llevar adelante la negociación.
El decreto al que accedió EconoJournal, que se publicaría en las próximas horas, aclara en el mismo artículo 3 que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación”, aunque es seguro que en los próximos 90 días no habrá cambios porque así se lo explicita en el artículo 11 que prorroga por ese plazo el congelamiento previsto en la Ley de Solidaridad Social y Reactivación productiva que estaba a punto de vencer.
Para que no queden dudas sobre la atribución que se le asigna a los entes reguladores en el decreto, en el artículo 4 se afirma que “a los efectos de dar cumplimiento al artículo 3 el Enargas y el ENRE quedan facultados para dictar los actos administrativos que correspondan y resulten necesarios a los fines de lo dispuesto en la presente medida, disponiendo de plenas facultades para establecer las normas complementarias de las presentes”.
El DNU no le otorga ninguna facultad en el proceso de renegociación a la secretaría de Energía. Por lo tanto, serán Federico Bernal, interventor del Enargas, y María Soledad Manin, interventora del ENRE en reemplazo de Federico Basualdo, quienes tengan a cargo esa tarea.
Luego, en el artículo 5, que “los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del Enargas y del ENRE, así como el ministro de Economía, quienes los suscribirán ad referéndum del Poder Ejecutivo Nacional.
El artículo 6 del DNU detalla cuáles son las funciones y facultades que tendrán los entes reguladores:
Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.
Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria y pertinente para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del sector público nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los entes reguladores establezcan
Requerir el concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y desecentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional, sin que ello implique desafectación de las tareas inherentes al cargo en que dichos o dichas agentes revisten presupuestariamente. Los organismos afectados deberán prestar su colaboración suministrando los recursos humanos y la información que a dicho efecto le sean requeridos
Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, novaciones, remisiones y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Conicedente y las licenciatarias o concesionarias las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.
A su vez, el artículo 12 prorroga la intervención del Enargas y el ENRE por el plazo de un año desde su vencimiento o hasta que finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por este mismo decreto.
Joe Biden nominará a Jennifer Granholm, ex gobernadora y ex fiscal general de Michigan, para dirigir el Departamento de Energía, según adelantaron diversos medios estadounidenses.
Granholm, de 61 años, es una abogada de extensa trayectoria en el Partido Demócrata de Michigan, el principal estado fabricante de automóviles en EE.UU. y en el que Biden se impuso en las elecciones. En campaña el ex vicepresidente de Obama prometió implementar un plan de dos billones de dólares para impulsar la transición hacia una economía libre de emisiones y salir de la recesión causada por la pandemia.
El plan pone el foco en distintos sectores intensivos en consumo de combustibles fósiles, siendo la industria automotriz una de los más relevantes. Biden garantizó que impulsará la fabricación, venta y exportación de vehículos eléctricos, generando un millón de nuevos empleos en toda la cadena de valor del automóvil. Entre las medidas contempladas figura el estímulo a la compra de vehículos eléctricos y la construcción de 500.000 estaciones de carga, acelerar la investigación en tecnologías de baterías y apoyar el desarrollo de las capacidades de fabricación locales. Ese será uno de los temas clave de la gestión energética. La relación de la ex gobernadora (2003-2011) con la industria automotriz de Michigan habría pesado en su elección para Energía.
A su vez, se aguardan definiciones en otras áreas de gobierno, como la Comisión Federal Reguladora de la Energía y la Agencia de Protección Ambiental. La Comisión volverá a tener cinco miembros en su directorio, con un presidente demócrata, pero con mayoría republicana hasta mitad de año. El Senado aprobó a fines de noviembre los pliegos de un comisionado demócrata y otro republicano.
La cámara alta también deberá ratificar a Granholm en el cargo porque el presidente tiene la facultad para nominar a su secretario de Energía, pero es el Senado el responsable de ratificarla. Si bien el Senado está bajo control republicano se descuenta que no habrá objeciones a su designación ya que Granholm no proviene del ala izquierda del partido demócrata.
Biden además creará un puesto en la Casa Blanca para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal. Gina McCarthy, ex directora de la Agencia Ambiental durante la presidencia de Obama, sería la elegida para trabajar con Granholm y demás funcionarios del gabinete.
Por Emmanuel Lagarrigue, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación de Schneider Electric
¿Qué pasaría si los piratas, que se mueven rápido y se arriesgan, tienen los recursos de la marina cuando es necesario? Juntos, serían imparables.
Uno de los mitos más grandes en los negocios hoy en día es que la verdadera innovación solo proviene de pequeñas empresas emergentes, aquellas que pueden ser ágiles y tomar riesgos sin tener que preocuparse por ofrecer valor inmediato a los accionistas. Desde hace tiempo se entiende que la innovación dentro de una gran empresa pública es notoriamente difícil.
Pero eso no significa que las grandes empresas no puedan innovar. De hecho, un estudio reciente de IBM encontró que el 72% de los directores de innovación dijeron que las organizaciones más grandes, no los nuevos entrantes, están liderando la disrupción en sus industrias. Solo el 22% dijo que las nuevas empresas están impulsando el cambio.
Si bien las grandes empresas pueden innovar, hay muchas que simplemente no saben cómo hacerlo bien, o simplemente no saben por dónde empezar. Cuando una empresa se desempeña bien, lidera el mercado y obtiene beneficios saludables para los accionistas, puede ser difícil mirar más allá de las ganancias y del negocio actual para anticipar las amenazas externas de interrupción.
McKinsey estima que para 2027, el 75% de las compañías actuales de S&P 500 desaparecerán. Las interrupciones del mercado a menudo ocurren más rápido de lo previsto. Tomemos, por ejemplo, Netflix, que reemplazó el alquiler de videos en aproximadamente 10 años, más rápido de lo que cualquiera podría haber anticipado.
Las grandes empresas están cambiando su forma de innovar
Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación y la eficiencia para hacer crecer su negocio principal. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, y esto requiere un cambio en las prioridades y en la visión a largo plazo. Tradicionalmente, las grandes empresas no han tenido que mirar hacia afuera para resolver los problemas de los clientes. Pero en el mundo disruptivo de hoy, la clave para una innovación exitosa se basa en la creación de un ecosistema de socios (por ejemplo, capitalistas de riesgo, empresarios, gobierno y academia) que puedan trabajar juntos para crear ideas y desarrollar soluciones. Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación incremental para crecer. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, con una visión a largo plazo.
Los piratas y la marina: una alegoría muy valiosa
Steve Jobs dijo una vez que es preferible ser un pirata que en la marina, ya que los piratas pueden evitar la burocracia, actuar de manera independiente y asumir riesgos, mientras que la marina tiene reglas estrictas que seguir.
Si bien es importante hacer crecer el negocio principal, las empresas deben buscar simultáneamente una segunda vía más rápida. Para interrumpirse o crear algo completamente nuevo en el mercado, deben reconocer las limitaciones de la organización e innovar al límite con socios externos.
La colaboración con empresarios e instituciones externas puede dar a las grandes empresas la capacidad de convertirse en innovadores líderes en su campo. Los emprendedores aportan ideas disruptivas y agilidad, y las grandes empresas aportan sus profundos conocimientos, recursos y canales para probar y escalar ideas. Innovar en el límite requiere tiempo para comenzar a mostrar rendimientos positivos. Y para las grandes empresas públicas, la innovación a largo plazo puede ser un desafío: puede llevar de 5 a 7 años construir una nueva empresa y, estadísticamente, solo el 2% de estas se convierten en unicornios. Pasos concretos a seguir para impulsar la innovación:
Mostrar el valor de la colaboración de inicio
Fomentar un ecosistema colaborativo más amplio es un escenario beneficioso para las nuevas empresas y las grandes empresas. Al asociarse con empresas de cartera en proyectos de innovación, las empresas pueden acelerar la velocidad de comercialización, llenar un vacío de oferta o crear eficiencias que tengan resultados tangibles.
Probar en nuevos mercados para obtener conocimientos únicos
Capturar los conocimientos del mercado y fallar más rápido son beneficios clave de trabajar con compañías externas. Las empresas incubadas pueden llegar al mercado, probar y pivotar modelos de negocio mucho más rápido que un proyecto lanzado por el negocio principal. Los programas de innovación externa pueden proporcionar información de mercado más precisa que los consultores, particularmente en tiempos de interrupción, cuando los analistas tradicionales pueden perder la marca.
Empresa conjunta para ganar tracción más rápido
Hasta el 90% de las nuevas empresas fracasan, pero la tasa de mortalidad de las empresas conjuntas es considerablemente menor (40 al 60). Respaldados por los recursos y el reconocimiento de marca de las empresas matrices, las empresas conjuntas pueden ganar tracción mucho más rápido que una nueva startup. Por ejemplo, en 2019, Schneider Electric, lanzó AlphaStruxure con Carlyle Group para cambiar el modelo de negocio mediante el cual se financian, construyen y operan las infraestructuras.
AlphaStruxure diseña, construye, posee y opera sistemas de energía descentralizados que brindan sostenibilidad, confiabilidad, resiliencia y ahorros a largo plazo. Esto al ofrecer un modelo de Energía como Servicio (EaaS) que permite a los clientes estabilizar los costos de energía a largo plazo y actualizar los sistemas críticos de energía sin inversión de capital. Trabajando en un mercado con ciclos de ventas notoriamente largos y clientes reacios al riesgo, esta empresa conjunta ya cuenta con una sólida cartera de proyectos.
El éxito de la marina depende de la colaboración con piratas
Algunas personas todavía creen que solo dos personas en un garage pueden innovar y perturbar una industria, las grandes empresas están mejorando en innovar e interrumpirse a sí mismas. El secreto radica en tener una visión a largo plazo sobre la innovación, que va más allá de las cuatro paredes de la empresa. Esto significa colaborar con socios externos, asumir riesgos y tener el tiempo para experimentar, y sobre todo, estar de acuerdo con fallar con frecuencia. El éxito de la marina a largo plazo puede depender de la colaboración con piratas.
Rappachiani Lonas cumplió 20 años de crecimiento sostenido. Durante su trayectoria logró conformar una empresa muy flexible, que comprendió la importancia de la tecnología y se adaptó dinámicamente a los cambios. Rappachani se especializa en los novedosos tanque-bolsa de lona Flexitank.
Se trata de tanques-bolsa de has ta 500 m3, aptos para el almacenamiento de líquidos de uso en la Agroindustria y Ganadería e hidrocarburos, donde son referentes indiscutidos en el mercado petrolero, certificados con las Normas de calidad ISO 9001.
También se aplica en emergencias para almacenamiento de agua en catástrofes, asistencia humanitaria y Prevención de incendios. “El logro más importante es el equipo de trabajo que conformamos”, expresó su CEO Marcelo Rappachiani. “De cada crisis que nos tocó transitar, siempre hemos salido fortalecidos y pudimos superarlas por el acompañamiento de nuestra gente, nunca las enfrenté solo” y agregó: “contamos con un gran equipo comercial, del que estamos orgullosos porque hizo posible la trayectoria alcanzada”.
“Rappachiani, nuestro Apellido, nuestro Compromiso, nuestra Marca” es el slogan que conduce desde el principio a la empresa representando sus valores .
El equipo humano que es parte de esta gran familia comparte ese compromiso, porque encuentra desde la dirección un espacio para el diálogo, flexibilidad y apertura. Rappachiani es una empresa que desea que la gente que lo acompaña crezca de la mano. “Logramos poner al lado de la empresa a las personas que nos acompañan, desde lo emocional, lo económico y fortaleciendo el desarrollo personal”, expresa Marcelo. “Buscamos acompañar desde un lado diferente, logrando el alcance de las metas, tanto para la empresa como para su gente”
Estos 20 años vividos le permitieron a Rappachani consolidarse desde lo comercial, lo técnico y la experiencia del equipo humano que les permitió dar un paso cualitativo en cuanto a desarrollo. Rappachani proyecta para los próximos años el desarrollo de productos innovadores que le permitan mantener la vanguardia cubriendo las necesidades de los mercados.
La filosofía que rige la gestión empresaria se funda en en sus valores, lo que permitió a Rappachani posicionarse como referentes en el mercado petrolero, todo gracias a conformar un grupo interdisciplinario de profesionales que brindan asesoramiento a clientes y a la dirección de la empresa.
“Sin valores no hay manera de construir nada”, expresó Marcelo Rappachani, “es la diferencia entre tener una empresa grande o construir una gran Empresa”
La distribuidora Edesur inauguró una obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.
El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron anfitriones.
Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV y se tendieron 45 kilómetros de red de media tensión.
Edesur destacó que “sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes”.
“Estamos trabajando en conjunto para mejorar un servicio esencial en un mundo que atraviesa un periodo de transición energética. Esta es sólo una muestra de lo mucho que Edesur está haciendo en cada uno de los barrios donde está presente”, resaltó Juan Carlos Blanco.
Por su parte, el secretario de Energía recorrió las instalaciones y afirmó que “vamos a llevar adelante todas las misiones que nos encomendó el Presidente (Alberto Fernández), para que desde la Secretaría estas inversiones sean una constante, porque esa inversión también tiene que ver con la confianza, para eso debemos generar reglas para que la industria invierta y genere puestos de trabajo, y que esos puestos de trabajo vayan fortaleciendo el mercado interno”.
Puma Energy inauguró una nueva estación de servicio en la localidad de Roldán, provincia de Santa Fe, alcanzando así las 350 estaciones en la Argentina. A menos de dos años de haberse instalado en el país, la petrolera se ha convertido en la cuarta más elegida por los consumidores.
La petrolera Puma Energy abrió la nueva estación de servicio en un acto que contó con la presencia del intendente municipal José María Pedretti, el concejal Mariano Mateo y el representante comercial de Puma Energy para el área, Francisco Lo Celso.
Situada en Urquiza 621 esquina Catamarca, esta estación cuenta con una ubicación privilegiada sobre la ex Ruta Nacional 9, que une la localidad de Rosario con la provincia de Córdoba. Con un promedio de ventas de 350 m3 por mes, es la de mayor venta en el área y abastece tanto a público local como al transporte de carga que transita por la ruta.
En pleno proceso de dualización para expender también GNC -previsto para marzo 2021- entre los servicios que brinda se encuentran la venta de combustibles a través de dos islas con surtidores óctuples, lubricantes y un minimercado con cafetería y amplio surtido de productos.
“Estamos muy orgullosos de poder sumar esta nueva estación a la familia Puma Energy, que a menos de 2 años de haber llegado al país no deja de crecer y ya se encuentra entre las marcas más elegidas del mercado”, aseguraron fuentes de la compañía.
En el marco de la apertura, quienes se acerquen entre el 15 al 18 de diciembre se llevarán un obsequio de la firma. De esta manera, Puma Energy continúa con su plan de expansión en la Argentina, estimulando el crecimiento de la marca e impulsando su posicionamiento en el país.
