La nueva Ley de Energía, aún sin reglamentar y por lo tanto sujeta a algún cambio, permitirá a las cooperativas distribuidoras sumarse a la generación en forma indirecta, según define el artículo 9 de la norma. El viernes por la tarde, el secretario de Energía remitió al titular de Fepamco, Carlos Santarossa, una nota en la que responde a instancias del gobernador Sergio Ziliotto los puntos planteados por escrito por las cooperativas en la reunión del miércoles 2, mientras que desde Casa de Gobierno se señaló ese punto de la ley, uno de los más polémicos. Santarossa dijo ayer a […]
Desde el OETEC, afirman que es momento de que los valores de los combustibles en el surtidor tengan relación directa con las variables nacionales de la economía y dejen de regirse por el dólar. El Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo, el centro de estudios fundado por el actual interventor del ENARGAS, Federico Bernal, elaboró un relevamiento que denota la caída en la producción de hidrocarburos y su impacto en el downstream. Puntualmente, para la institución, el dato es la caída interanual en la actividad petrolera, del -4,9 por ciento. Por supuesto que responsabilizan por este […]
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 […]
La empresa YPF tiene activos en sus operaciones de Chubut trece equipos de torre y además incorporó en Santa Cruz un total de 22 equipos, de esta manera la empresa hidrocarburífera expresa que: “cumplió el compromiso de reactivar progresivamente la actividad en los yacimientos que opera históricamente en la provincia”. Según informaron desde la empresa, en Chubut se trata de trece equipos: ocho Pullings, cuatro WO y un Perforador, mientras que en Santa Cruz son veintidós equipos: once Pullings, nueve WO y dos Perforadores. En ambos casos se trató de acuerdos firmados junto a los gremios petroleros de cada provincia: […]
MIRAMAR (Corresponsal). – En un día tan soleado como ventoso, las 29 turbinas que alimentan a los molinos del Parque Eólico Miramar situado en el kilómetro 50 de la ruta 88, se encontraban este viernes funcionando casi a su mayor potencial de los 98.6 mw que están anexados al sistema eléctrico. La imponente obra para la cual se invirtió la millonaria cifra de 215 millones de dólares y se espera que permanezca activa durante al menos 2 décadas, cuenta con 29 torres con unos 110 metros de longitud y cada una con 3 aspas de 70 metros, que producirán energía limpia y sustentable, que se distribuye a través de […]
No hay grieta en Vaca Muerta. Es el momento de hacer mucho más explicito este acuerdo tácito y generar las condiciones básicas para un verdadero salto inversor. El petróleo cotizando en torno de los 45 dólares el barril luce como un final feliz para la película de terror que fue 2020. Nadie imaginó este desenlace cuando hace tan sólo siete meses se ubicaba en terreno negativo por primera vez en las historia. Haciendo un balance del año, en el haber se destacaba la vocación de los actores de la cadena por preservar la capacidad de desarrollo de los activos estratégicos; en el debe […]
En materia de producción de petróleo “YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta, se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas en el yacimiento Bandurria Sur. NEUQUEN.- Además, YPF realizó dos desarrollos no convencionales en Rincón del Mangrullo, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la […]
Martínez dice que se reúne con las empresas para hablar de la ley de promoción pero no le garantizan incrementos de la producción. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, explicó su visión sobre el 2020, el año en el que la pandemia del COVID-19 hizo estragos, también, en el sector energético. Y planteó los objetivos de corto plazo para la cartera que encabeza. Entre ellos, la ley para los saldos exportables de petróleo, una normativa por la que, según dice, parece más “entusiasmado” él que la industria. “Necesitamos una señal clara de la industria para avanzar en las exportaciones”, afirmó. ¿Se […]
La Cumbre sobre la Ambición Climática, convocada por las Naciones Unidas, el Reino Unido y Francia, en asociación con Italia y Chile en el marco del quinto aniversario del Acuerdo de París, ha supuesto un importante hito en el camino hacia la crucial conferencia de las Naciones Unidas sobre el clima, la COP-26, que se celebrará en la ciudad escocesa de Glasgow el próximo mes de noviembre.
Setenta y cinco líderes de naciones que incluyen a todos los continentes del mundo esbozaron una serie de nuevos compromisos durante la Cumbre, dando una clara señal de que el Acuerdo de París sirve para aumentar rápidamente tanto la acción como las ambiciones climáticas.
Perú, por caso, hará sus esfuerzos, informa el Ministro de Ambiente, Gabriel Quijandría: «el Presidente Francisco Sagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050»
El Presidente @FSagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050 pic.twitter.com/7zXFTSLdSw
Alberto Fernández, de igual modo, presidente de Argentina, anunció que el país limitará sus emisiones de gases de efecto invernadero a un nivel 25,7 por ciento, un número inferior al comprometido en 2015.
Garantizó el compromiso de la Argentina en presentar una «estrategia de desarrollo con bajas emisiones a largo plazo con el objetivo de alcanzar un desarrollo neutral en carbono en 2050, y a elaborar un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación claro y ambicioso».
«El planeta nos dice basta. Asumamos la responsabilidad histórica de contribuir a un mundo mejor», dijo el mandatario al participar en forma virtual –junto a otros líderes mundiales- de la denominada Cumbre de Ambición Climática.
«La Argentina reafirma su compromiso con el Acuerdo de París y adopta al cambio climático como política de Estado», aseguró el Jefe de Estado.
El presidente de Colombia, Iván Duque, también anunció este sábado que Colombia trazó la meta de reducir las emisiones de gases efecto invernadero en un 51% para el 2030.
Señaló que el país se comprometió a reducir más de la mitad de las emisiones de efecto invernadero en los próximos diez años con respecto al 2010 como año de referencia.
“Hoy, con este compromiso, Colombia traza una hoja de ruta y quiere llegar a la COP26 a mostrarle al mundo que, a pesar de representar el 0,4% de las emisiones de gases efecto invernadero, un compromiso de reducción del 51% muestra que queremos trascender”, aseguró el presidente Duque durante su intervención.
“Trabajaremos con todos los sectores para lograr ese objetivo, que seguiremos apuntándole a una transición energética dinámica con energías renovables no convencionales, que profundizaremos la movilidad eléctrica, que seguiremos haciendo una política pública para sembrar millones de árboles en nuestro territorio”, señaló el primer mandatario.
Aunque queda un largo camino por recorrer para mantener el aumento de la temperatura mundial en 1,5ºC, la Cumbre demostró el aumento de la ambición climática.
Los anuncios realizados antes y durante el evento, junto a los previstos para inicios del 2021, implican que una serie de países que representan alrededor del 65% de las emisiones mundiales de CO2 y alrededor del 70% de la economía mundial, se han comprometido a alcanzar el nivel de emisiones netas cero o la neutralidad del carbono a principios del próximo año.
Estos compromisos ahora deben respaldarse ahora con planes y acciones concretas y la Cumbre de hoy ha dado un impulso al progreso en este frente.
Síntesis
Países que reforzaron sus compromisos climáticos hacia la COP 26
Setenta y un países presentaron planes climáticos reforzados, entre ellos todos los Estados miembros de la Unión europea-.
Entre los países que se comprometieron a mayores Contribuciones Determinadas a nivel Nacional, o sea los compromisos asumidos por los países para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la adaptación al cambio climático, están Argentina, Barbados, Canadá, Colombia, Islandia y Perú.
Pakistán anunció sus planes para deja de fabricar nuevas centrales eléctricas de carbón.
La India pronto duplicará con creces su objetivo de energía renovable.
China se comprometió a aumentar la cuota de combustibles no fósiles en el consumo de energía primaria a alrededor del 25% para 2030.
La directora de la Agencia Nacional de Tierras, Myriam Carolina Martínez, explicó que era necesario de esta servidumbre, para que la empresa española logre avanzar con el proyecto cuya construcción inicia el próximo año.
También expresó que la servidumbre es un derecho de uso de la Nación para un objetivo específico, esto quiere decir que se le otorga permiso de uso para el espacio de construir el parque.
Explicó que el proceso para la entrega de los títulos fue de un año aproximadamente, mientras la empresa cumplía con la entrega de documentación exigida para el proyecto de la construcción del parque eólico.
Puntualizó que es la primera vez que en el departamento de la guajira se entregan títulos de servidumbre para la construcción de un proyecto de energía renovable.
En tanto, el gobernador de La Guajira, Nemesio Roys Garzón, explicó que el objetivo es que el proyecto entre en operación en el año 2022.
“No solo la construcción del parque es para generar energía sino la línea que va a conducir la energía que se produce hasta la estación de Riohacha y que el proyecto va a generar también ingresos para Puerto Brisa por donde ingresará la maquinaria para el parque y adicionalmente empleo para los guajiros», señaló el mandatario.
Por su parte, el representante de Elecnor de España, Carlos Javier Rodríguez, puntualizó que la empresa construirá un parque eólico de 50 magavatios.
Actualmente, el Grupo Elecnor tiene 1.744 megavatios (MW) de Energía Renovable en explotación y construcción. Además, con la construcción de este parque, Elecnor sigue consolidándose como una compañía internacional líder en proyectos.
Será una empresa de servicios público, con objeto social de carácter cerrado, encargada de realizar las funciones de la actividad de gestión independiente de datos e información.
El agente que se encargue de este servicio deberá hacerlo de manera neutral, transparente, objetiva e independiente, para lo cual no podrá encontrarse en situación de control directo e indirecto, conflictos de interés o acuerdos con agentes que desarrollen alguna de las actividades de la cadena de prestación del servicio y sus actividades complementarias.
¿Este servicio lo puede prestar XM?
El análisis que ha realizado la CREG consideró la necesidad de la independencia del GIDI frente a los demás agentes. La CREG indicó que el GIDI no podrá tener ninguna clase de relación o vínculo con los encargados del Centro Nacional de Despacho (CND), Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) o liquidación de cuentas (LAC), dependencias de XM.
¿Qué grandes cambios se esperan con el GIDI?
La creación de una plataforma de transacción virtual en donde se visualizará información detallada de consumos, tarifas y nuevos servicios ofrecidos por la competencia.
Por otro lado, la posibilidad de cambiar de comercializadores en línea mediante esa plataforma virtual que será desarrollada por el GIDI.
¿Se incrementará la competencia en la comercialización de energía con el ingreso del GIDI?
Sí, los comercializadores de energía tendrán que ser recursivos y ofrecer más que electricidad. Ahora sí tendrán que acudir a la creatividad para cautivar a los clientes. Es que cobrar y facturar no tiene mucha novedad, en cambio acudir a estrategias comerciales para mantener contentos y satisfechos a los usuarios, sí resulta retador. Algunas de las cosas útiles que pueden empezar a ofrecer son sesiones de consultoría jurídica, certificados de energía limpia, noticias, bonos o cupones de descuento para reparación de electrodomésticos.
En adelante y en el momento que así lo dispongan será ágil que un usuario cambie de comercializador de energía.
¿Qué implica el cambio de comercializador de energía?
Regulatoriamente se deberán ajustar las reglas de permanencia mínima que hoy es de un año y existe desde la CREG 108 de 1997. Con los nuevos cambios quizá el usuario pueda migrar de un comercializador a otro en cuestión de una semana o quizá en un día puede comprarle energía un comercializador y al día siguiente podrá comprarle a otro comercializador.
¿Y cómo queda la estabilidad en los ingresos del comercializador?
El regulador debe considerar que los comercializadores, principalmente los independientes, adquieren energía para periodos de al menos un año y en función de una demanda previamente identificada, de manera que si esa demanda se cambia a otro comercializador pueden ser que se presenten contingencias financieras para los comercializadores de energía. Pero sin duda esto es algo que la CREG contemplará en los cambios regulatorios del 2021.
¿Y quién pagará los servicios del GIDI?
La demanda regulada. Una estimación inicial de costos el valor a pagar anual por la demanda regulada destinado a las actividades del GIDI están entre 0,8 $/kWh- año y 0,79 $/kWh- año.
Por invitación de Goldwind, Energía Estratégica asistió a la inauguración del Parque Eólico Miramar, central de 98,6 MW de capacidad instalada que generará energía equivalente al consumo de toda la población de la ciudad bonaerense de Miramar, es decir, unas 29.500 personas.
El evento se llevó a cabo el viernes de la semana pasada en el lugar donde fue emplazada la obra: el partido de General Alvarado, provincia de Buenos Aires, a 50 kilómetros de Miramar.
La central eólica se impone a simple vista desde varios kilómetros de distancia. Está compuesta de 29 aerogeneradores de la marca Goldwind, de 3,4 MW de potencia cada uno, que tienen una altura de 110 metros y tres palas de 70 metros cada una. La obra implicó una inversión de 215 millones de dólares y generó unos 500 puestos de empleo directo.
El Parque Eólico Miramar es la segunda central de este tipo que la empresa china puso en marcha en el país. En el mes de febrero de este año ya había dado el primer paso con Loma Blanca II, de 50 MW, ubicado a 40 kilómetros al norte de la localidad de Puerto Madryn, provincia de Chubut.
Durante el evento de inauguración de Miramar, Hongfei Wu, Sub-gerente General de Goldwind para Sudamérica, anticipó a Energía Estratégica que la empresa terminará de poner en marcha todos los proyectos que tiene en Argentina entre lo que resta de este mes y febrero del año que viene.
Se trata de Loma Blanca I, Loma Blanca III (cada uno de 50 MW) y Loma Blanca VI (de 100 MW), todos ubicados en cercanías a Puerto Madryn, Chubut. Una vez que estén en pleno funcionamiento, la empresa espera que el factor de capacidad anual máximo de cada central alcance el 60%.
En conclusión, se espera que en los próximos dos meses, la compañía desarrolladora de proyectos y fabricante de aerogeneradores alcance los 349 MW operativos en Argentina.
Hongfei Wu, Sub-gerente General de Goldwind para Sudamérica, dialogando con su equipo, entre ellos Carolina Rodríguez, Gerenta de Inversión y Desarrollo de la firma
“Esto nos permitirá establecer un benchmark –medición de rendimiento- no sólo en este país, para que se conozca nuestra tecnología, sino para crecer en toda Latinoamérica sobre lo que Goldwind es capaz de hacer”, destacó Wu.
El directivo de origen chino indicó que la empresa seguirá presente en Argentina no sólo como agente generador, operando y manteniendo los 5 parques eólicos durante los 20 años que duran los contratos, sino que también se instalarán como proveedora de tecnología para otros parques eólicos que estén en construcción.
A nivel regional, Wu enfatizó en que están avanzando en proyectos en Chile y Brasil, otros dos mercados por los que apuesta fuerte Goldwind, y reveló que a principios de diciembre la empresa celebró contratos en ambos países para instalar aerogeneradores inteligentes GW 4S, de 4,5 MW cada uno.
Por otra parte, la compañía ya inició conversaciones con players de Ecuador y Colombia en ofrecimiento de su tecnología.
En esa línea, el Sub-gerente General de la firma anticipó que próximamente tendrán lista su última y más compleja plataforma: la 5S, que consta de turbinas desde 5 MW, escalables 5,6 MW.
Parque Eólico Miramar, inaugurado el pasado viernes 11 de diciembre
El proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica aún continúa en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Está en ese despacho desde el 9 de septiembre pasado y algunas fuentes del sector observan esta demora como una señal de que su sanción en el Congreso y posterior reglamentación no será algo que se resolverá en poco tiempo.
En una entrevista para Energía Estratégica, Eduardo Andrade, Presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), hace foco sobre la importancia de que este proyecto de Ley –que crea la figura del Comercializador- avance, manifestando que su impulso redundará en menores precios en las tarifas para los usuarios.
Además, el dirigente observa la relación que podría desatarse entre esta nueva actividad de comercialización de energía respecto a las futuras Licitaciones de Suministro, ya que ambos procesos apuntan a abastecer al mercado regulado. Por lo pronto el Gobierno de Chile ya anunció una nueva subasta para el primer semestre del año que viene, donde se pondrán en juego 2.300 GWh de energía.
¿Qué expectativas tienen los comercializadores sobre la Ley de Portabilidad Eléctrica tal como está planteada?
Una piedra angular de este proyecto es lograr una competencia equilibrada y justa puesto que de este modo se llegará a tener los menores precios posibles en cada momento y una mejor calidad de servicio. Lo que no ocurre hoy día puesto que no hay competencia.
El beneficio de esta iniciativa legal es evidente. En Estados Unidos, por ejemplo, un estudio de la Asociación de Comercializadores Minoristas de Energía (RESA por sus siglas en inglés), publicado en febrero de 2019, mostró que en aquellos estados en los cuales se había introducido la competencia, el costo de la energía había disminuido al cabo de 10 años un 7%.
En cambio, en aquellos estados donde se había mantenido una condición monopólica el costo de las tarifas había aumentado un 18,7%. La competencia indudablemente trae ganancias, y no solamente en ahorros, sino que en calidad de atención.
Un aspecto esencial para ACEN es el rol que deben cumplir las empresas distribuidoras en el futuro. La OECD plantea en el documento Structural separation in regulated industries: Report on implementing the OECD recommendation del año 2016, que en lo posible las empresas distribuidoras debieran dedicarse solamente al rol de operador de sus redes de distribución, vale decir, encargarse de la planificación, operación y mantenimiento, entre otros, y no permitirles participar en el mercado de la comercialización.
Cuando se opta por soluciones que son distintas a la separación estructural, se hace necesario que exista una fiscalización muy intensa para asegurar que se está respetando la separación y que no se produzcan prácticas anticompetitivas, traspaso de información o de costos, entre otros.
Por otro lado, dado que no es posible introducir la comercialización a todos los usuarios, incluidos los residenciales, en el mediano plazo resultará atractivo ir avanzando en una transición en la cual bajar el nivel de potencia es el mecanismo más democrático puesto que afecta en menor grado a los contratos de distribución, permite ir creando una competición real en el mercado del suministro y se puede hacer hoy día sin ningún cambio legal. La gran ventaja adicional es que posibilita llegar ahora a la pequeña y mediana empresa que es uno de los grandes motores de la economía sobre todo en este complicado escenario económico producto de la pandemia.
¿Sería importante que la Ley se sancione y reglamente el año que viene?
Mientras más se dilate la decisión de legislar respecto al proyecto de Ley de Portabilidad, más tarde llegarán los beneficios que trae la competencia a todos los usuarios de electricidad del país.
La introducción de la comercialización en otros países ha demostrado ser un proceso largo y complejo, el cual puede tardar hasta una década en consolidarse.
Ello nos permite hacer dos reflexiones que pueden parecer como contradictorias: por un lado, es necesario partir lo antes posible para lograr los beneficios; pero, por otro, es preciso analizar con detalle las implicancias que tendrá la redacción de la ley, y sus reglamentos, en el desarrollo de la competencia.
Si la ley no habilita una competencia real, la Ley de Portabilidad será un fracaso.
En este marco, ¿cree oportuno el lanzamiento de una Licitación de Suministro para el año que viene, de más de 2.300 GWh?
Para que la comercialización pueda abarcar a todos los hoy denominados clientes residenciales, sin restricciones de ningún tipo, será necesario que terminen aquellas limitaciones como las que impone el mecanismo de estabilización de precios (Ley N° 21.185) y los contratos de compraventa de energía entre empresas distribuidoras y empresas generadoras.
Se han levantado diversas voces señalando que es necesario respetar los contratos derivados de los procesos de licitación, insinuando que se deben comprar los volúmenes de energía señalados en ello; no obstante, dichos contratos no consideran cláusulas que obliguen a las distribuidoras a comprar los volúmenes contratados (take or pay).
Las empresas que se dedican a la comercialización están contratando energía a precios competitivos, asumiendo el riesgo de los volúmenes de compra. Por ello, para asegurar que la competencia sea equilibrada y, si el gobierno estima necesario licitar nuevos bloques de energía, las bases de licitación deberían reforzar la noción que no hay una obligación contractual de comprar los volúmenes de energía que se liciten.
Lo anterior no solo permitiría equilibrar la cancha, sino que además liberaría a los usuarios finales de estar atados a compras de energía a valores que, en el futuro, podrían ser elevados.
En este punto, ¿habrá competencia o complementariedad entre estas licitaciones y la comercialización de energía?
Los contratos de largo plazo solo deben ser para habilitar el desarrollo de nueva infraestructura de generación. No puede ocurrir como en el pasado que parte de esos contratos de largo plazo de venta de energía a las distribuidoras, producto de las licitaciones, solo sirvieron para vender a mayor precio energía que ya estaba disponible en el sistema.
Por otra parte, si queremos que en el país haya libertad para elegir al suministrador de energía, será necesario que todos aquellos que participen en el mercado de suministro puedan acceder a las mismas fuentes de generación en forma equitativa.
Aquellas licitaciones orientadas solo a las empresas distribuidoras mantendrán las restricciones a la entrada de la comercialización por muchos años.
Si el análisis de la autoridad es que faltará energía, está la alternativa planteada por ACEN de aumentar la cantidad de clientes libres, lo que se logra disminuyendo el requisito de potencia contratada desde 500 kW a valores inferiores, de forma tal que estos puedan ser abastecidos por las empresas que se dedican a la comercialización, lo que liberará energía actualmente contratada por esos clientes con empresas distribuidoras.
Despuntan los pedidos del inversor MAC 15~36KTL3-XL, un producto diseñado por Growatt específicamente para Latinoamérica.
Destinado principalmente a países donde se manejan voltajes trifásicos a 220 V, este producto estrella llegó para cubrir el segmento con la mayor demanda en países como Colombia y México.
“Hice un estudio de mercado que dejó como resultado que la mayor demanda, por cantidad de unidades, en Colombia y México se encuentra entre los 15 y 50 kW”, declaró Eduardo Solis Figueroa, gerente de Marketing para América Latina de Growatt New Energy.
En ese contexto, los instaladores y clientes finales pedían un inversor distintivo, hecho a medida de las particularidades regionales. Atendiendo a esta demanda es que Growatt lanzó este nuevo producto en el último trimestre de este año y ya se encuentra disponible para compra directa.
Según precisaron desde la compañía a Energía Estratégica, este producto comparado contra los otros inversores comerciales e industriales de Growatt ya capitalizó el 60% de sus pedidos en la región.
En detalle, este inversor, que va desde los 15 kW con potencias intermedias hasta 36 kW, se ajusta a las necesidades de comercios y pequeñas industrias que apuestan por la incorporación de soluciones solares fotovoltaicas para cubrir parte o por completo su demanda eléctrica.
Diseñado con 3 MPPTs logra una alta eficiencia hasta del 98,8% en sus 6 modelos: 15, 20, 22, 25, 30 y 36 kW; este último, con un máximo de potencia fotovoltaica de entrada hasta los 46800W.
Como particularidad el MAC 15~36KTL3-XL tiene 5 años de garantía incluidos de fábrica y la opción de extenderlo a 10 años de garantía.
Los interesados en adquirirlo en la región Latinoamericana pueden visitar la página web oficial de Growatt en México: http://growatt.mx/ y solicitarlo a través de los canales de contacto para ventas allí anunciados. También pueden contactar al distribuidor oficial del país en el que se encuentren.
La Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica (AMIF) alojó el webinar “Demand side flexibility”. Un evento bilingüe del que participó como ponente principal Lucinda Murley, analista de Delta Energy & Environment.
Como tesis principal, se habló sobre la flexibilidad del lado de la demanda como una forma para desbloquear la participación de las renovables en México como en distintos rincones del mundo.
¿Pero qué es Demand side flexibility? La analista de Delta EE definió: “la flexibilidad del lado de la demanda es la utilización de activos detrás del medidor que pueden apagar/encender, subir/bajar o cambiar en respuesta a la amplitud del sistema eléctrico”.
¿Porqué sería necesario? “Hay que poder balancear la producción y el consumo, esto es un tema central del sistema eléctrico”, introdujo la especialista.
Una clave es el flujo de datos e información para poder trabajar. Cuando hablamos de escala residencial, comercial e industrial la incorporación de medidores inteligentes no sólo educa sobre los consumos, también abre un sinfín de oportunidades adicionales para el operador del mercado y el consumidor.
Entre los activos más comunes para lograr la flexibilidad se pueden mencionar a las baterías para almacenamiento, procesos industriales, vehículos eléctricos y artefactos de iluminación.
De allí, se enfatizó que el concepto de flexibilidad del sistema eléctrico en su aplicación permite en una forma u otra mayor incorporación de energías renovables.
¿Cómo entra en escena la energía solar fotovoltaica?
“En todas las escalas es relevante. Si bien en sí misma es un activo para generación y no para flexibilidad no quiere decir que no pueda ser utilizada en el sistema de flexibilidad:
1- si tienes excedentes, otro actor puede compensarlo, pagando una tarifa más baja y es un “ganar-ganar” para las dos partes
2-monetizar a través de activos de almacenamiento, principalmente baterías, una práctica muy común en Europa”.
“Un punto interesante es que países como Suecia al 2024 (otros al 2030 o más allá) planean tener cero emisiones. Esto se logrará incrementando su demanda de energías renovables”, consideró la especialista de Delta Energy.
Al respecto, Leonardo Velasco Ochoa, presidente de AMIF interrogó a la especialista sobre las barreras de entrada que habrían para ejecutar un mercado para la flexibilidad del lado de la demanda en México. “¿Cómo lo iniciamos?”, preguntó.
“Hay obstáculos técnicos que son claves, pero los ingenieros lo pueden resolver. La gente quiere ser parte y se requieren propuestas atractivas para el cliente”, y ejemplificó: “si tengo un activo, dime cómo puedo utilizarlo, cuál es su atractivo”, sintetizó la experta.
El viernes de la semana pasada, el ministro de Energía de Colombia, Diego Mesa, se reunió en Santiago de Chile con su par, Juan Carlos Jobet, para empezar a trabajar conjuntamente en el desarrollo del hidrógeno como energético limpio en América Latina.
Los funcionarios conversaron sobre las oportunidades que un fortalecimiento entre ambas naciones abre para la creación de un mercado competitivo de exportación de hidrógeno hacia otros continentes, donde los dos países se posicionen como productores a gran escala.
Cabe recordar que el 3 de noviembre pasado, el Ministerio de Energía de Chile publicó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, la cual, entre otros aspectos, busca aprovechar la oportunidad de producir y exportar hidrógeno verde y sus derivados, que incluyen amoniaco, metanol y combustibles sintéticos.
El plan surgió ante el aporte que éste combustible limpio podría tener en el contexto la actual crisis climática y por las favorables proyecciones de crecimiento de la demanda global de energía suministrada con hidrógeno en distintos sectores de la economía.
Su desarrollo considera tres objetivos: i) producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030; ii) estar entre los tres principales exportadores para 2040 y; iii) contar con 5 Gigawatt de capacidad de electrólisis en desarrollo para 2025. A través de tres etapas, se pretende acelerar el despliegue del hidrógeno verde en aplicaciones nacionales clave para 2025, entrar al mercado de exportación para 2030 y ser líder exportador global de hidrógeno verde a partir del costo de producción más barato del planeta (inferior a 1,5 USD/kg).
Además considera un Plan de Acción sobre cuatro ejes: 1) fomento al mercado doméstico y la exportación; 2) normativa, seguridad y pilotajes; 3) desarrollo social y territorial; 4) formación de capacidades e innovación. Para cada una de éstas se han detallado actividades.
Es en este marco que Colombia quiere integrarse al plan de Chile. Por su parte el país andino adjudicó un proyecto para la evaluación de escenarios de transición energética hacia la economía del Hidrógeno que está siendo llevado a cabo por la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar y la Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla“.
El emprendimiento está siendo llevado a cabo en coordinación con la empresa gasífera Drummond y Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares) para el desarrollo de este estudio.
En esa misma línea, Colombia ha emprendido ya acercamientos con importantes empresas, como Siemens Energy, que lidera la construcción de la primera planta a gran escala del mundo para la producción de combustible neutro en emisiones de CO2, en la que se provecha el potencial eólico de Chile y se produce hidrógeno como energético limpio.
“Los dos países cuentan con oportunidades de cooperación en materia de conocimiento adquirido en el desarrollo de dicha hoja de ruta para la incorporación de este energético, la creación de vínculos de información sobre las oportunidades de proyectos piloto y las oportunidades de mercado para los subproductos”, destacaron desde el área de prensa de Ministerio de Minas y Energía de Colombia.
Fue un verdadero honor y placer conversar con el Presidente @sebastianpinera sobre las oportunidades que tienen Chile y Colombia en materia de energías renovables no convencionales, hidrógeno verde, así como la automatización y el uso de robótica en la industria minera. pic.twitter.com/hdyHziAC9W
Un nuevo aniversario del Día del Petróleo —que se celebra el 13 de diciembre de cada año— cristalizó con nitidez las distintas realidades que viven la cuenca del Golfo San Jorge y la Neuquina, los dos mayores polos hidrocarburíferos del país. El CEO de YPF, Sergio Affronti, llegó el fin de semana a Comodoro Rivadavia para participar de una serie de encuentros oficiales y sectoriales con actores de la política, el sindicalismo y del empresariado local de servicios. Viajó acompañado por los directivos Santiago ‘Patucho’ Álvarez y Santiago Carreras, las dos principales espadas políticas de la petrolera controlada por el Estado.
Mientras en Neuquén el gremio de petroleros privados que conducen Guillermo Pereyra y Marcelo Rucci estableció el viernes un estado de asamblea permanente en los yacimientos —lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos—, Affronti visibilizó con su viaje al sur un acercamiento con líderes políticos del Golfo que se acentuó en las últimas semanas.
La agenda del Día del Petróleo se empezó a gestar en Buenos Aires. Affronti recibió primero al intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y días más tarde a Jorge ‘Loma’ Ávila y José Lludgar, titulares de petroleros de base y jerárquicos de Chubut, respectivamente. Luque fue quien le propuso al CEO de YPF que se traslade a la Patagonia como gesto para tender lazos con la cuenca.
Affronti, Arcioni, Ávila, Luque y Juan Martín Bulgheroni fueron los oradores del acto de ayer.
El Golfo exhibe, en ese sentido, una aceitada cohesión política que era impensada hace algún tiempo atrás. La amalgama entre el sector público y el poder territorial que expresan empresarios locales y líderes sindicales (no sólo del petróleo, también de la construcción y transporte) es más fluida que en Neuquén.
Primer encuentro
De la cena realizada el sábado por la noche en uno de los centros asistenciales construido por el sindicato de petroleros jerárquicos participaron, además de los directivos de YPF, Eugenio Quiroga, vicegobernador de Santa Cruz, Leonardo Álvarez, jefe de Gabinete de esa provincia; Luque; Fernando Cotillo, intendente de Caleta Olivia, y referentes de la cámara de proveedores de servicios del Golfo. Affronti se mostró distendido y aprovechó la oportunidad para tender y oxigenar lazos con funcionarios y actores territoriales. La sobremesa se extendió hasta bien pasada la medianoche.
El domingo al mediodía se celebró el acto oficial en el Museo del Petróleo de Comodoro. Estuvieron presentes la mayoría de los actores que habían estado presentes la noche anterior y se sumaron el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, y ejecutivos de Pan American Energy (PAE), el mayor inversor de la cuenca y la segunda petrolera del país, y Tecpetrol. Y también Ávila, que extrañamente no había participado de la cena en el establecimiento de Jerárquicos. El domingo por la mañana arribaron Juan Martín Bugheroni, vicepresidente de Operaciones Upstream de PAE; Horacio Martín, director de la petrolera de Techint; y a otros ejecutivos de esas empresas.
Año difícil
“Fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”, expresó Affronti ayer al mediodía. Y agregó: “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.
Con sus desarrollos en Vaca Muerta, la cuenca Neuquina es hoy la principal base de operaciones de YPF y donde mayores recursos invierte. Pero en el Golfo se encuentran varios de sus yacimientos históricos como Los Perales y Manantiales Behr.
“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia. Esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”, aseguró el CEO. “El año que viene vamos a invertir en la Cuenca 320 millones de dólares (130 millones en Chubut y 190 millones en Santa Cruz) para seguir recuperando el convencional que tiene futuro”, agregó.
“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la terciaria es una oportunidad. En octubre Manantiales Behr tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena. El área es, además, un ejemplo de la convivencia entre la generación de energía a través del petróleo y el aprovechamiento de los vientos patagónicos. Ahí está instalado el Parque Eólico más importante de YPF”, concluyó el directivo.
El gobernador del Chubut, Mariano Arcioni, presidió en Comodoro Rivadavia el acto central por el 113° aniversario del descubrimiento del petróleo. Destacó el rol que jugaron en medio de un “año difícil” referentes provinciales, nacionales, gremios, intendentes, operadoras y legisladores “para mantener las fuentes de trabajo” en la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Fueron momentos muy difíciles los que nos tocó atravesar este año, y la actividad petrolera supo una vez más poner el hombro y afrontar una crisis”, señaló Arcioni en la ceremonia que se desarrolló en el Museo del Petróleo de Km. 3, espacio que también celebró el 33° aniversario de su fundación.
El mandatario aseguró que “hemos atravesado una baja del petróleo del año 2019 al actual por debajo del 28%, y eso implicó para la provincia perder algo más de 6 mil millones de pesos de regalías”. Sostuvo que a principios de este 2020 “tuvimos el piso más bajo del valor del barril, ahí con el diálogo se logró revertir en gran parte la situación para que los trabajadores vuelvan a sus puestos laborales”.
En ese contexto adverso, Arcioni remarcó que en Chubut “seguimos manteniendo los 21.300 metros cúbicos diarios y más de 16 mil puestos de trabajo y 500 PyMEs, todos poniendo el hombro en los momentos más difíciles. Las exportaciones crecieron el 3% con respecto al año anterior. Hoy estamos alcanzando precios óptimos del precio del barril. A pesar de la crisis, todos pusieron el hombro”, remarcó.
Estuvieron presentes en el acto el CEO de YPF, Sergio Affronti; los intendentes de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque; de Rada Tilly, Luis Juncos; de Sarmiento, Sebastián Balochi; y de Caleta Olivia, Fernando Cotillo; los secretarios generales del Sindicato Petrolero Jerárquicos , José Llugdar; del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y de Camioneros, Jorge Taboada; el rector de la UNPSJB, Carlos de Marziani; y el presidente del Centro de jubilados de YPF, Miguel Scaruli.