El CEO de la petrolera Vista Oil&Gas, Miguel Galuccio, recorrió hoy los yacimientos de la empresa en la Cuenca Neuquina. Anunció además el pago de un reconocimiento especial por única vez para los colaboradores que estuvieron en campamento con diagramas modificados por los nuevos protocolos. Lo peor de la crisis pandémica parece haber quedado atrás y así lo demuestra la visita que hoy realizó el CEO y presidente de Vista Oli&Gas, Miguel Galuccio, a los yacimientos que la firma tiene en Río Negro y Neuquén en donde antes de irse anunció el pago de un plus por reconocimiento. Durante la recorrida […]
El lead country manager de ExxonMobil, Daniel De Nigris, habló del desempeño de la empresa el año del COVID-19 y del escenario para el sector en el 2021. El lead country manager de ExxonMobil en Argentina, Daniel De Nigris, consideró que la industria petrolera cree en “un salto cuantitativo en la producción en el mercado del petróleo”, algo que “está al alcance de la mano” si el país logra para el sector “reglas duraderas y estables en el tiempo”. En la siguiente entrevista con +e, el directivo opinó que es muy importante que el gobierno nacional y todos los actores de la industria continúen trabajando “en […]
La Secretaría de Energía firmó este martes la Resolución 391 de adjudicación de ofertas a las petroleras. El precio promedio es cercano a los u$s 3,50 por millón de BTU y el volumen es de 67,42 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Faltará el fluido cuando llegue el frío. La Secretaría de Energía adjudicó esta tarde las 15 ofertas para el Plan Gas, con la firma de la Resolución 391, que se publicará este miércoles en el Boletín Oficial. Como anticipó El Cronista el 3 de diciembre, los precios van desde los u$s 2,40 por millón de BTU a los u$s 3,66, para tener […]
Son las que comprometen mayor producción para el suministro de gas de 2021. Aunque las empresas creen que cobrarán un precio, no está claro el mecanismo de pago, por el atraso en las tarifas. Aunque cada compañía pidió un precio por el que gas que venderá, todavía predomina la incertidumbre sobre cómo les pagarán. Una parte del importe que van a cobrar las empresas viene de las distribuidoras de gas. A esas firmas ya les postergaron un aumento tarifario -previsto para diciembre- para marzo o abril de 2021. Eso quiere decir que dispondrán de los mismos recursos en pesos para pagar que hasta […]
Las obras serán para la reactivación de tres líneas ferroviarias de carga y compra de material rodante para transporte de pasajeros. El acuerdo generará más de 28 mil puestos de trabajo en todo el país y beneficiará a 13 provincias. Tenemos desde la década del 90 una deuda como Nación al haber privatizado el ferrocarril, sin haber tomado medidas complementarias para continuar con servicios que le sirvan al pueblo y a la producción. De allí la importancia del firma de los acuerdos con China para fondear un renacer del Ferrocarril en Argentina. El viernes pasado, Alberto Fernández y el ex […]
La Secretaría de Energía aprobó los valores del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte correspondiente al concurso público de adjudicación de 70 millones de metros cúbicos día. La subasta de la cuenca del NOA quedó desierta. A través de la Resolución 391/2020 (ver al pie), el gobierno nacional adjudicó los volúmenes correspondientes a la presentación de las 16 ofertas del Plan de Estímulo a la Producción de Gas destinadas al consumo residencial y a CAMMESA. Participaron las principales productoras del país, que deberán abastecer una demanda de 70 millones de metros cúbicos diarios a un […]
Aunque fue uno de los firmantes del acuerdo salarial de octubre, que se extiende hasta mayo de 2021, Pereyra reclama ahora un bono de emergencia de $ 50.000 a pagar en enero. Las petroleras le restaron viabilidad El sindicato de petroleros de la Cuenca Neuquina que dirige Guillermo Pereyra intimó hoy a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que agrupa a grandes petroleras como YPF, PAE, Total, Tecpetrol y Pluspetrol, para que abone un bono excepcional de $ 50.000 para cada operario del sector hidrocarburífero. El gremio dio un plazo de 48 horas a las empresas para que fijen «una reunión de trabajo para instrumentar […]
YPF aumentó a las cero de hoy un 4,5% el precio de los combustibles en todo el país. Se descontaba que la petrolera controlada por el Estado, el mayor jugador del mercado, aumentaría esta semana el importe de las naftas y gasoil. Dado que el gobierno había postergado para el 16 de diciembre la actualización de la carga impositiva —ICL y Dióxido de Carbono— que grava la venta de combustibles. La duda pasaba por saber de cuánto sería el incremento en los surtidores.
YPF y el resto de las refinerías —Axion Energy, Raízen y Puma (Trafigura)— realizaron gestiones con el Ejecutivo para intentar lograr una recomposición más holgada de los precios que cubra la suba que registró el precio internacional del crudo, que se elevó un 15 por ciento en los últimos 30 días. Sin embargo, el Ministerio de Economía sólo autorizó una suba inferior al 5% con la mirada puesta en no retroaliementar la inflación.
¿Qué argumentan las petroleras?
El Brent, el crudo que se extrae en el Mar del Norte que se toma como referencia para determinar el precio de paridad importación/exportación en el país, cotiza hoy en torno a los 50,75 dólares. A mediados de noviembre valía alrededor de 43 dólares.
El aumento de los combustibles de ayer alcanza para cubrir la actualización del componente impositivo que gravan las naftas y gasoil y parte de la depreciación del tipo de cambio, que se aceleró en las últimas tres semanas. Pero no es suficiente para solventar el incremento del costo de la materia prima de las refinerías. Ayer por la tarde, antes del aumento de YPF, un alto directivo del sector lo puso en estos términos: “Dependiendo de qué tipo de cambios se tome, el atraso de los precios local de las naftas oscila entre un 15% y un 18% con relación al precio internacional”. La suba en surtidores acortó parcialmente esa gap, pero la distancia sigue siendo elevada.
¿De cuánto es la brecha?
Algunas productoras lograron exportar la semana pasada petróleo liviano producido en Neuquén. Vista Oil&Gas, por ejemplo, concretó una venta de un cargamento de petróleo a Norteamérica a un precio de Brent con un descuento de dos dólares. Es decir, exportó a un precio neto cercano a los 48 dólares.
El precio interno de los combustibles permite reconocer un precio de 42/43 dólares, según se tomen los costos de cada refinería. “En promedio, el atraso sigue estando en la banda del 10 por ciento”, ponderó el gerente comercial de una refinería.
¿Qué es lo que puede llegar a pasar?
El problema, si la situación no se resuelve en las próximas semanas, es que los productores no integrados —Tecpetrol, Chevron, Vista, Pluspetrol, Capsa y ExxonMobil, entre otros— empezarán a solicitarle a la Secretaría de Energía que autorice la exportación de petróleo en busca de mejores precios del crudo.
Lo más probable es que la cartera que dirige Darío Martínez bloquee esos pedidos a solicitud de los refinadores. El interrogante, llegado a ese punto, es a qué precio se terminará comercializando el crudo en el mercado local si el Brent sigue por encima de los 50 dólares. Hasta ahora, el gobierno buscó que el importe interno de los combustibles cubra un valor cercano al precio de paridad de exportación. Pero la disparada del Brent trastocó el esquema porque para continuar con ese enfoque el Ejecutivo debería habilitar una fuerte suba en las estaciones de servicios. Eso no va a pasar.
Definición 2021
Frente a ese escenario, en las próximas semanas la Secretaría de Energía deberá definir qué mecanismos utilizará para establecer los precios domésticos del petróleo. La opciones son siempre las mismas que se registra algún movimiento abrupto de precios en el mercado internacional. En esa lista figura:
1) Reponer un sistema de barril criollo que desacople el precio local de la referencia internacional. No parece existir hoy la voluntad política de avanzar con esta alternativa.
2) Buscar un acuerdo entre productores y refinadores para ir transicionando los precios internos del petróleo de forma consensuada. Es la opción que probablemente exploren los privados si el precio del Brent sigue por encima de los 50 dólares.
3) Reestablecer un esquema de retenciones para, indirectamente, ordenar el esquema de precios locales. La eliminación de los derechos a la exportación de crudo —que se implementó en mayo de este año— es una de las medidas que más destaca el secretario Darío Martínez. Si uno de los objetivos del gobierno es dinamizar el ingreso de dólares vía inversión en Vaca Muerta y en exportaciones, reponer retenciones no es la alternativa más sinérgica.
4) Acelerar el aumento de los combustibles durante los primeros tres meses del año que viene para alcanzar la paridad de exportación. Pero desde el gobierno argumentan que no es sencillo compatibilizar la suba del gasoil con la meta de controlar la inflación. Este año, sin embargo, dejó en claro que no hay una relación directa entre ambas cuestiones porque los combustibles aumentaron un 20% y la inflación trepará hasta un 40%, exactamente el doble.
La secretaría de Energía adjudicó este martes las ofertas del Plan Gas a través de la resolución 391/20. Como el volumen ofrecido por las petroleras se había ubicado por debajo del cupo de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) fijado como base no hubo sorpresas al momento del reparto.
«Este es el punto de partida para un proceso de inversiones que tendrá como protagonistas principales a las empresas productoras, los trabajadores, las PyMES y empresas regionales, que nos permitirá ponerle fin al declino de la producción de gas en nuestro país y a la parálisis de la actividad que generó la política contradictoria y errática del gobierno anterior», aseguró el secretario de Energía, Darío Martínez.
Como había informado EconoJournal, los precios oscilaron entre US$ 2,40 y US$ 3,66 por millón de BTU, promediando los US$ 3,50. Ese valor no será trasladado en su totalidad a tarifas. Por lo tanto, será el Estado Nacional el encargado de subsidiar la diferencia.
En la cuenca neuquina el mayor oferente fue YPF quien se comprometió a inyectar 20,90 MMm3/d por US$ 3,66 dólares de BTU. Detrás se ubicaron Tecpetrol con 9,94 MMm3/d por US$ 3,65, Pampa Energía con 5,9 MMm3/d por US$ 3,60 y PAE con 8,45 MMm3/d con valores que van de US$ 3,39 a US$ 3,59.
Las petroleras que ofrecieron los precios más bajos ofertaron un volumen significativamente más reducido que el resto. Por ejemplo, Corporación Financiera Internacional ofertó 90 Mm3/d por US$ 2,60, Metro Holding 70 Mm3/d por US$ 2,63 y CAPEX 810 Mm3 por US$ 2,40.
La resolución declaró desierto en su artículo 4 la convocatoria para los volúmenes asignados a la cuenca del Noroeste y otorgó ese remanente de 2,8 MMm3/d a la Cuenca Neuquina, que ya contaba con 47,2 MMm3 d.
El pliego contemplaba un precio más caro para el gas inyectado durante los meses del invierno (el precio base por 1,3). Sin embargo, las ofertas fueron escasas sumando solo 3,6 MMm3 diarios. Tecpetrol ofreció 2 MMm3, Pampa Energía 1 MMm3 y Total 600 Mm3 diarios. Por lo tanto, queda pendiente la adquisición de un volumen adicional para cubrir el pico de demanda.
El equipo técnico que trabajó en el diseño del Plan Gas desde los primeros meses de la gestión estuvo integrado por Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos; Esteban Kiper, subgerente general de Cammesa; Nicolás García, director de Combustibles de Cammesa; y Sebastián González, director de Regulación de la Secretaría de Energía. Al comienzo lo hicieron bajo las órdenes del ministro de Desarrollo Productivo y luego bajo el impulso del secretario de Energía, Darío Martínez, quien en agosto reemplazó al fantasmal Sergio Lanziani. Carbajales fue desplazado de la subsecretaría de Hidrocarburos luego del cambio de conducción en la secretaría, pero continúa asesorando Martínez en algunos temas estratégicos, como la redacción de la nueva ley de promoción de inversiones para el sector.
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) trabaja en un plan de reactivación de este sector estratégico para el desarrollo del país, ante la crisis por la baja en el precio del crudo, la merma de las reservas y la pandemia del nuevo coronavirus, afirmó hoy el presidente ejecutivo de la compañía, Wilson Zelaya. “Estamos estructurando un plan de reactivación que permita cambiar la situación de YPFB. La prioridad es sacar adelante a la empresa y vamos a hacer lo que no se hizo en el pasado”, dijo el funcionario ante el Comité de Energía e Hidrocarburos de la Cámara […]
Una iniciativa de ocho ex referentes argentinos convocó a titulares de energía de todas las provincias y se expandió a países de la región. Un grupo de ocho ex funcionarios de larga trayectoria en el sector del petróleo y gas realizaron este año un espacio de capacitación para agentes de gobierno, en especial aquellos que tienen responsabilidades en el ámbito de la energía, que tuvo espacio entre septiembre y noviembre. Esa fue la premisa de la Escuela de Administración de Recursos Hidrocarburiferos (EARH). La intención fue transferir experiencias obtenidas por cada uno de ellos, con el solo objetivo de capacitar en el análisis de […]
Los datos surgen de la comparación interanual. Fueron en total 390.800 toneladas. El sector es impulsado por la construcción privada y la producción de bienes durables. El impulso de consumo de acero continuó en noviembre debido a la construcción privada y la producción de bienes durables (autos, maquinaria agrícola, electrodomésticos y envases, entre otros). La producción de acero crudo fue de 390.800 toneladas, un 2,3% mayor respecto de octubre pasado (382.200 toneladas) y un 9,3% superior que el mismo mes de 2019 (357.500 toneladas), según la Cámara Argentina del Acero. Por su parte, la producción de laminados de noviembre fue de 392.000 toneladas, cifra similar al mes anterior, que […]
La transición hacia la electrificación total del transporte se acelera: si bien al principio se preveía el fin del diésel y del gas para 2050, los principales fabricantes de camiones se comprometieron a alcanzar esa meta mucho antes y adelantaron ese plazo para 2040 en Europa. Así lo anticipó el reconocido diario Financial Times, que reveló que Daimler, DAF, Iveco, Ford, MAN, Scania y Volvo firmaron un acuerdo en el que se comprometen a discontinuar las motorizaciones convencionales de su portfolio en 20 años. El primer paso ya lo están dando: las versiones eléctricas son cada vez más comunes en […]
Luego de 11 días con la producción de cemento paralizada, el conflicto entre la empresa Minerar, la contratista que provee de piedra caliza a Loma Negra, y la Asociación Obrera Minera de Argentina (AOMA), llegó a su fin. Ambas partes alcanzaron un acuerdo en la maratónica reunión que se realizó ayer entre las 13 y las 23 horas en el Ministerio de Trabajo.
El acuerdo firmado implica el pase del convenio de Cal y Piedra (CCT 36/89) al convenio del Cemento (CCT 54/89) de los 100 trabajadores de Minerar a partir del 1° de febrero de 2021. Esto tiene que ver con nuevos salarios básicos y adicionales para el plantel de la empresa, pero, sobre todo, que los trabajadores de la firma entrarán en las negociaciones paritarias del convenio del cemento que inician en febrero.
El otro punto del acuerdo es “una suma remunerativa de 8.000 pesos mensuales pagaderos en noviembre, diciembre y en enero. Estas sumas van a quedar en el básico de los trabajadores y, a partir de ahí, se va a aplicar la paritaria del cemento”, señaló a Econojournal el titular de AOMA, Héctor Laplace. También añadió que se dio marcha atrás con las suspensiones a trabajadores y se sumó el pago de un bono del convenio del cemento que van a recibir de la contratista Minerar de 27.000 pesos, que se pagará antes del 10 de enero.
Operación de la planta
Con la rúbrica del acuerdo, la planta de L´amalí de Loma Negra, ubicada en la localidad de Olavarría y que produce el 70% de los despachos de cemento de la compañía, comenzó a operar hoy a las 6 de la mañana. Según sostuvo Laplace, “la planta debería volver a operar con normalidad antes del fin de semana”.
Por este conflicto, hace 10 días Loma Negra había apagado los hornos de producción y había informado en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la suspensión de “las operaciones habituales en la cantera” y que, de extenderse el reclamo, “se vea obligada a suspender la operación y despacho desde sus plantas en Olavarría próximamente”.
El acuerdo se concretó cuando Loma Negra, que pertenece al grupo brasilero Camargo Correa, estaba agotando su stock y estaban en riesgo los despachos de cemento, según una solicitada que publicó la propia compañía este fin de semana. Esta compañía abastece a casi la mitad del mercado de cemento del país.
A partir de la cero hora del miércoles 16 YPF incrementó el precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Ello como resultado de un aumento para la petrolera más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2.
En un breve comunicado la petrolera de mayor participación en el mercado local indicó además que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento es mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llega al 5,5 por ciento.
Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de YPF en la CABA son: Nafta Súper 67,10 pesos el litro; Infinia Nafta $ 77,40; Diesel 500 (común) $62,70 y Diesel Infinia $ 73,30 el litro.
Es el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el año tras el congelamiento previo, y totaliza aproximadamente 25 %. Otras marcas resolverán en el mismo sentido en las próximas horas.
El dos veces presidente de Colombia y actual jefe del partido Centro Democrático, Álvaro Uribe Vélez, presentó el lunes de esta semana un proyecto de Ley de promoción al hidrógeno verde, es decir, al hidrógeno producido a partir de energías renovables.
La propuesta, que será debatida en marzo del año entrante cuando se inicie un nuevo periodo legislativo, llega en un momento donde el Poder Ejecutivo está elaborando una hoja de ruta a largo plazo para el desarrollo de este gas obtenido mediante la descomposición del agua.
La iniciativa de Uribe Vélez exhorta a que, seis meses después de reglamentado el proyecto de Ley, el Gobierno nacional deberá expedir un marco regulatorio para promover innovación, investigación, producción, uso y emprendimientos enfocados en el mercado del hidrógeno verde.
El articulado del texto promueve la creación de un Fondo de Promoción del Hidrógeno Verde, el cual estaría a cargo del Ministerio de Minas y Energía, como precursor e impulsador principal de los proyectos a considerar.
Este Fondo debería entrar en funcionamiento a los seis meses posteriores de la entrada en vigencia de la Ley, donde quedaría explicitada la conformación, funciones y apropiaciones.
Para que Colombia llegue a producir Hidrógeno Verde, otra posibilidad de combustible no contaminante :
Me permito proponer a los Honorables Congresistas del Centro Democrático la presentación y trámite del proyecto para la política de Hidrógeno Verdehttps://t.co/jB2YgoVjEI
Asimismo, la iniciativa del Centro Democrático prevé un paquete de ayudas para inversionistas y nuevos emprendimientos nacionales que incursionen en el mercado del hidrógeno verde, así como también el establecimiento de planes piloto para desarrollar esta tecnología.
Fija además un plan de incentivos a la industria local, “para que utilicen en sus procesos, como vector energético y combustible, el hidrógeno verde”, considera el texto de Uribe Vélez.
Finalmente, la propuesta invita a que el Poder Ejecutivo establezca políticas públicas a largo plazo que deban “contener, entre otros, metas de investigación, producción, comercialización y uso del hidrógeno verde para los años 2022, 2025, 2030 y 2050, así como el plan de acción que se implementará para lograrlas”.
Días atrás, Generadoras de Chile publicaba un informe respecto al mes de noviembre donde podía verse que el 50,3% de la potencia instalada en ese país correspondía a energías renovables. Se trató de todo un hito, ya que por primera vez las energías limpias superaban a las fósiles.
En números, de los 25.997 MW de capacidad instalada que conforman el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), 13.081 MW son renovables y los 12.915 MW restantes fósiles.
En una columna elaborada por Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, el especialista observa que a 5 años del Acuerdo de París, que fue ratificado por el Congreso de Chile en febrero del 2017, “se han obtenido logros sustanciales al alero de este acuerdo”.
En ese marco, Seebach destaca 7 acciones que su país comenzó a desarrollar para integrar cada vez más energías renovables.
La primera: en enero de 2018, el gobierno de Chile llegó a un acuerdo con Generadoras de Chile y las cuatro empresas generadoras que operan centrales a carbón en Chile -AES Gener, Colbún, Enel y Engie–, en el cual se estableció que no hubiera nuevos desarrollos a base a carbón, y a la formación de una mesa de trabajo multiactor con el objetivo de identificar los elementos tecnológicos, ambientales, sociales, económicos, de seguridad y de suficiencia de cada planta y del sistema eléctrico en su conjunto, entre otros, que permitan establecer un programa de retiro paulatino de estas unidades, con un plazo máximo en el año 2040, diez años antes de la meta de carbono neutralidad.
Este plan de retiro del carbón, lanzado como la primera y más ambiciosa acción climática de Chile en el marco de la COP25, destaca por ser el primero en su tipo en un país emergente y haberse gestado de manera voluntaria entre el sector público y privado, no implicando además recursos públicos, como sí ha ocurrido en otros países, procurando resguardar la seguridad, eficiencia y suficiencia del sistema eléctrico nacional.
Gracias a la interconexión de los sistemas SIC y SING en 2017 que creó un único Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y a la firma en junio 2018 de los acuerdos bilaterales entre el gobierno y cada empresa de generación a carbón, se inició el proceso de retiro de unidades como la de Tocopilla, Tarapacá, y prontamente más unidades en Ventanas, Mejillones y Coronel. Así, si a finales de 2018 había 5.625 MW de carbón, de aquí a 2024 ya se habrán cerrado 1.731 MW, equivalente al 31% de la capacidad.
Un segundo ámbito de acción en que el sector eléctrico juega un rol fundamental es en la consecución de la meta de carbono neutralidad a 2050, y con la cual está alineada la ambiciosa nueva Contribución Determinada a nivel Nacional (NDC) al 2030. No es menor afirmar que el 60% de la reducción de emisiones comprometida por Chile en esta NDC será aportada por el sector generación eléctrica gracias al retiro del carbón y la penetración de energías renovables.
Este último punto es en sí mismo un tercer ámbito de una importante contribución del sector de generación, con una incorporación masiva en este periodo de nuevas energías renovables que se suman a la histórica hidroelectricidad. A fines de 2015 -fecha de la firma del Acuerdo de París-, la capacidad instalada solar de Chile era de solo 535 MW y la eólica 910 MW.
Hoy, a finales de 2020, la capacidad instalada solar supera los 3.200 MW y la eólica supera los 2.500 MW. Es así como en 2015 la generación solar y eólica en su conjunto sumaban solo 4,8% del total de Chile, y a noviembre de 2020 sumaron 21,8% de la energía eléctrica generada. En la actualidad, cerca de un 92% de todos los proyectos en construcción, y un 99% de todos los proyectos en calificación ambiental, corresponden a generación renovable, y se espera que esta cifra siga aumentando.
Un cuarto ámbito ha sido el hecho que durante los últimos años distintos actores relevantes de la minería han anunciado la renovación de sus contratos de suministro eléctrico para hacerlos 100% renovables. Con 24,4 TWh, la industria minera representa casi un tercio de toda la electricidad que se consume en el país.
Algunos ejemplos son Minera Antucoya, de Antofagasta Minerals, que operará con energía 100% renovable tras la firma de un acuerdo con Engie, con suministro a comenzar desde enero del 2022. También BHP firmó contratos de suministro de energía renovable para las minas Escondida y Spence con Enel (comenzando en agosto 2021) y Colbún (comenzando en enero 2022).
Anglo American anunció que a partir del 2021 usará solo fuentes renovables para impulsar sus operaciones mineras en Chile, y Enel, AES Gener y Minera Candelaria firmaron un contrato de suministro renovable por 18 años a partir del año 2023, entre varias otras iniciativas.
Un ámbito muy relevante es el aporte de la industria eléctrica a la descontaminación de ciudades gracias la electromovilidad y por recambio a calefacción sostenible.
Estas acciones contribuyen a un doble propósito, mitigar la contaminación del aire en zonas urbanas, donde el uso de la leña o diésel son las principales fuentes de locales de emisiones, como también contribuir a la meta climática, ya que evitan el uso de combustibles fósiles en el transporte, como también la generación de carbono negro, un potente forzante climático también conocido como hollín.
Las 7 acciones que comenzó a transitar Chile, según Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras. Fuente: Generadoras de Chile
Asimismo, en 2015 no había en Chile ningún bus de transporte público eléctrico. Hoy, a finales de 2020, ya hay más 760 buses, posicionando a nuestro país como la segunda nación luego de China con más buses eléctricos en operación, y la Estrategia Nacional de Electromovilidad tiene como meta que todo el transporte público sea eléctrico al 2040.
En el caso de evitar el uso de la leña, el aporte a la mitigación del cambio climático viene dado por el hecho de que no solo evita la emisión de carbono negro, si no también contribuye a evitar la tala no sustentable de bosques, que son la fuente más importante de captura de gases de efecto invernadero.
En ese contexto se han impulsado planes de tarifas eléctricas especiales para calefacción, junto con la reconversión de sistemas de calefacción hacia bombas de calor, que son muchísimo más eficientes energéticamente, más económicas de operar, de fácil control del confort térmico, además de cero emisiones.
La combinación del reacondicionamiento térmico de viviendas con reemplazo de la calefacción por bombas de calor resultan ser la medida más costo efectiva de combinar reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con reducir contaminantes locales.
Por último, durante este año 2020 emergió en la agenda energética el hidrógeno verde, que se suma a la electrificación para contribuir al reemplazo de la quema de combustibles fósiles, con miras a alcanzar una economía baja en emisiones.
Este vector energético puede ser un pivote clave en el reemplazo del uso de combustibles fósiles derivados del petróleo, que actualmente en el país representan aproximadamente un 57% del consumo final de energía.
Si consideramos por ejemplo que el puro diésel es más del 30% del consumo de energía, en comparación con la electricidad que es poco más del 20% del consumo de energía total de Chile.
El hidrógeno verde puede ser un importante factor para el reemplazo de este diésel en el transporte de carga, así como algunos usos industriales y en la minería, podrían más de un quinto de la reducción de emisiones requeridas para lograr la carbono neutralidad del país.
Lo mejor y más importante, es que el hidrógeno verde, es decir, producido con energías renovables, permitirá incrementar la participación de estas en la matriz y potenciar un posible mercado de exportación de energía para Chile, transformando nuestra condición actual de importadores de energéticos basados en combustibles fósiles.
En este nuevo contexto, se hace aún más evidente que cada una de estas acciones, una mayor inversión en el sector de generación eléctrica y la electrificación de los otros sectores energéticos como el transporte o la edificación son una gran oportunidad en materia económica, en la creación de empleo y también en la respuesta a la urgencia climática.
La reactivación sostenible nos invita a relevar la importancia del bienestar social, el hacernos cargo de nuestro entorno, del impacto de nuestras acciones a nivel local y global, y, sobre todo, del cuidado de nuestro planeta.
México es otro de los mercados que continúa afectado por la pandemia y busca un repunte económico a través de la reactivación del sector productivo. Un factor que se enfrenta a la recuperación de las empresas son los costos de energía que, si bien no se han incrementado por arriba de la inflación, siguen creciendo en términos reales.
En este escenario, muchas empresas que cuentan con capital para invertir, lo estarían haciendo en proyectos rentables para cubrir parte de sus costos operativos asociados a energía.
Cobran sentido entonces las nuevas inversiones en generación exenta a partir de energías renovables, instalaciones hasta los 500 kW que son posibles montar en distintas entidades federativas sin barreras de la distribuidora u operadora del mercado.
“La generación distribuida sigue avanzando en el país. La baja producción de las empresas producto del Covid hizo que se retrasen algunos contratos, pero los clientes siguen positivos para arrancar sus proyectos en 2021”, resumió Ulises Rivera, director comercial de Becquerel Power, en conversación con Energía Estratégica.
Para dar respuesta a este mercado en crecimiento, Becquerel Power (desarrolladora e integradora de proyectos) y Solar Power Group (distribuidora) afianzaron su alianza comercial para ampliar su volumen de negocios en el país.
“Nosotros prevemos trabajar en unos 15 MW en Coahuila, Durango y Chihuahua”, confió Ulises Rivera a este medio.
“De estos nuevos contratos que traemos, destaco uno que asciende a los 12 MW. Se trata de un proyecto que iniciará el próximo año con una primera fase de 3 MW y se continuará en 2022 y 2023”, detalló el referente de Becquerel Power.
Habría todavía más áreas de oportunidad para que las empresas del sector renovable amplíen y desarrollen nuevas competencias para atender tanto al segmento de generación distribuida como a utility scale.
“También, estamos tratando de cerrar una alianza con una empresa española para comercializar y usar en nuestros propios proyectos sus sistemas de limpieza automatizados”, completó el empresario.
Inclusive distintas empresas mexicanas llevaron a cabo este año una ambiciosa estrategia de expansión para cubrir aumentos de pedidos en plazas estratégicas. Es el caso de Solar Power Group, empresa asentada en Monterrey, que durante este semestre abrió una nueva bodega en Guadalajara para servir al mercado solar en el oeste de México.
Según pudo saber Energía Estratégica, esta empresa líder en suministro y montaje de sistemas fotovoltaicos ya evalúa ampliar sus horizontes comerciales al norte del país hacia Ciudad Juárez y al Sur hacia la península de Yucatán.
El Decreto 268/2020 abrió nuevos horizontes de inversión en tierras charrúas. A través de este, la estrategia de Uruguay para reactivar la actividad económica pospandemia incluye beneficios tributarios a proyectos que impulsen la generación de empleo productivo, mejora del proceso de descentralización, utilización de tecnologías limpias y más.
Durante el evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) llevado a cabo ayer 15 de diciembre participaron representantes del sector público y privado para compartir novedades relevantes para el sector, entre ellas, el porqué resultará clave la implementación del nuevo Régimen de Promoción de Inversiones, vigente desde el mes de octubre de este año.
Cecilia Ucar, analista de Inversiones y competitividad del Ministerio de Economía y Finanzas de la República Oriental del Uruguay, precisó los alcances del mismo y destacó los topes de deducción de IRAE (Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas).
“El impuesto exonerado nunca puede exceder el 100% del monto invertido, así como tampoco podrá superar el 90% del impuesto a pagar”, introdujo la especialista.
Además de aquel estímulo impositivo también se agregan beneficios para las pequeñas o medianas empresas caracterizadas así según lo dispuesto por el artículo 504 del 2007: con menos de 19 empleados y hasta 10 millones de UI (Unidades Indexadas) en ventas anuales, que son aproximadamente 1.100.000 dólares.
“Las PyMEs que presenten proyectos de inversión por un monto de hasta 3.500.000 IEUI (Inversión elegible en millones de Unidades Indexadas) van a poder obtener un beneficio adicional del 10% del IRAE”, agregó la referente del Ministerio de Economía y Finanzas de Uruguay.
Por otro lado, también hay incentivos especiales para empresas que se instalen en parques industriales, científicos y tecnológicos. En estos casos, los postulantes a los beneficios “van a tener un incremento del 5% o del 15%, dependiendo del tipo de actividad que desarrollen en el plazo y porcentaje de exoneración de IRAE que resulte de aplicar la matriz de indicadores”.
Entre los indicadores que tendrán relación con inversiones en energías renovables se destaca el indicador general de tecnologías limpias. Esto incluye bienes que van a contribuir a la producción más sustentable, como ser eficiencia en el uso de recursos, sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducción de generación de residuos y emisiones contaminantes.
“Algunas inversiones computables que tienen que ver con la generación de energías renovables son los equipos de generación de energía térmica térmica que no utilicen combustible fósil, la geomotríz, undimotriz, pequeña hidro, solar por concentración que son de escasa difusión en nuestro país y solar térmica, fotovoltaica y eólica”.
Desde su fundación en 1997, Trina Solar ha sido impulsada por la calidad innovadora y confiable de sus soluciones y el valor que éstas le dan al cliente.
Desde el lanzamiento de los primeros módulos avanzados Vertex de 210 milímetros en febrero de 2020, la línea de productos se ha diversificado con diferentes modelos, incluidos el Vertex S de 400 Watts y la serie Vertex de 500, 550, 600 Watts y más, que se adaptan bien a las aplicaciones residenciales, comerciales y a plantas eléctricas de gran escala, así como a múltiples escenarios de los sectores de agricultura y pesca.
En la era de la paridad de la red eléctrica, la serie de módulos Vertex de Trina Solar tiene una ventaja destacada en el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés). Los institutos de diseño líderes nacionales y extranjeros y la reconocida organización tercera DNV GL han evaluado la mencionada superioridad y el valor de los módulos Vertex de 210 milímetros, en particular la serie de doble vidrio bifacial.
El informe encuentra que el modelo Vertex de este tipo de 545 Watts tiene el mejor LCOE y funciona significativamente mejor que los módulos convencionales de 166 milímetros, 450 Watts y 182 milímetros, y de 535 Watts, también en términos de costos de balance del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) de energía.
Los módulos de alta potencia y gran eficiencia se están volviendo inevitablemente populares en la era de la paridad de red eléctrica. Con la investigación y un desarrollo de primera en sus módulos de ultra alta eficiencia, Trina Solar ha conducido a la industria a la era de más de 600 Watts, con una serie de productos de alta potencia, gran eficiencia, muy rentables y de mucha confiabilidad.
Hay más debates referentes a cómo los módulos de ultra alta potencia pueden preservar mejor el valor para el cliente por medio de la reducción de sus costos. El innovador concepto de diseño de «baja tensión con alta potencia en cadena (string)» de Trina Solar ha atraído la atención de la industria.
Para demostrar todavía más que esta es la mejor estrategia de reducción del LCOE, la compañía invitó a DNV GL a evaluar la mencionada estructura en términos de costos de la nivelación y el balance de sistemas referidos.
A través de una completa y objetiva evaluación y una metodología objetiva de parte de una tercera instancia independiente, el concepto de diseño de “baja tensión con alta potencia en cadena” se puede demostrar a la industria y los clientes.
En dichas instalaciones, DNV GL comparó los costos de BOS y LCOE del módulo bifacial de doble vidrio de 166 milímetros, de 450 Watts, de 182 milímetros, de 535 Watts y el módulo bifacial Vertex de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts, basado en una capacidad de Corriente Alterna fija de 100 Megawatts, con el mismo diseño de relación de Corriente Directa/Corriente Alterna en la central eléctrica.
En cuanto al diseño del sistema, los proyectos adoptaron un rastreador solar de un solo eje (1P), de una sola fila, uno montado en posición vertical y equipado con una cadena (string) de inversores. La proporción de cobertura del suelo (GCR, por sus siglas en inglés) se fija para garantizar oclusiones consistentes de sombra en el módulo bifacial.
Dicho diseño tiene como objetivo mantener el control sobre el clima y sobre el diseño del proyecto, mientras que simplemente se compara de manera objetiva el impacto en los costos y el LCOE basado en un módulo diferente cada vez. Para que la comparación sea más significativa, los rastreadores solares e inversores utilizados fueron todos productos convencionales.
Los costos de los tres sistemas probados se basaron en precios locales para que resulte consistente, integral y objetiva la comparación de la tarifa en la red energética, igual que los costos de operación y mantenimiento.
Resultados de la evaluación
En la locación del proyecto español, comparado con el módulo bifacial de doble cristal de 166 milímetros y 450 Watts, al utilizar el panel Vertex de Trina Solar bifacial de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts de Trina Solar, se puede ahorrar en la inversión inicial 2.16 céntimos de euro por Watt, reduciendo el LCOE en aproximadamente un 3%.
En tanto, en comparación con el módulo de 535 Watts y doble cristal bifacial de 182 milímetros, la inversión inicial se redujo en 0.2 céntimos de euro por Watt, disminuyendo el LCOE en un 0.3%.