También participaron el vicepresidente de Planificación y Estrategia de Operaciones Usptream -Áreas Norte de Pan American Energy-, Juan Martín Bulgheroni; el director general Corporativo de Exploración y Producción de Tecpetrol, Horacio Marin; los ministros de Hidrocarburos, Martín Cerdá y de Agricultura, Ganadería, Comercio e Industria, Leandro Cavaco; el diputado provincial Juan Pais; el vicegobernador de Santa Cruz, Eugenio Quiroga.
El CEO de YPF, Sergio Affronti, anunció que “el año que viene vamos a invertir en la Cuenca (Golfo San Jorge-Chubut y Santa Cruz-) 320 millones de dólares para seguir recuperando el convencional, que tiene futuro”.
El directivo participó de un acto en Comodoro Rivadavia para conmemorar el Día del Petróleo, oportunidad en la cual señaló que “113 años del descubrimiento del petróleo, un verdadero hito, no hay muchos países que tengan una historia centenaria”. “Estoy muy contento de estar en Comodoro, un lugar en el que viví hace años. Aquí aprendí mucho, me siento un poco comodorense”.
Del total de inversión prevista por la energética de mayoría accionaria estatal, 130 millones serán en Chubut y 190 millones de dólares en Santa Cruz.
Affronti remarcó que “fue un año difícil, pero es una oportunidad para que nos reinventemos, juntos podremos mirar un mañana mejor, entre todos podemos crear algo mejor que lo que tenemos”.
“En Chubut YPF recuperó la producción que tenía antes de la pandemia”, afirmó y agregó que “esto es un ejemplo de que se puede salir de una situación compleja con esfuerzo. Tenemos mucho por hacer”.
“Queremos que YPF vuelva a traccionar a la industria, acá y en otras provincias, tenemos que reinventarnos, la (recuperación) terciaria (en yacimientos maduros de esta cuenca) es una oportunidad, indicó Affronti, y refirió que “en octubre Manantiales Behr (un yacimiento de hidrocarburos en el cual YPF también desarrolló un parque eólico) tuvo un récord de producción, en plena pandemia, el esfuerzo vale la pena”.
Desde el punto de vista volumétrico, se puede considerar que los resultados de la licitación del Plan Gas han sido exitosos, ya que se logró que los productores se comprometan a inyectar casi el total de los 70 MMm3 diarios, que tendrán como destino la demanda de las distribuidoras y las centrales térmicas.
El total de las ofertas sumaron un volumen base de 64 MMm3 más 4 MMm3 a inyectar en el pico de demanda invernal.
Los productores que han adherido al Plan han sido los más grandes, entre los cuales aparecen YPF, TOTAL/PAE/WINTERSHALL, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa. Estos productores reúnen casi 65 MMm3/día del volumen ofertado.
También han adherido productores más pequeños, con volúmenes chicos.
En lo referente a precios ofertados, se puede ver que el volumen de NQN muestra un precio promedio de 3,57 USD/MMBTU, para los 4 años de vigencia del Plan.
Este precio se acerca demasiado al precio máximo establecido de 3,70 USD/MMBTU. Este valor promedio ha sido superior al esperado, ya que se especulaba con que los productores oferten precios inferiores, sobre todo los primeros años.
La cuenca austral ha sido otra de las sorpresas, debido a que el gas ofertado de 18 MMm3 diarios se valoriza a un precio promedio de 3,43 USD/MMBTU.
Si bien la cuenca sur ha declinado en los últimos años, creemos que este precio promedio se acerca al ofertado en NQN, lo cual no parece ser muy razonable, ya que desbalancea las cuencas debido a que los costos en citygate de ambas cuencas son muy dispares.
Esto creemos que impactará en las obligaciones TOP y en el despacho de los volúmenes para las distribuidoras, además de depender como siempre de las capacidades de transporte disponibles para llevar tales volúmenes hasta citygate, requiriéndose tales volúmenes en menor proporción que los de NQN.
En la cuenca NOA no se han ofertado volúmenes, como era de esperar.
Analizando como impactará esta licitación en el segmento no regulado, podemos realizar el siguiente análisis:
Los productores que adhieren a este Plan no pueden comprometer mas del 70% de su producción actual, lo que implica que le quedaría como mínimo un 30% para vender en el sector industrial. Analizando los resultados se puede ver que los productores grandes no han llegado a ofertar el 70% de su producción, quedando en un rango promedio de 55% a 65%.
La pregunta es: cuál será la estrategia de un productor importante que por ejemplo ha comprometido el 60% de su producción en el Plan Gas y le tendrá un 40% de su producción disponible para vender al sector industrial? Y por otra parte, cuál será la estrategia de venta al sector no regulado de los productores que no han adherido al Plan Gas?
Los siguientes ítems pueden guiarnos hacia una respuesta:
A nivel de producción anual promedio, se puede decir que el total del volumen no comprometido en el Plan Gas es suficiente para abastecer la demanda industrial, mas allá de algún faltante en los momentos mas álgidos del invierno;
Un productor que comprometió parte de su producción en el Plan Gas a un precio promedio de por ejemplo 3,50 USD/MMBTU, recibirá de la distribuidora la tarifa regulada por el ENARGAS, mas el subsidio del Estado por la diferencia (y un mecanismo similar por el gas entregado a CAMMESA). Estas condiciones son muy distintas a las ventas a las industrias, donde se paga en tiempo y forma. En el Plan Gas, las condiciones de cobro dependerán de situaciones que están fuera del alcance de este análisis;
La demanda industria, si bien representa un volumen no muy importante (mas en estos tiempos), es un sector donde hay una fuerte competencia en lo referente a precios, y no va a cambiar;
En el 2019/2020 las industrias cerraron contratos en NQN de 2,00–2,30 USD/MMBTU, con un tipo de cambio mucho menor al actual. Resulta difícil creer que las industrias sufrirán aumentos de gas del 40% en precio, mas el incremento que puede resultar de una virtual devaluación.
En base a los puntos mencionados anteriormente, creemos que el precio que una industria acordará por su suministro en el período 2020/2021 estará en un rango de 2,60-3,20 USD/MMBTU.
Tal como se estableció en el Plan, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.
Esto significa que el precio promedio ofertado en cuenca NQN estaría dado por 4,46 USD/MMBTU en invierno y 2,93 en verano.
Los volúmenes adicionales para períodos pico en el invierno tendrían un valor de 4,65 USD/MMBTU.
Creemos, en base a este análisis de precios, que una industria que acuerde un precio promedio en NQN por ejemplo de 2,90 USD/MMBTU, le convendrá empuntar su precio en el período invernal por encima de los precios establecidos en el Plan Gas (4,46 USD/MMBTU), evitando cualquier inconveniente de redireccionamiento de su gas a centrales eléctricas, reduciendo su precio en el período estival.
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El economista Iván Carrino analiza para EconoJournal las distintas posiciones que existen sobre este tema, señala ganadores y perdedores dentro de la industria y pone el foco en las consecuencias que trae para el consumidor.
Las petroleras cuestionan la prórroga y la atribuyen, en el caso del biodiésel, al lobby de los sojeros y, en lo que refiere al bioetanol, al poder de presión de los gobernadores de provincias donde los productores de azúcar y maíz tienen una gran relevancia regional. La queja es porque los productores de biocombustibles obtienen su rentabilidad a costa del precio regulado por el Estado que las refinadoras están obligadas a pagar.
Los productores de biocombustibles señalan, en cambio, que sin la política los biocombustibles desaparecen porque no tienen la fuerza que ha logrado el complejo de petróleo a lo largo de 160 años. Sostienen que no hay forma en el corto y mediano plazo de introducir biocombustible y otras energías renovables sin la mano del Estado. De lo contrario, se seguiría consumiendo el cien por ciento de combustibles minerales con los efectos colaterales que los mismos tienen.
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Se firmó un convenio de colaboración entre Trenes Argentinos Operaciones (TAO) e Integración Sociedad Energética Argentina S.A. (IEASA), para la evaluación de posibles esquemas de cumplimiento y contribución al régimen de fomento nacional. El ministro de transporte, Mario Meoni, participó, junto con el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, de la firma de un convenio de colaboración entre Trenes Argentinos Operaciones (TAO) e Integración Sociedad Energética Argentina S.A. (IEASA), para la evaluación de posibles esquemas de cumplimiento y contribución al régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía. Con el objetivo de estimular las […]
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Europa promueve medidas para poner fin a la circulación de autos a combustión interna y empresas como Honda ya anunciaron que no fabricarán más rodados a diésel y nafta a partir del 2022 en ese continente. Empresarios especulan con que en Argentina ese proceso tardará un poco más, aunque advierten que la tendencia es inexorable. Europa promueve medidas para poner fin a la circulación de autos a combustión interna y empresas como Honda ya anunciaron que no fabricarán más rodados a diésel y nafta a partir del 2022 en ese continente. Empresarios especulan con que en Argentina ese proceso tardará […]
Estamos para apoyar. Ya pasamos lo peor de la crisis y también esperamos acompañar en la recuperación”. Paolo Rocca, presidente y CEO del Grupo Techint, irradió optimismo sobre el rebote de la actividad tras el piso de la pandemia. En una charla junto al ministro de Economía, Martín Guzmán, en el cierre del encuentro Propymes que organiza anualmente la multinacional, elogió el Plan Gas, la iniciativa oficial que otorga subsidios a las empresas para la producción en Vaca Muerta, y pidió una baja de los impuestos. El nivel de gasto público, la política tributaria, los estímulos a la inversión y el tipo de cambio fueron algunos ejes de un diálogo cordial, en el […]
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El presidente ejecutivo de Tesla, Elon Musk, afirmó que el consumo de electricidad se duplicará si las flotas de automóviles del mundo están electrificadas, lo que aumenta la necesidad de expandir las fuentes de generación de energía nuclear, solar, geotérmica y eólica, informa Reuters. Aumentar la disponibilidad de energía sostenible es un desafío importante a medida que los automóviles pasan de los motores de combustión a los eléctricos a batería, un cambio que llevará dos décadas, sostuvo Musk. “Se necesitarán otros 20 años para que los autos sean completamente eléctricos. Es como con los teléfonos, no se pueden reemplazar todos a […]
San Pedro Pochutla (México), 10 dic (EFE).- La empresa energética Iberdrola arrancó este jueves el proyecto Luces de Esperanza en Oaxaca, estado del sur mexicano a donde llevará electricidad a 6.000 personas de comunidades rurales sin acceso al servicio. Con una inversión de 30 millones de pesos (cerca de 1,5 millones de dólares) dentro de los próximos cinco años, Iberdrola México llevará al sur del país el programa que inició el año pasado en la Huasteca Potosina, zona del centro-oriente. “Estamos comprometidos con México, por eso quisimos expandir el proyecto al sur-sureste, en concreto a Oaxaca, y confiamos en que […]
A un año de constituirse como Gobierno y tomar las riendas de la administración nacional, la coalición encabezada por Alberto Fernández traza las bases de lo que será su política energética. El Gobierno nacional busca desarrollar al sector gasífero, clave en la oferta energética del país en donde el gas natural representa más de la mitad de la matriz energética. En la Argentina, los principales combustibles fósiles (gas y petróleo) explican poco más del 80% de la matriz, según datos de la Secretaría de Energía. Por tanto, con el Plan de Promoción de la Producción de Gas, desde el oficialismo pretenden […]
Esta semana, la Agencia de Energía del Estado de Puebla celebró el Foro Energético Poblano 2020. Además de paneles de alto nivel sobre temas relativos al sector energético y movilidad sostenible, se anunció la conformación del Clúster Energético Poblano, una de las primeras entidades donde confluyen más de 10 empresas y asociaciones vinculadas al gas y las energías renovables.
Para generar sinergias en la industria y promover el desarrollo económico, ambiental y social, se aliaron: Engie, Neowatts, Valero, Gasoducto de Morelos, Grupo CAS, Impulsora Latinoamericana de Energía Renovable (ILER), Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado, Asociación de Distribuidores de Gas L.P., CANACINTRA, Clúster de la Industria Solar Centro Sur, Consejo Coordinador Empresarial, y el Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos (IMIQ).
En representación de Engie, Ana Laura Ludlow, vicepresidente Comercial de Engie México, consideró como crucial este espacio:
“Entre los beneficios y ventajas que me gustaría compartir, destaco poder mejorar la estrategia de negocios y aprovechar el clima de inversión en la región. Sin lugar a dudas, nos permitirá encontrar soluciones a problemáticas comunes y desarrollar proyectos entre actores públicos y privados”.
Yehosua Totolhua Cotzomi, presidente del Clúster Industrial Solar Centro Sur A.C. (INSOL) se refirió también a tres objetivos preliminares que perseguirían: «pensamos que el Clúster debe ser un organismo no gubernamental de coordinación, colaboración y comunicación en materia energética, que agrupe al sector privado, sector público, académica y social”.
Como segunda meta señaló la intención de “generar sinergias entre los interesados en la industria promoviendo el desarrollo económico y social del estado”.
Y, finalmente, “colaborar en instrumentar estrategias y políticas para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla”.
Para lograrlos, se conformarían 8 mesas de trabajo: ambiental, académica, licencia social y derecho de día, relaciones gubernamentales, generación eléctrica, gas LP, gas natural y petrolíferos.
Por su parte, Victor Trejo, director general de NeoWatts agregó la intención de ser un Clúster diverso y eficiente. Por eso, estarían proponiendo estructurar el Clúster en una Asamblea General y un Consejo Directivo para poder integrar la diversidad de intereses.
Chile está a punto de inaugurar el proyecto Cerro Dominador, complejo solar que estará conformado por una planta fotovoltaica de 100 MW y por la primera planta de concentración solar de potencia de Latinoamérica, que tendrá 110 MW de capacidad y 17,5 horas de almacenamiento termosolar.
Desde ese hito, Chile promete multiplicar por 100 la capacidad de esta tecnología en los próximos 30 años, llegando al 2050 con 10.000 MW.
“La concentración solar de potencia (CSP), que nos permite generar electricidad a partir del sol durante el día y la noche, podría representar hasta un 20% de nuestra matriz eléctrica”, anticipó el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, durante el Webinar Perfiles Competencias Laborales CSP.
Del evento, organizado por Chilevalora y apoyado por el Ministerio de Energía, Corfo y la Asociación de Concentración Solar de Potencia, también participó Alex Santander, coordinador de la Unidad Prospectiva de la División de Prospectiva del Ministerio de Energía.
El funcionario señaló que Chile tiene unos recursos excepcionales en materia de renovables, pudiendo generar energía limpia por 70 veces toda la capacidad actual: más de 1.800 GW. Hoy el país cuenta con una oferta de potencia de 25 GW. Y sostuvo que “la energía solar de potencia tiene un potencial que excede en 20 veces la capacidad instalada actual de centrales generadoras”.
Un gráfico que mostró Santander, fruto de los ejercicios de los Escenarios Energéticos al 2050, indica que desde el año 2038 la concentración solar de potencia crecerá de manera estrepitosa, posicionándose en niveles similares a la generación con energía fotovoltaica y apenas por debajo de la energía eólica.
Fuente: Ministerio de Energía
No obstante a ello, el ministro de Energía indicó: “queremos potenciar el desarrollo de esta tecnología con más fuerza en nuestro país”. Es decir, que las proyecciones de 10 GW al 2050 podrían adelantarse o aumentarse.
En esa línea, Santander reconoció que la solar de potencia “jugará un rol fundamental” de cara al objetivo de Chile de llegar a una matriz sin emisiones de CO2 hacia los próximos 30 años. El motivo es que se trata de una fuente de energía “de base”, capaz de generar en cualquier momento del día –a diferencia de la eólica y la fotovoltaica que dependen de la presencia del recurso, sea eólico o solar-.
El coordinador División de Prospectiva del Ministerio de Energía destacó cinco claves en las oportunidades de desarrollo de la solar de potencia.
Por un lado, la recuperación económica, que va a fomentar mayor demanda eléctrica. Por otro lado, la meta de Carbono Neutralidad al 2050, donde esta tecnología tendrá una participación protagónica.
Otro punto será el retiro de centrales a carbón al año 2040, donde la termosolar se ofrece como fuente de energía de base. Una disminución en el CAPEX también jugará un rol importante, ya que puede anticipar la irrupción de esta tecnología por su caída en los costos.
Finalmente, Santander hizo hincapié sobre el incremento de los combustibles fósiles, que comparativamente podrían darle mayor competitividad a la solar de potencia.
Planificación
En virtud de la incorporación de esta fuente solar con capacidad de operar como central de base, el coordinador División de Prospectiva del Ministerio de Energía explicó cómo se integrará al 2050, en relación a cómo funciona el sistema eléctrico actual.
“Vemos que al año 2020 tenemos una curva bien plana, donde la mayoría de las tecnologías son planas en su participación; pero al 2050 vemos que la participación fotovoltaica –amarillo- toma el día, lo naranja –concentración solar de potencia- modula y gestiona la energía para poder proveer la curva de consumo y el resto de las centrales, hidráulicas, eólicas y gas natural, también hacen su parte en esta lógica de operar más flexibles”, destacó.
Son diversos los síntomas y tendencias que nos permiten decir que la transición energética ha cobrado ímpetu y ya posee una dinámica propia. Es posible corroborar esta dinámica cuando se observa el ritmo de las inversiones en el sector renovable, la fortaleza de las industrias de energía limpia, sus precios competitivos en generación de energía y la permanente innovación y baja de costos en equipamientos.
En la última década los paneles fotovoltaicos cayeron más de un 85% en sus costos, una caída similar ha ocurrido con las modernas baterías de acumulación de energía y los aerogeneradores redujeron casi en un 50% sus costos de inversión. Los valores de la energía renovable logran cada año nuevos récords en las subastas en distintos puntos del planeta. Hasta aquí, las buenas noticias. La mala es que esta dinámica no es lo suficientemente veloz como para dar una respuesta en tiempo y forma al desafío climático.
Durante la próxima década deberíamos estar reduciendo anualmente un 3% el consumo de combustibles fósiles si queremos acercarnos a la trayectoria de emisiones que permitirían limitar el calentamiento global en 2°C. Aspirar a limitar la suba de la temperatura a 1,5°C, tal como lo recomienda el Acuerdo de París, significaría recortes mucho mayores, alrededor del 7%. Estamos muy lejos de esos objetivos.
¿Cómo se acelera la transición energética? Hoy el modo más rápido y económico de acelerar el ingreso de las renovables en los mercados energéticos es quitando barreras regulatorias y económicas. El rol de los gobiernos es hoy, principalmente, despejar la cancha para que las renovables puedan jugar con libertad y desplegar su potencial. Las barreras económicas se pueden visualizar fácilmente cuando se cuantifican los cuantiosos subsidios que reciben los combustibles fósiles. En nuestro país esto ocurre por diversas vías y modalidades ya históricas y no se dejan de crear nuevos mecanismos, por ejemplo, recientemente se aprobó un nuevo impuesto a las grandes fortunas del cual el 25% de lo recaudado está destinado a subsidiar a la industria del gas.
El desafío de la transición energética es un desafío, fundamentalmente, hacia la dirigencia política. La otra dimensión de este desafío, además de la económica, es eliminar barreras regulatorias. Aquí tenemos el elocuente ejemplo que pudimos ver con el programa de licitaciones Renovar. Allí la ingeniería institucional fue determinante para que las inversiones se realizarán. Las barreras regulatorias incluyen la previsibilidad y credibilidad en las reglas de juego. La improvisación y el permanente cambio de reglas es una fenomenal barrera regulatoria. Tomemos como ejemplo la reciente tasa municipal aprobada en Puerto Madryn para incrementar los impuestos que debe pagar la energía eólica. Las constantes amenazas de cobrar un “impuesto al viento” o tributos por el estilo son barreras que la política le pone a la transición energética.
Otro ejemplo muy nítido de las barreras regulatorias es las dificultades que tenemos en Argentina para facilitar el despliegue de la generación distribuida. Este segmento de desarrollo de las renovables se traduce en inversiones que realizan íntegramente los usuarios, que contribuyen positivamente al desempeño de las redes de distribución y para el sistema eléctrico en su conjunto, tanto desde el punto de vista eléctrico como ambiental. La generación distribuida es un gran ejemplo de lo que puede ocurrir si la política deja de entorpecer.
Son varias las provincias en que esta modalidad de generación se encuentra bloqueada y se expresan reparos para adoptar el esquema simplificado que propone la ley nacional de generación distribuida. Esta barrera regulatoria se expresa a través de explicaciones confusas y prometiendo hipotéticas herramientas superadoras.
Un buen ejemplo de eliminación de barreras en este sector lo podemos ver en la provincia de Córdoba donde una simple adhesión a la Ley Nacional le otorga a los usuarios y distribuidoras de un mecanismo ágil, transparente y justo. Es hoy la provincia más dinámica en cuanto a generación distribuida.
En síntesis, la transición energética debe acelerarse exponencialmente y son muchas las tareas que le caben a los gobiernos para que eso ocurra. La más sencilla y económica es adecuar los esquemas regulatorios de manera tal que faciliten el despliegue de las renovables. En líneas generales, se trata de adoptar mecanismos que despejen el camino y que tiendan a equilibrar el campo de juego. Las renovables no nos piden demasiado.
Berkes es una empresa latinoamericana, que fue fundada en Uruguay y hoy opera en distintos países de la región. Su expertice es el desarrollo de proyectos de biomasa.
En estos momentos la empresa está avanzando en una planta que se está emplazando en el municipio de Puerto Carreño, capital del departamento de Vichada, que generará energía a partir de la madera.
En una entrevista para Energía Estratégica, Gonzalo Vivas, Director de Desarrollos de Negocios de Berkes, cuenta particularidades del proyecto y sus perspectivas a futuro en este nicho.
¿Cómo se viene desarrollando el proyecto de biomasa que están construyendo en Colombia y cuándo podría entrar en funcionamiento?
El proyecto viene desarrollándose a muy buen ritmo, habiendo superado las dificultades logísticas de la zona, las cuales se vieron muy agravadas por la pandemia que ha afectado al mundo.
Estamos en proceso de cierre de los diversos paquetes de construcción y con trabajos de terminaciones en varios sectores, preparando todo para el inicio de la fase de comisionado y puesta en marcha.
Estamos previendo las primeras pruebas de conexión a la red en el entorno a mayo de 2021 si todo sigue en la misma línea que hasta ahora.
¿Qué características tiene el proyecto?
Se trata de un proyecto muy interesante, para generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal, con una capacidad de aproximadamente 4.5 MW y que permitirá brindar independencia energética a toda la zona.
Es una apuesta muy importante de nuestro cliente, que ha tomado la iniciativa de construir en la zona, y que tendrá sin duda un impacto muy valioso para la comunidad.
¿La energía será vendida a un gran consumidor o el proyecto es construido para uno de ellos?
La energía será comercializada mediante un acuerdo de PPA a la utility eléctrica de la zona, quien gestionará el despacho de carga y la distribución a los consumidores.
¿Tienen algunos proyectos más de biomasa en estado de maduración en ese país?
Estamos trabajando en varios proyectos que están en proceso de maduración y que creemos que se irán consolidando a partir de 2021.