En cuanto al proyecto ubicado en Estados Unidos, comparado con el módulo bifacial de 450 Watts de doble cristal de 166 milímetros, usando el panel Vertex de 210 milímetros de Trina Solar de vidrio dual bifacial de 545 Watts se pueden ahorrar, en la inversión inicial, cuatro centavos de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en alrededor de 3.9%.
Por otra parte, en comparación con el módulo de 535 Watts bifacial de doble cristal de 182 milímetros, la inversión inicial disminuyó en casi un centavo de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en un 0.5%.
Por medio de las comparaciones mencionadas, se demuestra que la línea Vertex de Trina Solar puede reducir significativamente los costos, el del LCOE en particular, gracias a su capacidad de generación de energía extraordinariamente eficiente y su bajo voltaje, así como a su diseño de alta potencia en cadena.
Por un lado, la capacidad ultra alta de los módulos de 545 Watts de 210 milímetros puede reducir el número de módulos en una configuración de montaje.
Por otro lado, el diseño icónico de bajo voltaje en el módulo Vertex de 210 milímetros puede conectar más módulos con voltaje de 1,500 Watts, lo que puede aumentar la potencia de una sola cadena de paneles con menos series conectadas de éstos. A su vez, puede ahorrar los costos de material y mano de obra del trabajo de cableado de Corriente Directa y, por lo tanto, reducir la inversión inicial.
Los cálculos anteriores coinciden con los rastreadores convencionales 1P existentes. DNV GL explica además: «Con la mayor optimización y extensión de la longitud del rastreador solar, el módulo Vertex de 210 milímetros de 545 Watts ahorrará más en costos de BOS y LCOE que los otros dos módulos, lo que le dará más ventaja».
Actualmente, la Alianza de proveedores de productos de más de 600 Watts y los principales fabricantes de seguidores solares están desarrollando o lanzando dispositivos más optimizados para estos módulos.
Con la estrecha asociación entre los miembros de la Alianza Ecológica de Innovación Fotovoltaica Abierta de más de 600 Watts, junto con la mentalidad de un diseño de bajo voltaje, alta potencia en cadena, módulos, seguidores solares, inversores, así como las soluciones, todo está en su lugar. Este es un paso crítico para que la industria fotovoltaica alcance el mejor LCOE.
En conclusión, el módulo Vertex de 210 milímetros de Trina y su diseño de bajo voltaje y alta potencia en cadena pueden ahorrar significativamente los costos del BOS y el LCOE de un proyecto. Esto establece un nuevo estándar de ahorro de costos, que básicamente, garantiza las ganancias del proyecto y maximiza el valor para el cliente, lo que hace que la energía solar fotovoltaica sea más competitiva en costos.
*Para obtener más información sobre el reporte de evaluación de los módulos Vertex de Trina, por favor contacte a los representantes de ventas locales de la compañía. Y siga la serie de información “El camino para obtener el mejor LCOE”.
El Mandatario extendió su felicitación a la empresa Solarpark y al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables por la concreción del proceso que permitirá iniciar los trabajos de construcción en El Aromo.
En ese sentido, mostró su satisfacción de dejar encaminado este proyecto que posiblemente sea inaugurado por la próxima administración.“Para el próximoaño, entre esta y otrasinversiones, tendremos aproximadamente USD 3.500 millones de inversión extranjera,tan necesaria para el desarrollo del país, generación de producción, empleo y bienestar de los ciudadanos”, dijo Moreno.
Por su parte, el ministro de Energía, René Ortiz, sostuvo que este hito constituye un paso más para permitir el desarrollo de la energía renovable; por cuanto se enmarca en el proceso de descarbonización del planeta.
“Cada país tiene que poner su grano de arena, el nuestro comienza con estos proyectos de gran escala”, expresí, y agregó que El Aromo “se encuentra en una perfecta localización para un proyecto fotovoltaico”.
Mientras tanto, Pablo Burgos Galíndez, CEO de Solarpack, expresó que “es una alegría haber culminado el proceso de licitación de El Aromo”, pues explicó que se dio en un contexto importante de competitividad en el que quedó demostrada la consistencia de su oferta, a su juicio, aquello supone “una señal positiva del proceso(…). Luego de la adjudicación hemos venido a ponernos a sus disposiciones; hay trabajo que hacer para culminar la suscripción de los contratos, ejecutar inversión y poner la plata en operación. Pueden contar con todo el entusiasmo de la compañía”.
Iñigo Urizar, representante de Solarpack en Ecuador, refirió que “las señales que ha dado el Estado ecuatoriano para la inversión extranjera han sido sólidas, razón por la que estamos aquí; y estamos seguros de que este es un primer paso para futuras inversiones en cuanto a energía renovable”, remarcó.
Adicionalmente, Jaime Solaun Bustillo, responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de la empresa, manifestó que “es una inversión sustancial que se materializaen un proyecto que tendrá vigencia de 20 años. Esto generará empleo local y va a permitir tener un Ecuador más sustentable”.
Esta obra abre una puerta a la inversión privada, lo cual permitirá la dinamización de la economía en la zona de influencia de Manabí, generando alrededor de 700 plazas de trabajo en la construcción.
Además, el proyecto tendrá una inversión aproximadade USD 150millones y producirá 285GWh al año, que se inyectarán al sistema y cuya transacción comercial se la realizará a través de contratos regulados suscritos con las empresas distribuidoras.
El Aromo y los proyectos de generación eléctrica eólica Villonaco II y III fueron adjudicados a dos empresas de origen español el pasado 8 de diciembre, durante un evento efectuado en la ciudad de Loja, mismos que permitirán una inversión privada de USD 330 millones.
La información se dio a conocer durante un encuentro de trabajo sobre el tema, efectuado la víspera entre representantes de PNE y autoridades de la localidad vietnamita.
El presidente del Comité Popular provincial, Nguyen Phi Long, destacó la importancia del plan y se comprometió a apoyar a las actividades de PNE, conforme a las políticas de Binh Dinh sobre el desarrollo de energías renovables y limpias.
Según previsiones, el grupo del país europeo investigará los pasos técnicos en 2021 para poder iniciar el proyecto en 2024, en el cual se prevé construir de 154 a 166 aerogeneradores con una capacidad total de dos mil megavatios.
La provincia vietnamita ahora cuenta con tres proyectos de Alemania con un capital registrado de más de 15 millones de dólares, sobre todo la empresa de producción de medicamentos con estándares de Buenas Prácticas de Manufactura (BPM) y de la Organización Mundial de Salud.
El sindicato de petroleros de la Cuenca Neuquina que dirige Guillermo Pereyraintimó hoy a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que agrupa a grandes petroleras como YPF, PAE, Total, Tecpetrol y Pluspetrol, para que abone un bono excepcional de $ 50.000 para cada operario del sector hidrocarburífero. El gremio dio un plazo de 48 horas a las empresas para que fijen «una reunión de trabajo para instrumentar inmediatamente el pago de un bono Adicional Único de Emergencia a pagarse en el mes de enero de 2021«.
El sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina supo ser el interlocutor más racional de la industria petrolera. Estratégico y con capacidad de tracción puertas adentro de la organización, Pereyra edificó en 30 años un liderazgo casi sin fisuras. Sin embargo, esa construcción empezó a resquebrajarse en 2020 con decisiones contradictorias e impredecibles. Sin ir más lejos, Pereyra participó ayer de una reunión por Zoom organizada por el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, con las compañías petroleras y PyMEs neuquinas. Uno de los temas centrales de esa convocatoria fue la delicada situación económica de los proveedores locales de Neuquén, que no están pudiendo afrontar el pago del aguinaldo e incluso de los salarios de diciembre.
Pereyra decidió volver a tensar la relación con las empresas petroleras.
Pereyra participó de ese encuentro con el objetivo de buscar una solución con oxigene a las empresas de servicios regionales de la cuenca. Pero unas horas más tarde presentó una nota ante la Ceph —a la que accedió EconoJournal— en la que reclama un bono de $ 50.000 que deberán pagar las mismas PyMEs neuquinas que ayer le advirtieron que no tienen fondos para pagar el aguinaldo. Fuentes de varias empresas petroleras le restaron viabilidad al reclamo, aunque habrá que ver qué postura toman YPF, la mayor petrolera de Neuquén, y el resto de las operadoras.
En petroleros privados es cada vez más claro el peso político de Marcelo Rucci para marcar los tiempos de la organización. Número 2 del sindicato, el ex intendente de Rincón de los Sauces no teme una escalada de la conflictividad con las empresas. Al contrario, podría terminar de ratificar su liderazgo.
Inesperada
La nota presentada al mediodía de hoy sostienen que los trabajadores atraviesan “una situación angustiante al no poder realizar su trabajo, con la consiguiente merma en sus ingresos”. A su vez, señalan que a lo largo del corriente año no han tenido “una recomposición salarial integral”, ni tampoco han percibido la segunda cuota del aguinaldo 2020. Es extraño porque Pereyra firmó un octubre un acuerdo con las empresas petroleras y de servicios —homologado por el Ministerio de Trabajo— en el que se reconoce dos pagos a cuenta de las Paritarias 2020/2021.
Pese a eso, Pereyra califica como “lisa y llanamente inaceptable” esas faltas de pago y contrapone la situación de sus representados con la de otros trabajadores con los que comparten el lugar de trabajo y que “que percibirán normalmente su aguinaldo, han tenido un proceso paritario por el año en curso y devengan bonos de fin de año”.
Desde el viernes pasado, el sindicato de petroleros neuquino estableció un estado de asamblea permanente en los yacimientos, lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos.
El uso de gas natural como combustible viene creciendo en el mundo de manera constante. Es una opción sustentable, que produce menos emisiones de gases contaminantes que la nafta o el diésel, y que además reduce los costos operativos para los transportistas. La tendencia viene en aumento en Europa, donde la preocupación por las cuestiones ambientales es muy alta, y también en Asia, donde se alentó fuertemente su uso.
En los últimos 20 años, cuatro países asiáticos fueron claros ejemplos de esta tendencia. China, Irán, Pakistán e India impulsaron el uso de este combustible y, de esa manera, el parque automotor a gas natural ascendió en más de un 50% por ciento en los dos primeros países desde fines de los 90 hasta fines de 2018. En India, el aumento fue de más del 35% y en Pakistán, de más del 20%. Estos datos pueden encontrarse en la web www.promigas.com.
En Europa la tendencia va en alza. En 2019 se matricularon más de 87 mil vehículos propulsados con este combustible en todo el continente, según detalló la agencia de noticias Europa Press. La mayor parte fueron autos de uso personal, pero también transportes comerciales, autobuses y camiones, tanto a GNC como a GNL.
La Unión Europea está en transición hacia un modelo sustentable en el aspecto ecológico. Por sus bajas emisiones de dióxido de carbono, el gas natural en el transporte es un gran aliado para alcanzar el objetivo. Estos vehículos ya cuentan con una madurez tecnológica y una disponibilidad que los hacen accesibles para todos. Además, resulta muy atractivo el precio competitivo del combustible. Por otra parte, en Europa continúa el crecimiento de las estaciones de servicio de GNC y GNL, con Italia a la cabeza, seguida por España.
IVECO es pionera en la investigación para la fabricación de vehículos propulsados a Gas Natural. Es líder en esta tecnología, que viene desarrollando hace más de 20 años. La marca cuenta con una gama completa, la “Natural Power”, propulsada con este combustible, con diferentes tipos de vehículos, comerciales, ligeros, medios y pesados, o camiones para el transporte de larga distancia. La tecnología utilizada es el resultado de décadas de investigación intensiva y trabajos de desarrollo. El rendimiento de estos vehículos está probado en términos de compromiso medioambiental, seguridad y retorno sobre la inversión. Ofrecen una alternativa madurada, limpia y sostenible al diésel, lo que mejora la calidad del aire, con mínimas emisiones y una reducción significativa del ruido.
IVECO es sinónimo de confianza en todo el mundo, y especialmente en Europa, que fue el continente que la vio nacer. La marca empezó a funcionar allí en 1975, con la fusión de cinco empresas históricas basadas en Italia, Francia y Alemania. Desde ese momento, la firma se expandió a más de 100 países en todo el mundo, con la innovación como bandera y productos robustos y eficientes.
Los objetivos medioambientales planteados en Europa para los próximos años hacen que los autos propulsados a gas natural tengan, en varios países y ciudades, beneficios en su adquisición o uso. Por ejemplo, en Madrid y Barcelona los vehículos con la etiqueta ambiental Eco pagan un 75% menos del impuesto municipal de circulación durante seis años. En España también pagan un 50% menos en los parquímetros y pueden circular en espacios en los que otros vehículos tienen restricciones. En la región de Cataluña, además, abonan un 30% menos de peaje.
En Alemania también hay beneficios para estos vehículos. Los camiones pesados, propulsados a Gas Natural de más de 7,5 toneladas están exentos de pagar peaje. Esto impulsa el uso de estos vehículos más sustentables, para reducir la huella de carbono.
Austria, mientras tanto, anunció un paquete de reformas impositivas que se empezará a aplicar desde 2021, entre las que figuran modificaciones en la matriculación de los vehículos. Con este cambio, los que más contaminen pagarán más, y los más sustentables, como los propulsados a gas natural, pagarán menos.
En la Argentina, el Gas Natural pisa fuerte desde los años 80, y es uno de los países del mundo con el mayor parque automotor con esta tecnología.
El camino de crecimiento para las energías renovables en Argentina se fue visualizando y diagramando paso a paso a lo largo de la última década. Sin embargo, fueron los últimos años los de mayor impulso para el sector, los cuales se presentaron como un facilitador hacia el cumplimiento de compromisos medioambientales internacionales y una alternativa competitiva para la demanda local.
Actualmente casi el 10% de la matriz energética argentina proviene de fuentes renovables. Si bien es una variable que resulta insuficiente frente a las metas establecidas como nación, desde la perspectiva de Genneia es inevitable identificar con orgullo que se cumplieron amplios objetivos pese al contexto y que hoy la empresa representa alrededor del 25% de la energía eólica que se produce en Argentina, y el 20% de toda la energía renovable. Superaremos en los próximos meses los 750 MW de potencia instalada renovable. Todo un gran logro, ya que hemos casi cuadriplicado nuestra potencia instalada en los últimos 4 años.
En 2020 pusimos en marcha un nuevo parque eólico en la ciudad de Necochea (Vientos de Necochea, de 38 MW) y nos encontramos finalizando nuestros tres últimos parques en construcción en la región de Chubut Norte, los cuales inyectarán otros 160 MW de energía limpia al sistema. Creemos y apostamos por el desarrollo sostenible de las energías renovables y siempre hemos estado un paso adelante, poniendo en funcionamiento el primer parque eólico a gran escala del país, el primer contrato entre privados de energía renovable y la primera venta de certificados de reducción de emisiones de CO2. Además, hoy contamos con el parque eólico más grande del país (el Parque Eólico Madryn, con 222 MW de potencia instalada).
Potenciar el futuro
Sin embargo, nos enfrentamos a un contexto que pone un freno y presenta menos oportunidades de desarrollo; las cuales no se vinculan con la agenda política si no con la coyuntura. Este escenario invita tanto al sector público como privado a cambiar la dirección y poner el foco en la eficiencia de la gestión de los recursos.
La administración actual tiene por delante una gran posibilidad para revisar las regulaciones existentes, evaluar las diferentes potencialidades del país y planificar a futuro. Las energías renovables han demostrado su capacidad para ser un vector de crecimiento en la matriz energética argentina y, en condiciones normales, podríamos producir energía renovable al mismo nivel de calidad y costo que los países vecinos.
El paso inicial requiere analizar aquellos proyectos adjudicados en las distintas rondas de RenovAr, que actualmente se encuentran atrasados o incluso frenados en sus plazos de construcción. Estamos convencidos que se debe colaborar con aquellas empresas que han hecho inversión genuina. Los proyectos que se han construido o que han presentado demoras en su entrada en operación comercial o los que presenten reales avances de construcción, teniendo en cuenta el contexto que venimos padeciendo desde mediados del 2018 hasta el presente, no deberían ser objeto de penalidades. En cambio, aquellos emprendimientos que no han tenido más inversión que la de cumplir con los requisitos para ser convalidados en una licitación y obtener una adjudicación con meros fines especulativos, deberían ser evaluados con una óptica donde el Estado proponga su desistimiento por parte del adjudicatario, sin derecho a reclamo alguno, o bien ir por la vía de la ejecución de las cauciones por incumplimiento contractual. Hoy estos proyectos que no se ejecutan son el primer obstáculo para seguir desarrollando energía renovable, ya que han bloqueado las líneas de transmisión que permiten la evacuación de la energía producida.
Siguiendo esta línea, esa capacidad de transporte, una vez liberada, podría ser canalizada para incrementar el portafolio de contratos privados conocido como Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER). Actualmente, Genneia cuenta con 15 contratos corporativos con las más diversas empresas, tanto nacionales como multinacionales, siendo un mercado altamente promisorio para los próximos años.