Es importante remarcar que la bajada en la actividad económica mundial debido a la epidemia de COVID-19, también ha tenido un impacto en el desarrollo de futuros proyectos, por lo que es normal que algunas iniciativas se hayan detenido momentáneamente. Pero vemos que lentamente el sector comienza a moverse nuevamente.
Además de biomasa, ¿sobre qué otros proyectos de energías renovables se están enfocando?
Berkes es una empresa con más de 80 años de experiencia en la ingeniería y construcción de proyectos de gran porte, vinculados al sector industrial, energético y de infraestructura.
A nivel de energía, estamos enfocados a proyectos de generación eléctrica a partir de diversos tipos de biomasas o de desperdicios orgánicos de procesos industriales, así como al diseño y construcción de generadores de vapor de diversos tamaños. Asimismo, diseñamos y construimos generadores de gases calientes y de aceite térmico asociados a diversos procesos industriales.
Esta semana se llevó a cabo el evento virtual “La necesidad de la transición energética para un Perú Sostenible”; en el cual, participaron tres filiales de grandes empresas francesas posicionadas en el rubro eléctrico y energético renovable: ENGIE, EDF y Schneider Electric.
Particularmente, formaron parte de este evento las máximas autoridades en Perú de aquellas empresas líderes del sector: Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú; Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú; y Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú.
Entre las metas de estas empresas, los referentes empresarios destacaron: contribuir en asegurar el acceso a más electricidad limpia de un modo seguro, inteligente y con foco en la sostenibilidad.
De allí, el concepto de transición energética y mayor incorporación de energías renovables no convencionales se vuelven cruciales.
“La transición energética es uno de los grandes desafíos del siglo”, consideró Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú.
De acuerdo con lo que expuso el referente empresario de EDF, la transición energética “no es una opción, es una obligación” si queremos: dar acceso a la energía, promover el desarrollo y, a la vez, lograr los objetivos del Acuerdo de París para reducción de emisiones de carbono.
A partir de aquella lectura, la electricidad generada con energías renovables como eólica, solar e hidro debería jugar un papel muy importante porque permite acelerar la descarbonización.
“Perú tiene muchos recursos propios bajos en carbono en sus manos. Hay una gran oportunidad de construir nuevos desarrollos basados en energías limpias”, auguró Benoit Desaint.
Con una presencia activa generando, comercializando y/o distribuyendo energía en más de 70 países, Engie también apoyaría la transición hacia una economía neutra en carbono en cada mercado en el que se encuentre.
“Se espera que con la recuperación de la demanda, la nueva energía sea renovable, pero hoy por hoy sólo representa el 11% de contribución al consumo a nivel mundial y el Perú no es ajeno”, declaró Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú.
Y agregó: “el mix energético en Perú ya tiene un componente muy grande con hidroeléctricas y gas. Lo que la lleva a tener una matriz más limpia que otros países del mundo. Otras tecnologías renovables cada vez más son competitivas y con el tiempo no requerirán más tratamientos especiales ni subsidios del gobierno”.
En atención a aquello, Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú, se refirió a tres grandes tendencias globales que deben atenderse: aumento de la urbanización, digitalización y la industrialización. Todas estas tendrían puntos de oportunidad para las energías renovables.
“Esto lo tenemos que hacer lo antes posible”, declaró Jaramillo en referencia a la transición energética.
Para acceder a las declaraciones completas de estos empresarios, es posible consultar el video del evento en el siguiente enlace:
El viernes 4 de diciembre se llevó a cabo un encuentro virtual entre las autoridades de la Comisión de Integración Energética Regional. Por parte de CACIER participaron Gualterio Telefanko, gerente general; Marcelo Cassin, vicepresidente; y Claudio Bulacio, secretario ejecutivo.
Durante la jornada se aprobó el presupuesto para el próximo período, se determinaron metas a corto y largo plazo y se repasaron los resultados de la edición N° 55 de la Reunión de Altos Ejecutivos de la CIER.
Además, los presentes designaron a Jaime Astudillo Ramírez de Ecuador como vicepresidente de Promoción de la Integración y Relaciones Institucionales y a Víctor Solis Rodríguez de Costa Rica como vicepresidente de Gestión del Conocimiento.
De esta manera, la organización se complementa con el presidente Maximiliano Orfali; el vicepresidente de Gestión del Portafolio y Segmentos de Mercado, Carlos Caro; y el vicepresidente de Desarrollo Institucional y Sostenibilidad Financiera, Luis Villordo.
Por último, se realizó una mención especial a la labor de Carlos Pombo, quien después de más de 30 años de trabajo se despidió de la institución con grandes logros realizados.
En el Perú, la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema del Perú anuló en diciembre de 2019 un Decreto Supremo que permitía a los generadores a gas natural declarar un ´costo variable´ arbitrario, válido por un año, como forma de despachar volúmenes contratados sujetos a una cláusula de ´Take or Pay´ (TOP, ´Retirar o Pagar´).
La medida fue resultado de una demanda de Acción Popular iniciada por la distribuidora eléctrica Luz del Sur. El tribunal consideró que el Decreto Supremo violaba los principios de interdicción de la arbitrariedad, de la igualdad de trato, y de la eficiencia en cuanto a la generación de electricidad al mínimo costo. En suma, no puede existir regulación sectorial que esté en contradicción con principios legales generales.
El Ministerio de Minas y Energía (¨Minem¨) presentó un recurso de amparo frente a ese fallo. Un año después, en diciembre de 2020 el Segundo Juzgado Constitucional de Lima consideró que este recurso es improcedente al no haberse violado ningún aspecto el derecho al debido proceso.
En consecuencia, el Minem finalmente promovió una Resolución Ministerial que incluye un modelo de nuevo Decreto Supremo que considera la elaboración y aprobación de nuevos procedimientos relacionados a precio y calidad del gas natural utilizado para la generación eléctrica dejando sin efecto la regla que permitía un despacho forzado de gas sujeto a cláusula de TOP que no respetaba el orden de mérito.
En Chile, después de varias presentaciones de afectados a distintos órganos, incluyendo el Tribunal de la Libre Competencia y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, la Comisión Nacional de Energía se ha abierto a iniciar la revisión de la Norma Técnica de Gas Natural Licuado (NT GNL) Regasificado, buscando que las declaraciones de inflexibilidad para consumir forzadamente gas en termoeléctricas, reducir el inventario de GNL en los tanques en terminales y permitir la descarga del siguiente buque sean excepcionales.
Haciendo el paralelo con lo que ocurre en el Perú, esta norma permite algo similar a declarar un costo variable no auditado, ya que mediante la declaración de inflexibilidad, los generadores pueden remplazar el costo variable real por un valor 0.
En Perú, los generadores a gas habían declarado precios cada vez más bajos para colocar el gas; y en Chile los generadores han continuado declarando el despacho inflexible de cantidades muy significativas. Cualquiera de los dos procederes, rompe las reglas de competencia y transparencia que son fundamentales para establecer señales de mercado correctas.
La declaración de un costo variable arbitrario o de un despacho forzado modifican el orden de mérito definido por los costos variables (CV) y reducen el costo marginal (CMG) de equilibrio. Ambas declaraciones permiten transferir compromisos contractuales bilaterales de vendedores y compradores de gas natural, y naturalmente sus riesgos y oportunidades, a los vendedores y compradores del mercado eléctrico mayorista.
Riesgos y oportunidades contractuales bilaterales, terminan siendo convertidos a través de una norma regulatoria en riesgos sistémicos impuestos a los generadores participantes en los mercados eléctricos mayoristas y, en algunos casos a clientes finales y distribuidoras.
En Chile y Perú, los generadores deficitarios pueden beneficiarse comprando energía a un menor precio y los generadores excedentarios pueden ser afectados vendiendo a un menor precio.
Asimismo, en circunstancias en donde el mercado eléctrico busca incentivar la flexibilidad para que la generación sin emisiones tenga el mayor espacio posible, el despacho con gas inflexible a CV =0 aumenta la probabilidad de un vertimiento renovable.
Exactamente, lo contrario a lo económica y ambientalmente deseable y perseguido: los generadores renovables e hidroeléctricos que tienen energía no contratada se ven expuestos a un menor precio de venta y a una pérdida de inyección.
Los distribuidores –en Perú- también se ven afectados por una migración de clientes al régimen libre, atraídos por contratos a menores precios posibilitados por los menores precios spot. Y los usuarios finales regulados deben asumir una mayor fracción de los ingresos garantizados a las generadoras RER (Recursos Energéticos Renovables) ante los bajos valores de costos marginales.
La situación se torna crítica cuando se observa un precio spot 0 en todo el sistema eléctrico durante períodos de baja demanda en horario solar, situación a la que puede contribuir el despacho de gas inflexible.
Los órganos o tribunales de libre competencia están activamente involucrados en la consideración de las distorsiones causadas por contratos y despachos inflexibles. En Perú, el Indecopi (órgano de competencia y propiedad intelectual) resolvió admitir a trámite en diciembre 2019 la denuncia que presentó Luz del Sur por presunta comisión de actos de competencia desleal por parte de ciertos generadores.
En Chile, la Corte Suprema está considerando un recurso de reclamación iniciado por generadores en contra del Tribunal de la Libre Competencia asociado a una presentación donde se solicitaba la eliminación de la declaración de inflexibilidad.
Para evitar posibles inconsistencias de la NT GNL con instrumentos de mayor rango como la Ley de Promoción y Defensa de la Libre Competencia (DL No.211), es recomendable que la CNE aplique los lineamientos enunciados en la guía de la FNE dirigida a las actuaciones del sector público.
En ambos países, los reguladores sectoriales y los órganos sectoriales cuentan hoy con amplios antecedentes sobre las distorsiones causada por la inflexibilidad contractual y de despacho de gas sobre los mercados eléctricos y sus agentes. Resolver de manera efectiva, permanente, y sin recurso a la dilación, este tipo de situaciones es una demostración de fortaleza y capacidad institucional.
El tiempo que se requiere para resolver y la calidad de las soluciones, muestran en la práctica que es necesario tener una visión crítica, pero constructiva, de las capacidades actuales en el Coordinador y otras entidades tuteladas por el Ministerio de Energía.
“Ya hemos cocinado demasiadas habas con gas inflexible”. Y es tiempo de adecuar las regulaciones para evitar que se sigan transfiriendo riesgos contractuales bilaterales de la cadena del natural al sistema eléctrico y que se sigan usando como fuente de ventaja competitiva.
Sólo así se podrá crear una adecuada complementación de las energías renovables con el gas natural en beneficio de los consumidores en Chile y en Perú durante la transición energética.
Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
El presidente del Grupo Techint, Paolo Rocca, anunció que Tecpetrol invertirá cerca de U$ 1.500 millones durante los próximos cuatro años para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en el marco del Plan Gas.
Al respecto afirmó que en 2021 la compañía invertirá U$ 350 millones, “esto va en buena medida a equipamiento petrolero y beneficiará a las PyMEs de todo el país”, sostuvo el empresario al participar junto al ministro de Economía de la Nación, Martin Guzman, del cierre de la Jornada Pro Pymes que anualmente desarrolla Techint.
Tecpetrol opera en Vaca Muerta el yacimiento Fortin de Piedra, que alcanzó altos niveles de producción de gas en los últimos años, en el marco de la resolución 46/2017 de incentivo a las inversiones en reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina.
Su alcance fue revisado en el arranque de 2019 para limitar el beneficio del precio subsidiado (desde U$ 7,50 el MBTU) sólo al volumen original planteado por las ocho empresas alcanzadas por dicho programa, que vence a finales de 2021 y que disponía un precio al final de U$ 6 por MBTU.
Ese esquema resulta remplazado ahora por el Plan Gas Ar, de alcance a la producción de gas natural convencional y no convencional, con un esquema de precios sensiblemente menor al de la resolución 46.
Por estos días la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía) evalúa 16 ofertas de otras tantas empresas (Tecpetrol incluída) para la provisión de un bloque de 70 millones de M3/día de gas natural local mediante contratos con CAMMESA, para uso en la generación de electricidad, previendo volumenes adicionales de hasta 100 millones de M3/día en el invierno.
Rocca declaró en este sentido que “mi aspiración es que el Plan Gas sea el puntapié inicial para imaginar un desarrollo mucho más ambicioso de Vaca Muerta, que promueva la exportación a escala, dé mayor competitividad al sector industrial, y agregar valor a la materia prima con la producción de fertilizantes”. El empresario agradeció al ministro Guzmán por su presencia y exposición, y a las más de 900 PyMEs que se sumaron virtualmente al evento a lo largo de toda la jornada.
“Necesitamos un contexto que transmita confianza a las empresas. La confianza se construye con previsibilidad, estabilidad institucional y macroeconómica”. Y agregó que, en esta dimensión, la preocupación es el equilibro de las cuentas públicas con el reordenamiento del gasto público y una estructura impositiva que incentive la producción”, señaló.
Por su parte. en su exposición Guzmán hizo una síntesis del primer año de Gobierno, signado por la pandemia, y afirmó que estabilizar la macroeconomía es una tarea colectiva y que el gobierno está trabajando en un plan para simplificar la estructura tributaria, dando mayor armonía a nivel nacional, provincial y municipal y que garantice la sostenibilidad fiscal e impulse la producción, la formalización y que sea más simple.
Asimismo, el ministro afirmó que el Gobierno buscará consensuar “un programa plurianual que sea parte de un acuerdo amplio que apunte a resolver los problemas estructurales de la Argentina que llevan a recurrentes crisis cambiarias. Buscaremos que la política fiscal converja a unas cuentas en orden con una velocidad que ayude a la economía a recuperarse, acumulando reservas internacionales para dar mayor robustez”.
En la clausura de este seminario Rocca afirmó que el 2020 “ha sido un año muy duro”, pero consideró que “pasó lo peor” y se está “saliendo de la crisis”. “Las encuestas a los participantes de ProPymes nos muestran una visión positiva, con expectativas de aumento de exportación y de empleo. Ven un escenario de crecimiento”, afirmó, en referencia a los resultados de la encuesta realizada a cerca de 200 PyMEs en su mayoría metalmecánicas, que conforman la cadena de valor industrial de las empresas del Grupo.
“En esta recuperación hay oportunidades en el contexto internacional. El contraste entre Estados Unidos y China, la redefinición de muchas cadenas de valor, abre espacio para que la industria argentina recupere presencia y se expanda en la dimensión atlántica”, añadió Rocca. “Hay oportunidad a nivel regional. Brasil está creciendo y el paso de recuperación del último trimestre es muy notable, indica una recuperación industrial, y sentimos por nuestra operación en Brasil un aumento de la actividad económica que también favorece la actividad en Argentina, explicó.
Sostuvo además que “también hay oportunidades a nivel nacional. La cadena de valor es clave para dar contenido nacional a los desarrollos que puede haber en el país, vinculados a distintos sectores y proyectos que pueden originarse a raíz de una recuperación de la demanda y la inversión”.
El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) creó, a través de la resolución 397/20, la “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente” GNC, con el objeto la discusión y el seguimiento de propuestas sobre este tema presentadas por organismos e instituciones especializadas, proveedores y desarrolladores de equipos y tecnología, cámaras de comercio y cámaras industriales, organismos de certificación, y prestadoras del servicio público en la materia.
La “Mesa de Innovación Tecnológica – Oblea Inteligente”, propenderá al cumplimiento de los objetivos fijados en la Ley 24.076.
El GNL forma parte de un proceso de desarrollo tecnológico e industrial que trajo aparejado el ascenso de su incidencia vehicular. El Parque Automotor que utiliza este combustible, fue conformándose en su mayoría por vehículos livianos convertidos, ascendiendo en la actualidad a 1,7 millones de vehículos.
Por su parte, el Sistema Informático Centralizado (SIC) del ENARGAS se alimenta de la información suministrada por los sujetos del Sistema de GNV y proporciona datos actualizados sobre la operatoria del sector y los sujetos del mercado.
Cada vehículo propulsado a gas tiene su Oblea de habilitación como elemento de identificación, que habilita la carga del GNV a un vehículo automotor, moto y/o auto elevadores, e informa la fecha en que se debe realizar la revisión anual correspondiente.
A partir del año 2019, la Oblea lleva también un código identificatorio y único de QR cuya lectura, por medio de la App OBLEA&GNV, permite visualizar los datos asociados a ella y saber si el vehículo se encuentra apto para el uso del GNV como combustible, siempre respetando los parámetros de seguridad pertinentes en la operativa de GNC.
Dentro del Organismo, a su vez, se debatieron los diversos aspectos técnicos relativos al diseño y la ingeniería del Proyecto de Sistema de Control Electrónico Previo a la carga de Gas Natural (Oblea Inteligente) y su Ingeniería Conceptual para una posible implementación futura con el fin de proveer el Sistema de Control Electrónico, lo que permitiría alcanzar un mayor control en la utilización del Gas como combustible.
En base a ello, resultaría pertinente efectuar inicialmente la evaluación del Proyecto dando tratamiento, en primer lugar, al abastecimiento de los vehículos de tracción pesada y el transporte público de pasajeros, dado que se trata de unidades automotrices de carretera, producidas para ser propulsadas con Gas Natural.
En este contexto, la Gerencia de Innovación Tecnológica y la Gerencia de Gas Natural Vehicular del ENARGAS, propiciaron la creación de una Mesa de Innovación Tecnológica relativa al desarrollo de una Oblea Inteligente para GNV, lo que permitirá alcanzar altos niveles de control en la utilización del Gas como combustible.
Esta Mesa estará presidida por la Gerenta de Innovación Tecnológica del Organismo, Carina Buccieri. Las propuestas de los y las participantes de dicha Mesa no resultarán vinculantes para el ENARGAS. No obstante, se les otorgará curso de acción a fin de que se realicen los análisis pertinentes y, eventualmente, se dicten los actos o medidas respectivas.
Todos los representantes designados, en cualquier carácter y en todos los casos, se desempeñarán “ad honorem”.
El ENARGAS también invitó a participar de la Mesa a las dependencias pertinentes del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, en especial al CONICET, del Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, de la Secretaría de Innovación Pública (Jefatura de Gabinete de Ministros) y del Ministerio de Desarrollo Productivo.
También del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y del Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (INAES).
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad sancionó a las distribuidoras Edesur y Edenor en 6.561.934 pesos por “incumplimientos en materia de Seguridad Pública correspondientes a los años 2018 y 2019”, se indicó.
La sanción de multa se formuló mediante las Resoluciones 68, 69, 70, 71, 72, 73 y 74/2020, y el ENRE indicó que ocurrió “tras haber verificado diferentes casos por anomalías en materia de seguridad eléctrica en la vía pública y deberes de información y respuesta a los requerimientos emitidos por el Ente Regulador”.
“Para el análisis de todos los casos se tuvo en consideración los reclamos efectuados por los usuarios y las usuarias, los informes presentados por la distribuidora y los resultados de las inspecciones llevadas adelante por el ENRE”.
Asimismo, se puntualizó que “algunas de las sanciones formuladas contra la concesionaria del servicio público Edesur también incluyen más de 20 anomalías que fueron verificadas tras efectuar el seguimiento y control de aquellas obras que fueran ejecutadas en la vía pública durante los meses de septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2019”.
Además, se indicó, “dos de las sanciones a Edenor son en el área de concesión de La Matanza por accidentes ocurridos en la vía pública y de las que fueron víctimas con lesiones dos menores de edad”. En este mismo sentido, otra de las sanciones a Edesur es en el municipio de Almirante Brown y también involucra a un menor.
Las Resoluciones emitidas se enmarcan en el trabajo que lleva adelante el Ente Regulador en respuesta a los más de 40.000 reclamos que quedaron pendientes de la gestión anterior. “Las funciones de control del ENRE tienen por objetivo no solo imponer sanciones a las distribuidoras bajo su jurisdicción, sino también disuadirlas de desplegar conductas que pongan en riesgo la seguridad de la ciudadanía”, se argumentó.
La generadora de electricidad Central Puerto habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque, completando así la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW, a razón de 4,2 MW cada molino, La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, suficiente para abastecer a 95.600 hogares.
Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
El Gerente General de Central Puerto, Jorge Rauber, destacó que “lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$ 76,1 millones, a un plazo de 15 años, otorgado por la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. El proyecto empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su realización.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó además el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto 374 MV para nueva generación eléctrica y una inversión total en esta etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
Central Puerto S.A. es una empresa de producción de energía eléctrica que en la actualidad cuenta con una capacidad instalada de generación de 4.097 MW, a los que se suman 785 MW de proyectos que se encuentran en construcción.
El informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) correspondiente al mes de octubre revela que la capacidad instalada del sector tuvo un uso promedio del 50% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos. Durante dicho mes se logró una recuperación del 3% en producción, acumulando un crecimiento del 6%, pero debido a las distintas paradas de planta la variación interanual es negativa.
Desde julio a septiembre de 2019, también se registraron algunas paradas de planta, repercutiendo en la variación acumulada. Los subsectores que más afectaron la variación intermensual son los productos básicos orgánicos y los finales agroquímicos.
Tanto las ventas locales -debido a la menor demanda de las cadenas de valor dónde los productos están insertos-, como las exportaciones -por falta en algunos casos de stock y competitividad-, registran caídas intermensuales e interanuales. Los segmentos de afectación negativa son los asociados a productos básicos orgánicos (ventas locales) y los productos finales termoplásticos (exportaciones). Interanualmente, las ventas locales se mantuvieron constantes. En el acumulado del año, se observa un crecimiento del 1% para las ventas locales y una caída del 20% para las ventas externas.
La balanza comercial de los productos del sector, en octubre, alcanzó un déficit de 508 millones de dólares, un 11% menor al mismo mes de 2019, con variaciones del 3% en las importaciones y del -11% en las exportaciones.
Con respecto a las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe muestra un crecimiento en producción un 5%, en ventas locales un 6% y en ventas externas un 10% respecto al mes anterior. Sin embargo, tanto la variación anual como el acumulado del año presentan caídas para las tres variables.
En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe a octubre del 2020 alcanzan los 2.625 millones de dólares.
Con respecto a los distintos resultados señalados en el informe mensual, Jorge De Zavaleta, Director Ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), destacó que “nuestro sector es clave para la economía del país y en un año tan particular, dado por la situación de la pandemia COVID-19, no queda ajeno al contexto nacional e internacional. Es necesario mantener el optimismo y el desafío de crecer, dado la potencialidad que en materias primas representa Vaca Muerta. Argentina hoy presenta condiciones para un crecimiento sostenible, que deberán materializarse por medio de políticas de largo plazo que fomenten el valor agregado y las exportaciones al MERCOSUR”.
El 23 de julio de este año una tormenta de nieve volteó 37 torres de la doble línea de alta tensión que transporta energía desde la represa hidroeléctrica Futaleufú hasta el Sistema Interconectado Nacional (SADI) y que es desde donde se abastece la planta de aluminio de Aluar, en Puerto Madryn, Chubut.
La línea es operada por la empresa Transpa, una empresa controlada también por la empresa presidida por Javier Madanes Quintanilla que, desde entonces, le viene reclamando al gobierno una solución que permita afrontar el costo de la reparación.