Investigar y crecer
Por último, desde nuestro punto de vista como empresa generadora de energía renovable, hemos de rescatar y constatar la capacidad de adaptación de la compañía y la fortaleza de los contratos para el sector, lo cual nos permitió un desempeño financiero con números sólidos en 2020 y una refinanciación exitosa de las obligaciones financieras ante las medidas del Banco Central.
Si el tramo del camino que estamos atravesando hoy hacia el desarrollo sostenible de las energías renovables en el país, implica potenciar nuestros recursos, entonces la innovación es la respuesta. Desde Genneia ya iniciamos este recorrido al crear un centro de despacho operativo que es un modelo de gestión de nuestros activos renovables y estamos lanzando la prestación de servicios de operación y mantenimiento renovable para terceros. Asimismo, estamos invirtiendo en investigación sobre almacenamiento de las energías y estudiando el potencial del hidrógeno como fuente de generación de energía. Tenemos muchos desafíos en el horizonte, y sin duda, Genneia se encontrará delante de ellos, buscando soluciones innovadoras.
“Hoy todavía parece un poco lejano”, aseguró el jefe de Gabinete Santiago Cafiero el sábado pasado cuando le preguntaron si van a aumentar las tarifas.La consulta surgió porque el secretario de Transporte, Mario Meoni, había anticipado una suba inminente en los pasajes de trenes y colectivos. Sin embargo, la desmentida abarcó al conjunto de los servicios públicos. La demora expresa las diferencias internas entre el albertismo y el cristinismo sobre cómo y cuándo salir del congelamiento. Fuentes del gobierno incluso dejaron trascender a EconoJournal que si en marzo no se avanza con algún tipo de ajuste lo más probable es que el tema quede definitivamente postergado para después de las elecciones del 24 de octubre.
“Lo que hay es una evaluación permanente pero todavía no hay ninguna decisión tomada sobre cómo sigue la cuestión tarifaria. En lo inmediato todavía no hay nada”, remarcó Cafiero en declaraciones a radio Mitre. La frase fue interpretada en el sector energético como un freno al plan impulsado por el ministro Martín Guzmán y el secretario de Energía Darío Martínez para avanzar cuánto antes con un esquema de aumentos segmentados.
En Energía reiteraron a EconoJournal que fue el propio Alberto Fernández quien le pidió a Martínez que trabaje en un esquema de descongelamiento gradual, pero reconocen que la decisión todavía no está tomada.
La influencia de Cristina
Si el presidente Fernández, el ministro de Economía y el secretario de Energía coinciden en la necesidad de comenzar a descongelar las tarifas, lo obvio sería que ese proceso ya se hubiera iniciado, pero este es un gobierno particular donde el candidato a presidente del Frente de Todos fue elegido a dedo por Cristina Fernández de Kirchner, quien ocupa la vicepresidencia, es líder del espacio político y además tiene la mayoría de los votos.
Eso no significa que gobierne la vicepresidenta. Como remarcó la propia Cristina Fernández de Kirchner en la carta publicada en el aniversario de la muerte de Néstor Kirchner, el que gobierna es Alberto Fernández, pero hay algunos temas donde la ex mandataria conserva una influencia decisiva desde el comienzo de la gestión y energía es uno de ellos. De hecho, en esa carta hizo referencia a las «tarifas dolarizadas e impagables» que dejó el macrismo.
Su poder se expresa en el control de los entes reguladores de luz y gas. Allí puso a comienzos de año a Federico Basualdo y Federico Bernal, y pese a la resistencia que generaba Bernal en el albertismo no hubo forma de consensuar otro nombre. Además, controla IEASA (la ex Enarsa), a través de Andrés Cirnigliaro y luego avanzó sobre la estructura de la secretaría al designar a Basualdo como subsecretario de Energía Eléctrica al tiempo que conservó el control del ENRE a través de María Soledad Manin, quien se venía desempeñando como colaboradora de Basualdo.
La vicepresidenta también se reservó poder de veto sobre sillas claves de la secretaría, lo que explicó, por ejemplo, la salida en octubre de Juan José Carbajales de la subsecretaría de Hidrocarburos, solo porque lo identificaba con el ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas, a quien un tiempo antes logró quitarle el control del área energética a través de una estrategia de desgaste que fue encabezada por Bernal, su principal referente en el sector.
El equipo de Kulfas fue el que diseñó el Plan Gas 2020-2024, iniciativa resistida por el cristinismo y frenada durante meses, que finalmente vio la luz en noviembre, aunque para entonces Kulfas y varios de sus hombres ya habían quedado en el camino.
Contrapunto por tarifas
El presidente Alberto Fernández dejó en claro durante la campaña electoral que durante su gobierno las tarifas no iban a subir al ritmo del dólar, pero sus hombres de confianza remarcan todo el tiempo que tiene que haber un ajuste gradual que al menos acompañe la inflación, para mantener estables los subsidios y otorgar incentivos al sector privado que garanticen el mantenimiento y la expansión del servicio.
El albertismo cuestiona con dureza los aumentos que impulsó el ex ministro de Energía Juan José Aranguren durante el macrismo, pero también es profundamente crítico de la política tarifaria que llevó adelante Cristina Fernández de Kirchner durante la gestión de Julio De Vido. Sostienen que de nada sirven las tarifas bajas si no se puede garantizar un servicio de calidad y remarcan que hoy ni siquiera están disponibles los recursos públicos que Cristina tuvo durante su presidencia. “Con guita podés ser Chávez, pero sin guita a lo sumo podrás ser Maduro”, remarcó a EconoJournal una fuente oficial que insiste sobre los riesgos que implica volver a transitar el mismo camino que en el pasado pero sin plata.
En el cristinismo, en cambio, durante este año se ha llegado a proponer una baja nominal de hasta un 22% en las tarifas residenciales del gas para el invierno. Como reveló EconoJournal en julio, el interventor de Enargas, Federico Bernal, le elevó la sugerencia a Cristina Fernández de Kirchner y la vicepresidenta no solo no la desechó sino que se la acercó a Guzmán para que evaluará si era posible avanzar en esa dirección. El ministro de Economía descartó una baja nominal en un escenario donde la inflación anual ronda el 40%, pero el solo hecho de haber tenido que evaluar esa propuesta deja en claro las diferencias que existen al interior del gobierno.
Guzmán sostiene cada vez que puede que es indispensable al menos ponerle un freno a la suba de los subsidios y eso exige no solo no bajar las tarifas en términos nominales sino al menos subirlas al ritmo de la inflación. Ese punto forma parte de los compromisos asumidos ante el Fondo Monetario Internacional para tratar de destrabar la negociación por la deuda y poder extender los vencimientos de los próximos años. Martínez fue el encargado de diseñar ese plan, remarcando que el aumento se aplicaría de modo segmentado para preservar el poder adquisitivo de los que menos tienen.
Dentro del gobierno sostienen que Cristina Fernández de Kirchner al menos no impugnó la propuesta de un aumento segmentado, que ella misma había puesto en marcha en 2011, de modo parcial, cuando intentaba dejar atrás el congelamiento. Sin embargo, sus alfiles en los entes reguladores han registrado en los últimos meses escasos avances para que ese plan se pueda llevar adelante. Bernal, por ejemplo, insiste con que todavía no terminó de realizar las auditorías que comenzó en marzo y cuando Guzmán y Martínez hablaban de avanzar con los aumentos a partir de enero salió al cruce diciendo que el proceso administrativo necesario para concretar las subas iba a llevar “varios meses”.
Cristina Fernández de Kirchner incluso reivindicó la semana pasada en la ex ESMA, durante la celebración del Día Internacional de los Derechos Humanos, la política de subsidios que llevó adelante durante su gobierno. La ex presidenta recordó que la primera vez que había estado en el predio de la ESMA fue el 24 de marzo de 2004 acompañando al presidente Néstor Kirchner y dijo que en ese momento los familiares de los detenidos desaparecidos seguían reclamando memoria, verdad y justicia. Luego recordó que la última vez que había estado en el predio de la ex ESMA fue el 2 de diciembre de 2015 para la inauguración de una serie de edificios del Espacio de Memoria y Derechos Humanos que funciona allí. «Es como una parábola porque ahora hay otros derechos humanos que también tenemos que venir a reparar y que han sido dañados. Estaba releyendo el discurso que di en aquella oportunidad acá y hablaba de los subsidios y decía que esos subsidios que habían sido tan criticados por muchos argentinos y argentinas los iban a extrañar. Ya sabíamos quién era presidente en ese momento, era 2 de diciembre y ya había ocurrido el ballotage», afirmó.
Todos en el gobierno coinciden ahora en que no habrá cambios en las tarifas de luz y gas al menos hasta marzo porque si se decidiera poner el pie en el acelerador ahora igual habría que esperar al menos dos meses para poder concretar la audiencia pública y evaluar sus resultados. No obstante, la novedad es quedentro del gobierno ya empiezan a abrir el paraguas y remarcan que si para marzo el aumento no se concreta ven muy difícil que se pueda avanzar en el medio de la campaña electoral. En este contexto, el elogio formulado por Cristina Fernández de Kirchner a la política de subsidios llevada adelante durante su gobierno adquiere sin duda una significación especial.
-¿Y si el Fondo pone como condición el aumento de tarifas para llegar a un acuerdo? –preguntó EconoJournal a una fuente oficial.
-Al Fondo hay que prometerle que se va a cumplir con un determinado compromiso de déficit. Por lo tanto, habrá que recortar en otras partidas para que el congelamiento tarifario no afecte ese objetivo macroeconómico.
Durante las horas en que la luna tapó al sol y provocó un eclipse solar sobre la Tierra, en particular oscureciendo gran parte de la Argentina, los paneles fotovoltaicos de los parques solares redujeron la generación energética cerca de un 50 por ciento. Eso fue lo que sucedió entre las 11.35 y las 15 de ayer, según datos de Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista.
En total, fueron 343 MW que los parques solares no produjeron por el eclipse (la producción fotovoltaica cayó de 710 MW a 367 MW) y que fueron reemplazados por generación hidroeléctrica como las represas Piedra del Águila y El Chocón, que aportaron 367 MW adicionales para cubrir esa faltante. Los pronósticos de Cammesa fueron la clave para cubrir el desbalance registrado en el segmento solar.
“El eclipse fue una situación bastante particular, pero pudimos seguirlo adecuadamente. Los pronósticos que manejábamos fueron acertados porque previeron lo que terminó sucediendo”, explicaron a Econojournalallegados a Cammesa, que previamente sabía que la generación de los paneles solares iba a tener una caída cercana al 50 por ciento.
Pronósticos de generación
Además de la variabilidad propia de la demanda eléctrica del país, el ingreso de las energías renovables al sistema sumó una complejidad adicional porque son fuentes intermitentes que dependen de la radiación solar y del volumen del viento.
Los pronósticos que realiza Cammesa apuntan, precisamente, a proyectar cómo lidiar con esa intermitencia natural de las renovables. Son un input de información que pondera cuál va a ser la generación de cada uno de los parques solares y eólicos en cada momento del día. La planificación ad hoc del aporte de las renovables comenzó hace ocho años y en poco tiempo, va a estar extendida a todos los parques eólicos.
En cambio, en el caso de la energía solar, como los parques se están desarrollando en el país desde hace menos tiempo, la compañía encargada del despacho empezó hace poco a confeccionar modelos de pronósticos propios.
Para acceder a ese know how contrató a la empresa española Meteológica, que le provee de información sobre el comportamiento de los parques fotovoltaicos (y también sobre algunos eólicos). En rigor, de forma diaria, Meteológica realiza pronósticos sobre los valores de irradiación solar (intensidad lumínica), nubosidad en la zona de cada parque y parámetros de temperatura (los paneles solares pierden rendimiento con las altas temperaturas diarias).
“Como operador del sistema lo que nos interesa son los pronósticos de la generación de energía de los parques solares y eólicos. Para eso, tienen que ser muy buenos en la información sobre la radiación solar y sobre el viento”, explicaron desde la compañía.
Manejo del error
En Cammesa también remarcaron que “fue un gran logro que el pronóstico previo haya coincidido con lo que provocó el eclipse realmente en los parques solares”. El margen de error de las previsiones que Cammesa se ubica en los parámetros de países con mucha experiencia en el despacho de renovables. “Las variaciones entre lo que proyectamos y lo que termina sucediendo ya son del orden de las que registran países como España, Alemania, Italia y Estados Unidos con los parques solares de California y Texas”, describieron desde la compañía.
Además, añadieron que “cuantos más parques solares hay en un país menos son los errores de los sistemas de modelos de proyección matemática porque los parques se compensan por la distribución geográfica”.
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Sin embargo, el viernes de la semana pasada la propia empresa decidió “desistir” del avance del parque fotovoltaico de 240 MW en lo que respecta al procedimiento de evaluación de impacto ambiental, de acuerdo a lo informado por la SEA.
La comunicación fue llevada adelante por medio de una carta. En efecto, el proyecto que estaba planificado iniciar construcción en enero del 2022 e ingresar en operaciones en diciembre del 2023, tramo durante el cual se hubieran generado 640 puestos de empleo, fue dado de baja ayer por el ente de evaluación ambiental.
La obra, que comprendía una inversión total de 315 millones de dólares, estaba planificada para ser conectada a la línea de Alta Tensión “Santa Filomena-Confluencia, 220 kV”.
Otros antecedentes
El Parque Solar Cordillera se transformó así en el séptimo proyecto de energías renovables que no avanzó en tramitación ambiental en los últimos tres meses.
Desde mediados de septiembre a esta parte, la SEA informó que hubo otros dos proyectos solares fotovoltaicos que fueron “desistidos”, por iniciativa de sus respectivas empresas.
Se trata del Parque Fotovoltaico Patricia del Verano, un Pequeño Medio de Generación Distribuido (PMGD) de 9 MW, que iba a significar una inversión de 10,2 millones de dólares; y de otro PMGD, esta vez de 7 MW, denominado Parque Solar Gran Rinconada Norte.
Por otra parte, hubieron otros cuatro proyectos que no avanzaron en tramitación ambiental, pero en este caso no por propio interés de las empresas patrocinantes sino por “inadmisibilidad” por parte de la SEA.
Estos son: el Parque Fotovoltaico Don Chacho, PMGD de 9 MW; el Parque Fotovoltaico Azapa, de 100 MW, que tenía en planes una segunda etapa destinada al desarrollo de una Planta Desalinadora de Agua de Mar y una Planta Generadora de Hidrógeno Verde; el Parque Eólico La Punta, de 364 MW; y la Planta Solar Lontue 2, de 6 MW.
Nunca olvidaremos este año, cualquier cosa que hayamos imaginado en diciembre de 2019 respecto del 2020, queda como recuerdo de algo muy remoto.
Hemos tenido (y tenemos aún) la pandemia y sus efectos.
En medio de semejante evento global, intento aquí un balance sobre la actividad de la energía eléctrica de fuente renovable en la Argentina, y ciertas propuestas desde este humilde lugar.
Introducción
Como todo aquel que trabaja en este sector, suelo entrar a https://despachorenovables.cammesa.com/ en forma recurrente para consultar en tiempo real cuál es el porcentaje de la demanda de energía eléctrica que en cada minuto está siendo abastecido con fuentes renovables. Por ejemplo, mientras empiezo a escribir estas palabras, ese porcentaje es el 11,01 %.
Además, la página nos indica que hace unos pocos días, el 8 de diciembre pasado, se obtuvo un récord de cubrimiento de demanda del 23% a las 8:55 am.
Los números son, en mi opinión, sobresalientes para el sector de las renovables, aun cuando haya quien pueda decir que su robustez se debe a factores coyunturales como la reducción de demanda como consecuencia de la pandemia o que los primeros días de diciembre hayan tenido menos calor del habitual.
Al 31 de diciembre de 2019, según el Informe Anual de CAMMESA se registraba una potencia instalada de energía eléctrica de fuente renovable que ascendía a 2592 MW. A la fecha, según la citada página de despacho de CAMMESA, ese número es 4116 MW.
Es decir que en estos meses de pandemia se instalaron en el país 1592 MW de potencia de fuente renovable. Esa cifra es extraordinaria. Y el año no terminó.
Según CAMMESA, en 2019 las renovables abastecieron un 6,1% de la demanda, mientras que, al 31 de octubre de 2020, ese número era del 8,7%. Restará ver qué pasa en los dos últimos meses, pero con los ingresos que ha habido es dable esperar una revisión hacia el alza de ese indicador.
Los números son, entonces, claramente positivos. Vale la pena preguntarse si el balance puede limitarse a esas cifras o si es necesario considerar algunos factores adicionales.
Perspectivas y conceptos
¿Qué perspectiva se adopta al momento de analizar una realidad sectorial como la de las renovables y con qué objeto?
Hay una aproximación crítica que pone de resalto deficiencias y problemas que, en el extremo, puede ser de un excesivo pesimismo para llegar incluso al nihilismo o cinismo.
Existe también una perspectiva positiva que, si ignora los problemas, puede pecar del llamado optimismo bobo.
Pero también existe aquello que el Presidente Obama llamó optimismo realista. Una visión positiva que no ignora ni problemas ni desafíos pero que, en lugar de limitarse a la mera crítica, avanza con propuestas concretas y la búsqueda de comunes denominadores, y consensos.
En esta visión, los cambios a veces son incrementales y moderados, pero una serie de cambios incrementales y moderados que se prolonga durante años deja de ser reformista y a la larga es revolucionaria. Como Obama ha dicho, la curva del progreso no es lineal, sino más bien un zigzag hacia adelante.
Esta es la visión que defiendo: optimismo realista, propuestas concretas que recorren un sendero de políticas continuas e incrementales, comunes denominadores y consensos básicos.
Agrego que, en el medio de la pandemia y de retóricas a veces exacerbadas desde todos los ámbitos, las propuestas concretas, acompañadas de un tono constructivo, tienen más probabilidad de generar valor que las retóricas rimbombantes.
Defiendo esta visión para la política pública en energía en general y en las renovables en particular porque, precisamente, al ser la actividad energética de capital intensiva, al requerir el sector importantes inversiones de largo plazo, nada sirve mejor al desarrollo energético que las políticas estables, continuas e incrementales, y los consensos en torno a puntos de encuentro básicos.
La Argentina tiene más consenso energético que lo que aparentan los discursos. Algunos ejemplos de esos consensos, ajenos a las renovables, ilustran mi punto. Así es posible decir que, aún con idas y vueltas, el país ha apostado desde el año 2013 y en forma ininterrumpida desde entonces, al desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales, en especial, fomentando el incremento de la producción de gas natural.
En renovables, ese consenso también está claro. Todas las leyes sectoriales (Ley 26.190, Ley 27.191 y Ley 27.724) fueron sancionadas con mayorías sustanciales que expresan apoyos que trascienden fronteras partidarias.
Desde el año 2009, la política para la generación de energía eléctrica de fuente renovable se ha mantenido. Sus puntales básicos son: incentivos fiscales, contratos de largo plazo denominados en USD donde CAMMESA actúa como parte compradora y garantías soberanas.
En el año 2020, la Argentina cumplió once años de ejecutar esos contratos de largo plazo en forma continua y regular.
Algunos datos positivos más allá de los números
En el año que está terminando, el actual Poder Ejecutivo contribuyó en forma positiva al sector de las renovables:
Mediante la Decisión Administrativa 468/20, la Jefatura de Gabinete habilitó en forma muy temprana (y por ello oportuna) la calificación de las obras privadas de infraestructura como actividades esenciales. Ello contribuyó a la puesta en marcha de proyectos por 1592 MW de potencia.
A través de varias comunicaciones sucesivas, la Secretaría de Energía suspendió los plazos de los contratos, dando alivio a los proyectos, visiblemente afectados por la pandemia y las medidas a nivel mundial para su contención.
Entre los meses de enero y de marzo se firmaron varios contratos de la ronda 3 de RenovAr, también conocida como MiniRen.
Desde el punto de vista estructural, la exitosa renegociación y restructuración de la deuda externa fue clave para la buena salud de los proyectos con deuda estructurada como project finance de largo plazo con multilaterales y ECA, aventando riesgos de cross-default.
En términos ambientales, el Gobierno acaba de anunciar un significativo compromiso en el ámbito multilateral con la reducción de gases de efecto invernadero, otra área de gran consenso político. Tal esfuerzo sin dudas deberá favorecer la expansión de las renovables.
Por fuera de la esfera puramente política, debe destacarse la labor operativa y técnica de CAMMESA que, en su carácter de órgano encargado del despacho, está haciendo una gran tarea de integración de las renovables en el SADI, más allá de conducirse con gran profesionalismo y prolijidad en su rol de comprador en los contratos de largo plazo.
Finalmente, se destaca la salud y robustez del MATER que, a pesar de todos los desafíos, goza de buena salud y ha concitado un interés creciente de generadores, comercializadores y grandes usuarios.
Deudas y desafíos pendientes
Quien haya leído el párrafo anterior podrá acusarme de caer en el optimismo bobo que antes señalé. ¿Acaso todo es color de rosa?
Ciertamente los problemas son muchos y son acuciantes. Entre los desafíos pendientes hay cuestiones puntuales y otras estructurales. A continuación, se listan algunas:
Es necesario definir la situación de los proyectos que no comenzaron a ejecutarse, tanto por el bien de esos proyectos como por la posibilidad de un beneficio sistémico a partir de la eventual liberación de ciertas capacidades de transmisión o la oportunidad para la realización de esos proyectos.
Debe definirse cómo continúan las contrataciones de energía eléctrica de fuentes renovables a gran escala de cara al cumplimiento de los objetivos de consumo de la Ley 27.191 (con lo instalado y a habilitarse en el 2021 no alcanza); gran parte de esa definición también depende de la determinación de cómo se ejecutan las ampliaciones de transmisión indispensables para la instalación de generación adicional.
Desde la perspectiva del sector eléctrico en su conjunto resulta importante una normalización de precios y tarifas. En esa misma línea, es importante el pleno restablecimiento de la vigencia plena de la Ley 24.065 y de todas sus instituciones.
Desde el punto de vista estructural, las restricciones cambiarias (cepo) y dificultades asociadas, complican severamente el funcionamiento de las compañías y constituyen un desafío para cualquier inversión nueva.
También desde el punto de vista estructural resultará importante, en la senda de la exitosa restructuración de la deuda soberana, que se concrete el acuerdo pendiente con el FMI.
Propuestas
El balance no estaría completo sin que se efectúen propuestas concretas. Estas propuestas son complementarias a la resolución de las cuestiones estructurales pendientes antes mencionadas y no las reemplazan. Mientras tales cuestiones estructurales se superan, siguen a continuación proposiciones para su adopción rápida, no como recetas prescriptivas sino como meras ideas, por naturaleza perfectibles, para propiciar el debate:
Profundización del MATER. Este mercado de contratos libremente pactados funciona bien y puede expandirse evaluando algunas de las siguientes ideas:
Permitir que las distribuidoras y cooperativas puedan ser parte de este mercado y de los contratos que se conciertan en su ámbito.
Reestablecer el antiguo mercado a término y potenciar el mercado con la posibilidad de intercambios entre privados de energía eléctrica de fuente convencional.
Analizar incentivos y modalidades adicionales para incrementar el ingreso gradual de grandes usuarios.
Profundización de los intercambios internacionales. Es positivo recrear un mercado latinoamericano de agentes privados que puedan exportar e importar energía eléctrica complementándose con el MATER y a partir, no solamente de excedentes, sino también, de contratos de largo plazo.
Proyectos de pequeña y mediana escala. Se sugiere evaluar la experiencia chilena en la materia (PMGD), así como la experiencia propia de MiniRen para potenciar un mercado de proyectos de entre 1 y 12 MW que puedan conectarse en redes de distribución, robustecer redes locales, diversificar suministros y traer beneficios a las comunidades, sin grandes necesidades de capital ni disponibilidad de redes de transmisión de media o alta tensión.
Conclusión
A la hora de cerrar estas líneas vuelvo a consultar la página de CAMMESA y el cubrimiento de la demanda con energía eléctrica de fuente renovable es ahora del 15,31%.
Es tarde en la noche y el viento hace que haya 1761 MW eólicos abasteciendo el sistema.
La imagen de decenas de aerogeneradores funcionando a lo largo de todo el país en el medio de una muy agradable noche de diciembre habla por sí sola.
La tecnología está y el consenso también. Espero que, en el 2021 y a medida que la pandemia empiece a ceder, la Argentina pueda continuar con énfasis por el camino de la energía propia, limpia y segura que es la energía eléctrica de fuente renovable.
La compañía de energías renovables, una de las líderes del sector en Brasil, informó en un comunicado que sus cinco nuevas plantas en el nordeste de Brasil exigirán una inversión de 5.600 millones de reales (unos 1.100 millones de dólares) y que su previsión es que entren en operación en 2021.
Los cinco nuevos proyectos cuentan con una capacidad de generación capaz para abastecer a tres millones de brasileños y equivalente a casi la tercera parte de lo que el grupo Enel ya tiene en renovables en Brasil directamente a través de la EGPB o por la Enel Brasil.
La compañía opera en Brasil plantas con capacidad para generar 3.400 MG de energías renovables, de los cuales 1.210 MW de eólica, 979 MW de solar y 1.269 MW de hidroeléctrica, y es una de las líderes en el sector en el mayor mercado latinoamericano.
Los nuevos parques eólicos son Lagoa dos Ventos III, con capacidad para generar 396 MW, Morro do Chapéu Sul II (353 MW), Cumaru (206 MW) y Fontes dos Ventos II (99 MW).
La planta solar prevista es Sao Gonçalo III (256 MW).
El primero de los parques eólicos y la planta solar serán construidos en el estado de Piauí y los otros tres parques eólicos en los estados de Bahía, Río Grande do Norte y Pernambuco, todos en el nordeste brasileño, la región más pobre del país pero una de las que tiene mayor potencialidad para las energías renovables por sus vientos y su ubicación tropical.
Lagoa dos Ventos III será erguida en Dom Inocencio, un municipio en el estado de Piauí en el que Enel ya está construyendo su mayor planta eólica en todo el mundo (Lagoa dos Ventos I, 716 MW).
De la misma forma, Sao Gonçalo III será construida en Sao Gonzalo do Gurgueia, municipio del estado de Piauí en que la compañía ya opera la planta solar Sao Gonzalo, con 608 MW de capacidad.
Según Enel, con una ampliación a la primera planta y el tercer parque, Sao Gonzalo se convertirá en el mayor parque solar de Suramérica, con capacidad para generar 864 MW.
‘El inicio de la construcción de 1,3 GW de nueva capacidad renovable es un hito sin precedentes en la historia de nuestra empresa en Brasil, especialmente en vista de los desafíos impuestos por el escenario actual’, aseguró Salvatore Bernabei, presidente de Enel Green Power, citado en el comunicado divulgado por la empresa.
‘Estos nuevos proyectos refuerzan aún más nuestro liderazgo en los mercados de generación solar y eólica de Brasil y demuestran nuestro compromiso con el desarrollo del sector de las energías renovables brasileñas y con el desarrollo económico y social de las comunidades locales en las que estamos presentes’, agregó.
Según Enel, una vez en operación, los cinco nuevos parques tendrán capacidad para generar más de 5,5 TWh de energía al año, con lo que evitarán la emisión de cerca de tres millones de toneladas de gases contaminantes anualmente.
Enel es una de las mayores empresas privadas que actúan en el sector eléctrico en Brasil y, además de sus diversas generadoras, controla las distribuidoras que abastecen parte de los estados de Sao Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Ceará, en los que cuenta con cerca de 17 millones de clientes.
Igualmente opera la transmisora Enel Cien, responsable por la integración energética entre Brasil y Argentina.
La Ley Nacional N°27.424 tiene por objeto fijar las políticas y establecer las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución. Esto con miras a su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red.
En este marco, la reciente resolución surgida desde el Ministerio de Obras y Servicios Públicos- como autoridad de aplicación de la mencionada legislación nacional- aprueba los procedimientos técnicos de aplicación en San Juan de la generación de energía distribuida.
Así las cosas, aquellos usuarios que lo requieran tendrán garantizado el derecho de instalar equipamiento para la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables hasta una potencia equivalente a la que ya tiene contratada para su demanda con el distribuidor.
A esto se suma la posibilidad de inyectar el excedente de energía generada a la red con sus consecuentes beneficios para el usuario-generador.
En este sentido, el secretario de Agua y Energía Juan Carlos Caparrós, explicó: “Esto viene a dar posibilidades a la gente que quiera instalar paneles solares para uso doméstico y/o industrial pueda hacerlo transformándose en un usuario-generador».
«Será necesario un medidor bidireccional que al final del mes mostrará cuánta energía consumió de la red y cuánto inyectó. Sobre esto se hará un balance para su posterior reconocimiento en la factura por la distribuidora”, precisó el funcionario.
Itasol, empresa epecista e integradora de proyectos del sector energético, se afianza en el segmento industrial y de mediana escala en la región.
El éxito que logra en nuevos negocios debe una parte importante a su estrategia de penetración en plazas estratégicas para el sector y las alianzas que han logrado con proveedores clave del rubro.
“Itasol se encuentra experimentando un proceso de expansión acelerado, al ritmo del mercado de las energías renovables en Latinoamérica”, consideró Iván Crincoli, presidente de Itasol.
“En los últimos dos años, las necesidades de aquel mercado nos han llevado a ampliar el alcance de nuestros servicios desde Argentina a otros países de Latinoamérica como ser Chile, Uruguay, Colombia, Brasil y Perú”, agregó Nahuel Vinzia, director de Operaciones de Itasol, en una entrevista a Energía Estratégica.
Esta diversificación regional viene de la mano de distintos acuerdos estratégicos en los países antes mencionados que fueron trazando con corporaciones internacionales que confiaron en Itasol para la realización de proyectos de infraestructura eléctrica y de generación renovable.
Pero aquello no es todo. Además de buscar expandirse a nuevos mercados, la diversificación que busca esta empresa no sólo es geográfica sino también tecnológica.
“Esperamos tener un market share en aumento en mercados y nichos de alto crecimiento donde no esté saturada la oferta”, consideró Marcelo Álvarez, referente de Itasol.
De allí, es que la empresa también esté interesada en cubrir tecnologías emergentes.
“Itasol está entrenando a su departamento de ingeniería para poder tener ofertas comerciales de acumulación, hidrógeno y movilidad eléctrica en el corto plazo”, adelantó el empresario.
Entre ellas, se destaca la acumulación, en términos de peak shaving y bancos de baterías, además del EPC de proyectos de generación a partir de energías renovables variables que seguirá siendo su servicio principal.
Desde pequeñas instalaciones domiciliarias, pasando por techos solares en comercios e industrias y alcanzando a grandes parques de generación eléctrica, la energía solar sigue en crecimiento en América Latina y el Caribe.
Como uno de los fabricantes de inversores más reconocidos de la industria, Solis mantiene un abanico de productos que cubren todos los segmentos de mercado en aumento en esta región.
Entre los paquetes sustentables más requeridos en mercados como Argentina, Brasil, Chile y Colombia se destacan los standard para residencial de 3.6 kW y 5 kW de potencia; y, para los voltajes de 128 y 440 de comercios e industrias están los de 30 kW y 60 kW.
Otras opciones viables en este mercado son inversores para grandes parques y para instalaciones híbridas, que despiertan el interés de inversionistas y distribuidores en la región.
“Conforme el tiempo va pasando y el volumen va aumentando, los costos disminuyen y los beneficios aumentan a favor de los distribuidores y clientes finales”, valoró Sergio Rodríguez, Service Manager para México y resto de Latinoamérica para Ginlong Solis.
De acuerdo con el referente empresario, ya son más de 10 las empresas con las que forjaron alianzas para distribuir sus productos y continúan interesados en lograr nuevos partners en la región.
¿Qué perfil deben tener estas empresas?
En el caso de proveeduría para grandes proyectos, el vínculo puede ser directo con los EPCistas para acordar el suministro de inversores para cada etapa de la construcción del parque de generación.
Por otro lado, en el caso de los productos para los segmentos residencial, comercial e industrial, el perfil ideal serían empresas exclusivamente distribuidoras que cuenten con almacenes locales, experiencia comprobable en el rubro y soporte técnico directo para atender a sus clientes.
La exclusividad no es un requerimiento, pero sí lo es generar un volumen de ventas constante. Ginglong Solis busca en sus partners relaciones abiertas y duraderas en la que ambas partes tengan márgenes de utilidad, se posicionen en el mercado y logren un ganar-ganar.
“En Solis buscamos relaciones a largo plazo donde se pueda lograr confianza y lealtad. No queremos ventas rápidas y fugaces. Nuestra fortaleza como empresa es que no sólo ofrecemos productos sino que acompañamos al cliente durante toda la vida de su proyecto para brindarle un servicio de soporte para nuestros equipos como lo demanda el sector”, resaltó Sergio Rodríguez.
En su informe mensual sobre el mercado eléctrico, el primero que realiza de este tipo, la AIE ha destacado que el alza en 2021 será modesta. A modo de comparativa, señala que el repunte en la demanda de electricidad fue del 7% en 2010, después de la crisis financiera mundial.
Por países, China será la única economía principal que registrará un alza de la demanda eléctrica para 2020. No obstante, el alza será de entorno al 2%, muy pode debajo de la media del 6,5% de los años recientes. El resto de grandes consumidores del mercado eléctrico (Estados Unidos, India, Europa, Japón o Corea del Sur) verán caer su demanda.
En lo que respecta a la generación, la electricidad procedente de las energías renovables crecerá un 7% este año, mientras que la procedente del carbón caerá en torno a un 5%, su mayor descenso histórico. La generación eléctrica nuclear descenderá un 4% y la de gas natural, un 2%. Como consecuencia de esto, las emisiones de CO2 procedentes de la generación eléctrica descenderán un 5% durante este año.
La caída de la demanda de electricidad, junto con unos menores precios de los combustibles y un incremento en la generación procedente de fuentes renovables ha provocado que los precios eléctricos del mercado mayorista a nivel mundial hayan caído un 28% en el conjunto de 2020, frente al descenso del 12% observado en 2019.
Solo de enero a setiembre de 2020, los proyectos I+D de ITAIPU, lado paraguayo, en fuentes renovables, han generado 375 megavatios hora (MWh); de acuerdo con el último reporte de la Asesoría.
Desde agosto de 2018 a la fecha, la energía acumulada por los emprendimientos realizados asciende a 667 MWh. Se estima que, en el año 2024, estas iniciativas sostenibles puedan producir más de 1.000 MWh y así se aumentará la utilización de fuentes limpias.
Para obtener estos indicadores, se consideran los proyectos que cuenten con sistemas de medición de energía renovable (generada o ahorrada) mediante medidas de eficiencia energética durante el año de monitoreo.
Entre los principales emprendimientos impulsados por la Binacional se destacan los parques solar y eólico instalados en el Chaco paraguayo (unidades militares de Joel Estigarribia y Mayor Pablo Lagerenza), los cuales están suministrando energía eléctrica en zonas remotas.
Al respecto, los parques solares han posibilitado un ahorro acumulado de G 5.270 millones en combustible equivalente, desde que empezaron a funcionar, hasta el noveno mes de 2020. Estos paneles solares operan hace 66 meses en Joel Estigarribia y hace 46 meses en Pablo Lagerenza.
Asimismo, ITAIPU ha implementado sistemas de termocalefones solares en las reservas naturales Tatí Yupí e Itabo, en la Costanera Hernandarias, y en las 112 viviendas y subcomisarías del Barrio San Francisco, de Zeballos Cué, Asunción.
También fueron instalados biodigestores en las reservas naturales y un sistema de bombeo solar de agua frente al Salón de los Trabajadores de la Entidad, ubicado en Hernandarias. Todos estos proyectos han evitado emisiones acumuladas de aproximadamente 4.827 toneladas de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera.
Además, en colaboración con el Ministerio de la Mujer, ITAIPU recientemente entregó 250 cocinas modernas de biomasa (ecofogones) a mujeres de seis aldeas indígenas, pertenecientes a la comunidad La Esperanza, situada en el distrito de General Bruguez, Presidente Hayes. En el lugar habitan aproximadamente 1.500 personas.
De esta forma, y pese a la emergencia sanitaria, la Binacional continúa desarrollando acciones para cumplir el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) N° 11 de la Agenda 20230 de las Naciones Unidas, el cual establece el fomento de la investigación e innovación para el desarrollo energético y tecnológico, utilizando fuentes renovables, buscando la sostenibilidad.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó que “en el marco del Programa Estratégico para la recuperación del parque generador”, el 5 de Diciembre se efectuó el primer giro de la turbina U3 de la central hidroeléctrica, y calificó el hecho como “un hito histórico dentro del proceso de rehabilitación (de las turbinas) y un importante avance en el cumplimiento de los desafíos propuestos por la Entidad”.
La EBY destacó que “en el marco de los ensayos previos a la puesta en marcha se realizó el giro de la primera turbina Kaplan de la Central (activada en 1994), que es rehabilitada luego de 26 años de exitosa e intensa operación”.
El Programa tiene como objetivo la puesta en valor del parque generador de la Central, integrado por 20 turbinas, “manteniendo y ampliando la potencia instalada como así también extendiendo la vida útil de todo el sistema de generación de energía renovable”.
En julio último se avanzó con el montaje de la segunda turbina, que están siendo cambiadas a mitad de ciclo útil por problemas del diseño original.
Los trabajos están ahora a cargo de la empresa local IMPSA junto a su socia CIE de Paraguay cumpliendo con estrictos protocolos de seguridad a causa de la pandemia del Covid 19.
La empresa detalló que trabaja en el diseño y fabricación de las primeras seis turbinas en su Centro de Desarrollo Tecnológico, ubicado en Mendoza.
“La turbina fue diseñada con alta tecnología y programas de inteligencia artificial desarrollados por los ingenieros de Impsa. Esto ha posibilitado máquinas más eficientes que generan mayor energía a igual cantidad de agua y son más económicas que las de sus competidores europeos” destacó la empresa cuando el montaje de la segunda máquina.
Las turbinas montadas tienen una potencia de 155 MV, lo cual configura una potencia instalada total de 3.100 MV, sin considerar las tres que alojará la usina proyectada para aprovechar el vertedero Aña Cuá.
Por Tomás Lanardonne, Socio Fundador y Manager Oficina Neuquén en Martínez de Hoz & Rueda
La industria de los hidrocarburos argentina se encuentra viviendo un momento bisagra: continuamos con los paradigmas que nos regularon durante el último siglo de historia petrolera argentina, o decidimos convertirnos en una potencia exportadora de hidrocarburos de la mano del “no convencional”.
Esa decisión involucra abandonar viejos dogmas como el “autoabastecimiento pleno y continuo” con el producido de nuestros yacimientos, y abrazar políticas públicas dinámicas y económicamente eficientes que viabilizan proyectos que procuran un aumento rotundo de la producción y de las reservas asociadas a través de la exportación a escala de petróleo crudo. Justamente, en momentos donde existe un serio riesgo de que las reservas nunca puedan ser monetizadas (el problema de los “stranded assets”) a raíz de los desafíos que impone la denominada “transición energética”.
El marco regulatorio aplicable a la exportación de petróleo crudo es vetusto. No contempla permisos de exportación firmes y de mediano o largo plazo, no prevé garantías ante el redireccionamiento de producción al mercado interno, y no contiene la posibilidad de cesión en garantía de tales permisos de exportación. Tampoco ofrece garantías contra la aplicación de derechos de exportación; un riesgo altísimo en cualquier proyecto exportador argentino.
Año 1967: Las Bases establecidas por la Ley Federal de Hidrocarburos
La Ley Federal de Hidrocarburos N° 17.319 (LFH) fue redactada en una época durante la cual los principios asociados a (i) la “autosuficiencia” o “autoabastecimiento”, (ii) el carácter estratégico del petróleo crudo desde el punto de vista geopolítico, y (iii) al rol preponderante de la empresa nacional de hidrocarburos (National Oil Company); se encontraban fuertemente arraigados en la sociedad y en las políticas públicas energéticas. En efecto, al inicio de esa década (1960) se fundaba en Bagdad la “Organización de Países Exportadores de Petróleo”.
Por ello, de su articulado, surge claramente el principio legal del autoabastecimiento y de primacía del mercado interno por sobre el mercado externo, con los siguientes caracteres:
La comercialización de petróleo crudo es una actividad regulada por el Poder Ejecutivo Nacional; no se trata de una actividad libre.
El petróleo crudo producido en los yacimientos argentinos tiene como destino prioritario satisfacer las necesidades de hidrocarburos líquidos del mercado interno argentino.
La LFH manda al Poder Ejecutivo Nacional a dictar normativa reglamentaria que “contemple la conveniencia del mercado interno”.
Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones técnicas no lo hicieran aconsejable (e.g., incapacidad técnica de las refinerías argentinas de procesar cierto tipo de crudo producido en la Argentina). Por eso, luego la LFH establece que “las nuevas refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos nacionales”.
El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que los precios de exportación sean “razonables”. Esta limitación apuntaba a que no se vendieran a precios significativamente inferiores a los precios internacionales, y tenía sentido en una situación de la industria más caracterizada por los trusts norteamericanos y europeos y menor transparencia o competencia a nivel internacional (a través de la implementación de los llamados “posted prices”). Esta norma ha quedado obsoleta y debe derogarse.
Ahora bien, la LFH prevé el supuesto en donde el Poder Ejecutivo restringa las exportaciones de petróleo crudo durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas. En dicho escenario, se contemplan las siguientes reglas:
Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, la LFH le impone dos límites al Poder Ejecutivo: (a) el precio domestico será igual a los que se establezcan para la respectiva empresa estatal; pero no inferiores (b) a los precios de los petróleos de importación de condiciones similares (e.g., ajustado por grado API).
Cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno.
El Poder Ejecutivo siempre podría alegar este supuesto a fin de desacoplar el precio interno respecto del precio internacional. Sin embargo, esta excepción es un mecanismo de salvaguardia contra exagerados incrementos del precio internacional por cuestiones geopolíticas, que no se encuentran realmente conectadas a los incrementos propios de la volatilidad ínsita al precio internacional de los hidrocarburos.
Ahora bien, en caso de que el Poder Ejecutivo así lo entienda, los precios domésticos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado. Esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable. En el mejor de los casos, y pese a que YPF no calificaría como una “empresa estatal” en los términos de la LFH, el Poder Ejecutivo podría tomar como benchmark a YPF (lo cual, naturalmente, no parecería ser una medida plausible dadas las diferencias estructurales entre YPF y otras compañías en cuanto a la estructura de costos, tasas de financiamiento, etc.). Pero insistimos, esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable.
Permisos de Exportación bajo la Resolución 241/2017
Actualmente, en caso de que una empresa desee exportar petróleo crudo, debe registrar la respectiva operación de exportación ante la Secretaría de Energía de la Nación (SEN). En los hechos ello significa la necesidad de obtener un permiso de exportación para cada operación puntual de exportación (generalmente a través de un “cargo” en un “oil tanker”), el cual solo será otorgado si el mercado interno no requiere ese volumen. Desde el año 2004, existe un “first refusal” en favor del mercado interno.
Mediante Resolución N° 241 de octubre de 2017, la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos derogó la Resolución N° 1679/04 e introdujo un nuevo régimen aplicable al Registro de Exportación (el cual se encuentra a cargo de la SRH, hoy SEN) muy similar al de la Resolución N° 1679/04. El principio de supremacía del mercado interno por sobre el mercado externo continúa presente en los considerandos:
“Que en dicho marco, teniendo en cuenta las facultades emergentes de los artículos 2° y 3° del Decreto N° 645/2002, corresponde efectuar las modificaciones pertinentes en la lista de productos sujetos a la operación previa del registro, incluyéndose en ésta sólo aquellos productos cuya exportación, en las actuales condiciones del sector hidrocarburífero en el país, requiere de un análisis previo de esta Secretaría destinado a verificar que tal exportación no implique un riesgo para la adecuada satisfacción de las necesidades internas”.
Al igual que la Resolución N° 1679/04, la operación de registro constituirá un requisito obligatorio y trámite previo ineludible para la exportación (art. 4°).
El artículo 5° establece que:
«Dentro de los diez (10) días hábiles de haberse presentado debidamente completa la solicitud de registro de exportación, esta Secretaría, de corresponder, emitirá la constancia de registro de la operación de exportación […]”.
En forma similar a la Resolución N° 1679/04, los artículos 6° y 7° regulan el mecanismo a cumplir, previo a la emisión de la operación de registro por parte de la SRH:
“ARTÍCULO 6°.- Las empresas interesadas deberán demostrar, previo a obtener la autorización de la operación de exportación, que se le ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dicho producto. A tales fines, las empresas mencionadas deberán presentar una declaración jurada que, como mínimo, deberá contener:
a) Publicación en la página web del Ministerio de Energía y Minería, por parte de la empresa interesada, de una Oferta de Venta del producto a ser exportado, dirigida a toda la cadena comercial autorizada para operar.
b) Mención de que no ha recibido oferta alguna de compra del producto a ser exportado.”
“ARTÍCULO 7°.- La Oferta de Venta a la que se hace referencia en el artículo anterior deberá contar, como mínimo, con la siguiente información:
Producto:
Calidad:
Precio:
Volumen ofrecido:
Condiciones de entrega:
Período de entrega:
Las ofertas de venta deberán contar con una validez mínima de CINCO (5) días hábiles.
En ningún caso se les podrá solicitar a los potenciales compradores condiciones comerciales discriminatorias o que, directa o indirectamente, hagan inaccesible la oferta para la demanda interna.
Los potenciales compradores podrán optar por adquirir la totalidad o parte del volumen ofrecido.”
Respecto a la Resolución N° 1679/04, (i) se eliminó la prohibición de que el precio ofrecido por los productores a los refinadores no podría ser superior al precio vigente en el “mercado interno” para petróleos crudos de calidades equivalentes o similares; (ii) pero se mantuvo la prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias, o que directa o indirectamente hagan “inaccesible” la oferta para la demanda interna.
A fin de cumplir con el primer extremo (i.e., prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias), el productor debería demostrar que el trato otorgado al potencial comprador es el mismo que el otorgado a otros potenciales compradores mutatis mutandi según las condiciones de pago(e.g., a 30 o a 60 o a 90 días, en Dólares o en Pesos, etc.), los volúmenes adquiridos, los costos de flete, y los costos impositivos.
Con respecto al segundo extremo, ¿Cómo demostrar que la oferta no es, directa o indirectamente, “inaccesible” para la demanda interna? Con este extremo, el Poder Ejecutivo parece haber procurado asegurarse un criterio extremadamente amplio y subjetivo. En efecto, ¿qué significa “inaccesible”? ¿Para qué sector? ¿Residencial? ¿Agro? ¿Industrial? ¿Transporte? ¿Con respecto a qué? En el caso de las personas físicas: ¿Salario? ¿Porcentaje de la canasta básica? En el caso de las personas jurídicas: ¿Facturación anual? ¿Ganancias anuales?
Si uno soslaya tales dificultades, y se remite a un test únicamente objetivo, se debería solamente preguntar si el comprador (i.e., refinerías) puede hipotéticamente, bajo la normativa aplicable, trasladar a sus clientes el precio ofrecido por los productores.
Ahora bien, si la respuesta al test enunciado en el párrafo anterior es afirmativa (es decir, la normativa no prohíbe el traslado del mayor precio), entonces la oferta formulada por el productor sería “accesible” para el comprador. Por ende, si la oferta fuera rechazada por el comprador, y el productor solicita la “constancia de registro” en los términos de la Resolución SRH N° 241/17, la misma debería ser otorgada por la SEN.
Queda claro que un régimen como el actual no es idóneo para viabilizar proyectos de exportación de petróleo crudo a escala.
3. El Régimen Promocional (Decreto N° 929/13): Un Punto de Partida
El Decreto N° 929/13, modificado por Ley N° 27.007 de 2014, establece los siguientes beneficios para aquellos proyectos inscriptos ante la SEN que inviertan US$250 millones (o más) durante los primeros 3 años:
“Art. 7° — En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a partir del [tercer] año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el primer párrafo del artículo anterior [20% en el caso de proyectos de explotación “on shore” convencional o no convencional], un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.
La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos.
En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el presente régimen, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación de acuerdo a lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 6°, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°”.
Es decir, en dicho supuesto, el productor beneficiario tiene derecho (i) a recibir de parte del Estado la diferencia entre el precio efectivo de venta en el mercado interno y el precio export parity (exento de cualquier derecho de exportación aplicable); y (ii) a transferir dichos fondos al exterior en caso de que existieran restricciones cambiarias.
Es de público conocimiento que el Poder Ejecutivo se encuentra redactando un proyecto de ley que otorgue incentivos para el relanzamiento a escala de la actividad petrolera. Dicho régimen promocional apuntaría a robustecer algunas de las garantías previstas en el Decreto N° 929/13 e incluir otras.
Sugerencias Conceptuales de Modificaciones al Marco Regulatorio
Comencemos con las certezas. Es sabido que existen recursos de petróleo crudo suficientes para abastecer la Argentina por décadas y generar “saldos exportables”. Seguramente lo suficiente hasta que el “energy transition” llegue a su punto cúlmine (i.e., el día en que el consumo de hidrocarburo liquido pase a ser marginal). Por ende, hoy existe certeza de que hay hidrocarburo líquido para exportar durante las siguientes décadas. Es más, existe un riesgo serio de que tales recursos se conviertan en “stranded assets” tanto para los concesionarios como para las Provincias, ante los desafíos de la denominada “transición energética”.
Por ello, se hace necesario reformular el dogma del autoabastecimiento entendiéndolo como un concepto dinámico y eficiente desde el punto de vista económico. En mi opinión le conviene a un país asegurar la firmeza de contratos de exportación a plazo, si con las divisas generadas por dicho negocio, cuenta con fondos suficientes para importar de forma esporádica cuando el mercado doméstico lo necesite. Con tales fondos también se asegura la posibilidad de establecer fondos contracíclicos para mitigar potenciales aumentos abruptos en el precio de los combustibles en el mercado interno. En definitiva, un país puede importar hidrocarburos a pesar de que continúe exportando, y la regulación debe prever esa situación a fin de asegurar el respeto de los permisos y contratos de exportación a plazo.
Por otra parte, existe una gran incertidumbre y la misma consiste en si los inversores nacionales y extranjeros confiarán en el Estado Argentino para hundir su capital y exponerlo al riesgo del “obsolescing bargain” propio de la explotación de recursos naturales.
Por todo ello, es necesario establecer un marco regulatorio con jerarquía de ley que brinde las siguientes garantías o derechos:
Derecho del concesionario a exportar libremente su producción. Dicha “libertad” incluye el derecho a elegir libremente su cliente, el tipo de contrato (venta spot o venta a plazo, o un mix de ambas), el precio de exportación, el puerto de embarque, el INCOTERM, el volumen y la cantidad de cargos de exportación por mes y/o año (según el caso), el plazo de pago, y la moneda de pago.
Para armonizar el principio de autoabastecimiento eficiente con el derecho a exportar, el test a realizarse por la SEN previo a la emisión del permiso firme deberá incluir: (a) niveles de inversión comprometida (previendo la flexibilidad de bajas en la inversión ante disminución del precio internacional del petróleo crudo), (b) estimación de volúmenes de producción (previendo expresamente que se trata de una estimación, dada la incertidumbre propia asociada al factor geológico), (c) las necesidades del parque refinador local (previendo el tipo de crudo requerido), y (d) los volúmenes a exportarse en un periodo mensual y anual. La regulación debe contener un procedimiento claro, reglado y con plazos expeditos que no den margen a la demora estatal (a tal punto que debería establecerse que el silencio de la Administración significará la aprobación del respectivo permiso).
Garantía de no aplicación de derechos de exportación o cualquier otro tipo de tributo que grave la exportación. En caso de que el Estado quisiera capturar una renta extraordinaria (un escenario difícil dadas las perspectivas de precio de los hidrocarburos para los próximos 20 años, pero siempre posible dada la volatilidad propia del sector), entonces se deberá prever por anticipado un derecho de exportación exclusivamente aplicable sobre la diferencia entre un “precio base” (por encima de los USD75/Bbl) y el respectivo precio efectivamente cobrado por el exportador.
Derecho a obtener un permiso de carácter firme que no podrá ser interrumpido por el Estado aun en periodos puntuales de desabastecimiento del mercado doméstico, y con plazos extensos que aseguren el financiamiento y repago del respectivo proyecto productivo.
Derecho a ceder el respectivo permiso de exportación a terceros (típicamente entidades financieras o los mismos compradores) a fines de garantizar el financiamiento eventualmente tomado a fin de desarrollar el proyecto productivo.
Garantía de que en caso de interrupción del permiso por parte del Estado, exista un mecanismo automático de resarcimiento que asegure que el volumen redireccionado al mercado interno reciba en su conjunto un precio no inferior al precio de paridad de exportación (dado que el export parity sería el benchmark utilizable en un país exportador como sería la Argentina). Los consumidores del mercado doméstico podrán pagar un precio inferior (si el Estado así lo entiende pertinente), pero en ese caso deberá ser cubierto por el Estado utilizando los fondos contracíclicos acumulados a raíz de las divisas que ingresen a la Argentina como consecuencia de las exportaciones. Otra alternativa de compensación sería el otorgamiento de certificados de compensación fiscal utilizables para el pago de cualquier impuesto nacional y transferibles a terceros.
Naturalmente, un régimen de exportación firme dictado en forma aislada no brindaría incentivos suficientes a los inversores. Es necesario que sea complementado con, por lo menos, una garantía de estabilidad fiscal por un plazo que abarque el desarrollo del proyecto productivo, una garantía de tipo cambiaria, una garantía de acceso a tribunales de arbitraje internacionales para la resolución de disputas entre el Estado y el inversor, y una garantía de libre negociación de un convenio colectivo de trabajo que contemple los intereses del sector trabajador y el sector empresarial.
La oportunidad es ahora. Y la ventana temporal para aprovecharla no es extensa. ¡Vamos Argentina!
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) dispuso “cautelar, precautoria y transitoriamente” la intervención del sistema informático de facturación de MetroGas S.A., para fiscalizarlo y auditarlo integralmente, designando como interventores a cuatro integrantes del Organismo.
Asimismo, decidió sancionar a la distribuidora domiciliaria de gas con una multa a $ 4.222.000 por el incumplimiento del artículo 5° de la Resolución 35/20.
El Interventor, en el Enargas, Federico Bernal, expresó que “esta multa es de suma importancia en materia de protección de los usuarios y las usuarias. Se relaciona con la infracción cometida por MetroGas al vulnerar sus derechos emitiendo facturaciones con montos que no corresponden”, añadió.
“La Resolución 35/20 de esta Intervención a favor de los usuarios y las usuarias determina en el contexto de la emergencia sanitaria disposiciones en torno al mecanismo de lectura estimada (de los consumos) y su correlato con aquella, respecto de las lecturas reales, ordenando que a la primera lectura real la distribuidora debía emitir la factura del periodo corriente en base a dicha lectura real y si surgieran diferencias a favor del usuario, el monto resultante debería ser reintegrado en la misma.
A propósito, Bernal explicó que “la Gerencia de Protección del Usuario (y las usuarias) verificó variadas consultas y reclamos en relación con ello, comprobando un reconocimiento expreso al apartamiento de la normativa aplicable en cuanto a las diferencias que la Prestadora debía imputar en su caso, en las citadas 3 cuotas -iguales y consecutivas- en las facturas que se emitan con consumos a partir del 1/9/2020, como establece el Artículo 5°”.
A ello, el Interventor explicó que “incluso Metrogas reconoció deficiencias en sus sistemas informáticos de facturación, habiéndose comprobado que a pesar de la disminución por razones estacionales en la generalidad de los reclamos tramitados, los correspondientes a dicha empresa se incrementaron sobre todo en el mes de noviembre con relación a octubre y en forma considerable”, agregando que “esa tendencia se acentuó en los primeros días de diciembre”.
En los días transcurridos de diciembre, 2 de cada 3 reclamos por facturación errónea corresponden a MetroGas. Cabe aclarar que estos reclamos por problemas de facturación corresponden a los ingresados al Ente., se explicó.
Al respecto, la distribuidora metropolitana de gas por redes explicó que “el ENARGAS decidió intervenir con una auditoría para fiscalizar el sistema informático de facturación de MetroGAS. Será por un plazo de 90 días y con el objetivo de revisar los procesos de facturación de la compañía”.
“MetroGAS ya se puso a disposición con la documentación correspondiente y con el personal responsable de esos procesos”, puntualizó la compañía.
Desde el ente regulador se describió en un comunicado que “de hecho, los reclamos de octubre y noviembre realizados a la empresa por los usuarios no pudieron ser adecuadamente procesados/validados por ENARGAS como consecuencia de los problemas en el sistema de gestión de esta distribuidora”.
Cabe señalar, al respecto, que dicha auditoría integral de tal sistema “no importa para el ENARGAS operar ni mantener las redes de MetroGas, ni tampoco intervenir en cuestiones del giro comercial de la Licenciataria ni en la responsabilidad a su cargo respecto de la facturación, la que deberá producirse en tiempo y forma, dado que aquellas son atribuciones y obligaciones propias del prestador en razón de su Licencia.
El Organismo resolvió intimar a MetroGas para “regularizar las facturaciones afectadas por las anomalías verificadas o a verificarse en todo este contexto, bajo apercibimiento de aplicar astreintes por cada día de demora, a las resultas de dichas correcciones, las que deberán ser puestas en conocimiento fehaciente de la Gerencia de Protección del Usuario de este Ente Regulador”, se indicó.
Durante los últimos seis años, la distribuidora Edenor disminuyó la duración de los cortes en el suministro eléctrico en un 60 por ciento. Un factor significativo en esa disminución fue la instalación de puntos de telecontrol en toda el área de concesión.
Como parte de la continuidad en el plan de inversiones que lleva adelante la compañía, en agosto pasado se instaló el punto número 2.000 de telecontrol en nuestra red de media tensión. De esta manera, Edenor continúa con el proceso de digitalización y transformación tecnológica que posibilita disminuir la duración de las interrupciones en la red eléctrica profundizando la mejora constante de la calidad del servicio que reciben nuestros clientes.
Una red telecomandada posibilita que, ante una avería, un operador del Centro de Control de Edenor pueda identificar en forma inmediata y a distancia el lugar donde se encuentra la falla que ocasionó la salida de servicio de una parte de la red eléctrica y dar una respuesta rápida para restablecerlo. De esta manera el cliente va a notar normalizaciones más rápidas en el suministro eléctrico, en caso de una falla.
Con esta infraestructura tecnológica de última generación, innovadora en nuestro país, se puede aislar la porción de la red eléctrica que se encuentra averiada, al mismo tiempo que es posible ir restableciendo el servicio a los clientes desde otros circuitos de la red no incluidos en la falla mencionada, instantes después de producida y de manera remota.
Previo a la instrumentación del telecontrol, la reparación de una avería en la red eléctrica podía demorarse hasta dos horas en promedio, en tanto que ahora es posible normalizar el servicio en segundos sin desplazamiento de personal técnico al lugar de la afectación.
Desde que se inició la implementación de esta tecnología, hace poco más de siete años Edenor invirtió más de 1.104 millones de pesos.
Esta fuerte inversión en tecnología aplicada a la red eléctrica posibilitó que los indicadores de calidad de la compañía sean mejores incluso que las metas impuestas por el Estado Nacional en la Revisión Tarifaria Integral (RTI). Inicialmente los puntos de telecontrol se interconectaban a través de la red de telefonía celular. Para darle mayor fiabilidad y capacidad de respuesta a la iniciativa, Edenor comenzó el despliegue de su propia red de fibra óptica y de telecomunicaciones por radio frecuencia en bandas propias.
Tecnología
En cuanto a la inversión específica en nuestra red de telecomunicaciones desde 2016 a 2020 Edenor desembolsó más de 230 millones de pesos. La red de fibra óptica de Edenor cuenta con más de 2.200 kilómetros de extensión, siendo la más grande del país, excluyendo a las de las Telcos (compañías telefónicas).
El gran esfuerzo de Edenor en el desarrollo de una red telecontrolada posibilita una mejora en la maniobrabilidad de los equipos, que impacta de forma visible en la calidad del servicio que llega a cada uno de nuestros clientes.
La instalación de los puntos de telecontrol, con un plan a largo plazo, se inició en 2014. En un principio se trató de ganar experiencia y aprendizaje, para luego iniciar el plan formal en 2016, pasando de los 78 puntos instalados ese año, al hito de los 2.000 logrados en agosto pasado.
Durante 2020 invertimos más de $ 10.000 millones en 380 obras activas dentro del área de concesión, además realizamos 5.000 intervenciones diarias sobre la red eléctrica y brindamos 15.000 puestos de trabajo de manera directa e indirecta.
El eclipse de sol de hoy, un fenómeno que no ocurrirá hasta 2048 y que en la Argentina y Chile se podrá ver notoriamente, provocará una caída de la generación de energía solar de un 32%, según un informe que publicó Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico del país.
A diferencia del último, que ocurrió en las últimas horas del día, este eclipse solar tiene la particularidad de producirse en las horas de máxima generación fotovoltaica para estos parques. Las previsiones realizadas por los Modelos de Pronóstico de Generación Fotovoltaica de Cammesa indican que la reducción del aporte total solar estará en el orden de los 250 MW, aunque dependerá de las condiciones meteorológicas de cada región donde están ubicados los parques solares. La sombra generada por la luna tocó suelo argentino a las 11:35 horas y saldrá del territorio nacional a las 15 horas.
El efecto en los parques solar
El parque solar más afectado será el PASIP (de 1,32 MW) de la provincia de Mendoza, que sufrirá una reducción en su generación de energía del 60,3%. El segundo parque solar más afectado es Guañizuil en la provincia de San Juan, con una reducción del 50,5% de su generación.
En cambio, el menos afectado será el parque solar Cauchari de 300 MW, ubicado al norte del país, en la provincia de Jujuy, con una reducción del 20,4%. “Esto modulará fuertemente la caída total de generación ya que estos últimos parques representan cerca del 40% de la capacidad instalada total de generación solar en Argentina”, indica el informe de Cammesa.
El titular de Grupo Techint, Paolo Rocca, anunció que la petrolera Tecpetrol, que pertenece al holding, prevé invertir u$s1.500 millones en los próximos cuatros años en sus operaciones hidrocarburíferas, de los cuales u$s350 millones se ejecutarán durante 2021. Así lo expresó uno de los empresarios más influyentes del país al compartir un panel con el ministro de Economía Martín Guzmán, en el maco del 19° Seminario ProPymes organizado por Techint. En ese marco, Rocca celebró el “éxito” del Plan Gas, el programa de incentivo a la producción de gas natural entre para el período 2020-2024 lanzado hace dos semanas por […]
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El CEO de la empresa YPF, Sergio Affronti, anunció hoy que en 2021 la empresa hará inversiones por US$320 millones en la Cuenca del golfo San Jorge,con el objetivo de seguir recuperando la producción de petróleo convencional, que “tiene futuro”, afirmó. De ese total, 190 millones se volcarán en la parte del golfo en la provincia de Santa Cruz y 130 millones en la parte de Chubut. El ejecutivo participó del acto realizado en Comodoro Rivadavia en conmemoración del Día del Petróleo, y afirmó que, en Chubut, YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia. “Esto es un ejemplo de que se puede […]
Pan American Energy firmó un acuerdo con el Sindicato de Petróleo y Gas Privado del Chubut y el Sindicato de Personal Jerárquico de la Patagonia Austral con el objetivo de asegurar la viabilidad de la actividad en la cuenca del Golfo San Jorge. En el marco de los actos por el Dia del Petróleo y el Gas, PAE confirmó la continuidad para todo el año 2021 de tres equipos de torre- un perforador y dos pulling – que estaba previsto que concluyeran su actividad en el primer trimestre del año. Actualmente, PAE mantiene activos 42 equipos de torre en la región, de los cuales 7 son perforadores, […]
A pesar de la pandemia mundial, la empresa vuelve a activar equipos de perforación en sus bloques de la Cuenca Austral en Santa Cruz. El primer pozo a perforar está ubicado en Campo Indio. SANTA CRUZ.- La empresa CGC anunció, a través de Hugo Eurnekian, presidente y CEO de Compañía General de Combustibles en junio de este año, oficialmente el reinicio de actividades de perforación en sus bloques de la Cuenca Austral en Santa Cruz. El primer pozo a perforar está ubicado en Campo Indio, un yacimiento gasífero no convencional que forma parte de las concesiones Campo Indio – El Cerrito. […]
El presidente del Gobierno de España, Pedro Sánchez, se comprometió este sábado a que un 97 % del consumo de energía en su país se cubra con fuentes renovables para 2050, en su intervención ante la Cumbre de Ambición Climática 2020, organizada de forma virtual por la ONU, Francia y el Reino Unido. Sánchez dijo que su Gobierno ha dado pasos “sólidos, determinados e inequívocos” en 2020 para sentar las bases del cambio y “acelerar la transición ecológica”. “La acción climática no es solo una inversión potencial para nuestras economías, que lo es, sino que es una obligación para la […]
La baja demanda local la por la pandemia y la sequía en Brasil que afectó a las hidroeléctricas influyeron en un nuevo escenario de integración energética. La pandemia del Covid-19 es un hecho inédito a nivel global difícil de comparar con otros contextos, sin embargo al hablar de datos duros es posible contrastar este año con otros, como por ejemplo el 2001. Toda referencia a ese período pone en alerta al país; pero también en contextos de crisis, con el agregado de factores no manejados como una sequía en Brasil, se pueden dar variables positivas. Una es que durante el […]
El director de operaciones Juan Garoby afirma que hay empresas fuera del país que están dispuestas a cerrar acuerdos de provisión de shale oil a largo plazo. El director de operaciones de Vista Oil & Gas, Juan Garoby, en buena medida marca el rango de lo posible para Vaca Muerta si el país logra las condiciones macroeconómicas y las estabilidad que reclama la industria para acelerar en los bloques productores. “Los complejos industriales de las grandes petroleras en Estados Unidos, Chile o Brasil, han tenido muy buenas experiencias con el producto y están dispuestas a cerrar contratos de abastecimiento a largo plazo”, dice […]
El gobernador Omar Gutiérrez dio a conocer la cifra que terminarán invirtiendo las empresas en Vaca Muerta en uno de los peores años de la historia petrolera. El gobernador Omar Gutiérrez traza el cuadro final de inversiones del peor año de la industria petrolera. Los niveles de actividad de Vaca Muerta comenzaron a repuntar en los dos últimos meses, pero el número final da el tenor del crítico escenario del 2020: a finales de mes, habrán ingresado a la provincia 2000 millones de dólares a los campos productores. El registro del 2019 fue de u$s 4414 millones. En la siguiente entrevista, además, plantea […]
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