La compañía debe solventar la inversión, pero al tratarse de un servicio público tarifado, el Estado debe establecer algún mecanismo de repago de los desembolsos a cargo del privado. Se estima que la reparación de la línea costará entre 15 y 20 millones de dólares.
Sin embargo, recién en los últimos días comenzó a haber algunas definiciones luego de casi cinco meses sin mayores avances. La demora no es gratuita a las arcas del Estado nacional. Al no reparar la línea de transmisión no se puede despachar energía desde el complejo hidroeléctrico Futaleufú, que por lo general aporta unos 350 MWh de energía al SADI.
Al no poder producir energía en esa represa, hubo que reemplazar esa oferta por energía generada en centrales térmicas que consumen gas y combustibles líquidos, cuya operación es más costosa que la de la represa emplazada en Chubut. Se estima que eso generó un sobrecosto mensual de entre 5 y 8 millones de dólares.
Una de las 37 torres de Transpa que se cayeron en julio por el temporal de nieve en Chubut.
Las torres que hay que cambiar son las 37 que cayeron más otras 20 que sufrieron desperfectos estructurales. Fuentes cercanas a la empresa explicaron a EconoJournal que el abanico de alternativas incluye básicamente dos opciones regulatorias a las que el gobierno sumó una tercera:
Que la obra se financie bajo el paraguas de la resolución 146/2002 dedicada a solventar mantenimientos mayores. Se trata de una normativa dictada a la salida de la Convertibilidad que, en un contexto de congelamiento de tarifas, autorizó al Estado a financiar con fondos del Tesoro arreglos en redes de transporte.
Que se realice una Revisión Tarifaria Extraordinaria (RTE) para financiar los gastos del arreglo. Es lo que, en rigor, establece el contrato de concesión de Transpa.
Que se financie con un cargo excepcional a la demanda. Esa fue la alternativa que se propuso desde el Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE), pero hasta el momento no hubo novedades.
El arregla de las líneas de transporte de Transpo demorará unos dos meses desde el inicio de las obras. Eso quiere decir que en el mejor de los casos, si el gobierno definiera el andamiaje regulatorio para encarar la obra a fines de diciembre, el tendido recién estaría recuperado a fines de febrero; siete meses después de la falla de julio de este año.
Posición oficial
EconoJournalconsultó a fuentes de la Secretaría de Energía sobre por qué todavía no se arregló la línea y respondieron que “hemos avanzado mucho. Hace unos días cerramos un acuerdo para la compra de 50 torres de alta tensión a Transener. Esta compra la realiza el Estado nacional. Estas torres están ubicadas en distintos puntos del país, con lo cual se está realizando un esfuerzo logístico importante”.
“Esto es clave para el avance de la obra. Luego, en estos días estamos cerrando con Transpa un acuerdo de financiamiento del resto de la obra”, concluyeron.
Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.
Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.
“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.
El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.
Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.
Se trata del área Aguada Cánepa operada por la empresa Pan American Energy. Con este nuevo proyecto la provincia suma un total de 40 concesiones no convencionales. El gobierno de la provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía y Recursos Naturales, anunció el otorgamiento de una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench) a la empresa Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata del área Aguada Cánepa, actualmente operada por la empresa Pan American Energy. El bloque posee una superficie de 112,43 kilómetros cuadrados, ubicado en la ventana de producción de petróleo de la formación Vaca […]
El Indicador Sintético de la Actividad de la Construcción (ISAC) aceleró de este modo el crecimiento de 3,8% de septiembre. La construcción consolidó su recuperación volvió en octubre, al registrar un avance mensual del 4,3%, por lo que ya superó en casi 9% los niveles prepandemia, alcanzando el mayor nivel de la serie sin estacionalidad desde octubre de 2019″, indicó este miércoles el INDEC. De acuerdo con los datos del organismo que conduce Marco Lavagna, en seis de 13 insumos se verificaron incrementos interanuales en la actividad. Estos fueron Cales 24,6%; Placas de yeso, 16,9%; Pinturas 15,8%; Ladrillos huecos, 13,9%;, Sanitarios de cerámica, 13,4%; y Cemento, […]
Mendoza Activa Hidrocarburos ya está en marcha y varias empresas trabajan para comenzar a formar parte del programa, diseñado desde el Gobierno de Mendoza junto a un paquete de medidas de sostenimiento y reactivación de la economía local en contexto de pandemia. Son varias las empresas que están evaluando proyectos de inversión y una de las que ya adelantó que van a sumarse es Aconcagua Petrolera reforzando su actividad en la zona Atuel Norte, ubicada en San Rafael, más precisamente entre El Sosneado y Malargüe. Con este plan, que funciona de modo similar a Mendoza Activa, cada empresa deberá presentar […]
A medida que los sistemas de energía se descarbonizan rápidamente, digitalizan y se orientan cada vez más a la demanda, los fundamentos de la industria de petróleo y gas están cambiando. En este escenario, identificamos 4 elementos clave que están cambiando a las empresas de oil & gas. A medida que los sistemas de energía se descarbonizan rápidamente, digitalizan y se orientan cada vez más a la demanda, los fundamentos de la industria de petróleo y gas están cambiando. En este escenario, desde Accenture identificamos 4 elementos clave que están cambiando a las empresas de oil & gas y que estas organizaciones […]
La producción de la industria química y petroquímica durante octubre creció un 3% respecto de septiembre y acumuló un incremento del 6% en lo que va del año, lo que marca para el sector una ratificación de la recuperación sostenida evidenciada en los últimos meses. Así lo reflejó el informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), que destacó que durante octubre la capacidad instalada tuvo un uso promedio del 50% para los productos básicos e intermedios y del 84% para los productos petroquímicos. La reseña confeccionada por la CIQyP indicó que durante octubre se […]
La provincia tiene 33 Usuarios Generadores y aportan unos 152 kWp a la red. Hay otros 10 proyectos que están en carpeta y debería comenzar funcionar los próximos meses. Con una dinámica sostenida la generación distribuida a nivel país no paró de crecer durante todo el año y la provincia de Río Negro no solo formó parte de ese impulso, sino que también está proyectado que se sumen más Usuarios Generadores (UGERs) durante los siguientes meses. Hoy son 33 los proyectos que están funcionando e inyectado energía a la red en toda la provincia. Los avances logrados hasta la fecha no son […]
Se trata de acelles, hubs y contenedores con componentes para 13 aerogeneradores para el parque Los Teros II. El resto de los materiales llegará la semana próxima. Se realizó en el puerto de Bahía Blanca la descarga de materiales destinados al parque eólico Los Teros II, que la empresa YPF construye en Azul. En el transcurso de la semana se procedió al desembarco en el muelle multipropósito que explota la empresa Patagonia Norte de nacelles, hubs y contenedores con componentes para 13 aerogeneradores, según señaló el sitio especializado http://argenports.com.ar/ El material llegó a la estación marítima bahiense a bordo del […]
El ex secretario de Energía era presidente en el directorio. La compañía renovó sus autoridades con la incorporación del nuevo titular de la cartera energética. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) resolvió definir su directorio en la última asamblea general, realizada el 29 de octubre y recién publicada en el Boletín Oficial de la Nación este miércoles 9 de diciembre. Sergio Lanziani, ex secretario de Energía, dejó de ser presidente por los accionistas Clase A. En tanto el actual secretario de Energía, Darío Martínez, queda como presidente de la entidad. En el caso de Lanziani, el misionero renunció a fines de agosto ante […]
Tres cámaras sectoriales enviaron un último pedido a las autoridades para que atiendan su reclamo de recomposición del precio de venta. El autismo oficial las lleva a creer en “la intención del gobierno nacional de terminar con la industria nacional del biodiesel”. Cansados de las dilaciones del gobierno nacional, las empresas elaboradoras de biocombustibles se juegan una última carta antes de judicializar el reclamo por el precio de su producción, que las autoridades mantienen prácticamente congelado desde hace un año. En un documento conjunto, tres cámaras sectoriales intimaron a las autoridades a la “inmediata publicación de un precio de venta […]
La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. El gobierno iniciará formalmente esta semana la negociación con Bolivia para revisar el contrato de importación de gas. La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. Se estima que Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía, liderará políticamente el equipo técnico encargado de iniciar […]
AES Corporation anunció hoy que designó a Italo Freitas, actual presidente de AES Brasil, como vicepresidente de Nuevos Negocios para la unidad estratégica de negocios AES Sudamérica, compuesta por Chile, Argentina, Brasil y Colombia. La Presidencia de AES Brasil será asumida por Clarissa Saddock.
Italo Freitas es licenciado en ingeniería mecánica de la Universidad de Pernambuco – Escola Politécnica de Brasil, tiene una maestría en Energía, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de la Universidad de Campinas y es MBA en Finanzas de la Universidad de Murcia, España.
En los últimos catorce años se ha desempeñado en el grupo AES ocupando las posiciones de: presidente de AES Tietê & AES Uruguaiana; vicepresidente de Operaciones de Generación; director de Operaciones y Mantenimiento de AES Tietê AES Uruguaiana Emprendimientos S.A.; gerente de Ingeniería y Performance en AES Cartagena- España.
Durante su gestión, Freitas lideró el rápido crecimiento de más de 1200 MW de AES en Brasil con énfasis en energías renovables y soluciones digitales para clientes comerciales e industriales. Junto con ello, implementó el proceso de digitalización de los procesos de operación y mantenimiento.
El presidente de AES Sudamérica y del directorio de AES Gener, Julián Nebreda, indicó que la llegada Italo Freitas le dará un nuevo impulso a la implementación ya acelerada de las energías renovables y la integración de tecnologías de punta que está desarrollando la compañía en Chile, Colombia y Argentina.
“Conozco la trayectoria de Italo y sé que será un gran aporte para los cuatro mercados que liderará desde Vicepresidencia de Nuevos Negocios. Su visión será clave para cumplir nuestra misión de acelerar un futuro energético más seguro y sostenible”, dijo Nebreda.
Empresas españolas como Enel, Acciona, Iberdrola o Siemens Gamesa han pedido a la Unión Europea (UE) que impulse el desarrollo de soluciones de hidrógeno renovable para que sea competitivo con las soluciones de hidrógeno convencionales antes de 2030. Lo han hecho en una carta enviada a los ministros de Energía de la Unión Europea, informó hoy el grupo italiano Enel. “La UE debe poner todos los recursos y la voluntad política para hacer que este hidrógeno de origen renovable sea competitivo con las soluciones de hidrógeno convencionales antes de 2030″”, han argumentado. “Al tomar las decisiones adecuadas y colocar las […]
Tal como estaba estipulado en el último acuerdo salarial, ayer se reunieron las Cámaras empresarias con representantes del sindicato de trabajadores para analizar el impacto del incremento del costo de vida en el poder adquisitivo de los operarios del sector. A poco menos de un mes de haber acordado la escala salarial para lo que resta del año y los primeros meses de 2021, ayer estacioneros y sindicalistas volvieron a reunirse de manera virtual ante funcionarios del Ministerio de Trabajo. El motivo: Revisar el impacto del incremento del costo de vida en el poder adquisitivo de los empleados del sector. […]
Por primera vez, las centrales de energías limpias superan a las fósiles en Chile. De acuerdo al último informe de Generadoras, la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) llegó a los 25.997 MW durante el mes de noviembre y un 50,3% de esa oferta está conformada por centrales de energías renovables.
De manera desagregada, puede observase que 13.081 MW son renovables, mientras que los 12.915 MW restantes provienen de fuentes fósiles.
Entre las energías limpias, las hidroeléctricas de embalse y de pasada representan 6.793 MW en conjunto; la solar fotovoltaica, 3.266 MW; y la eólica, 2.527 MW.
Un dato saliente es que estas últimas dos fuentes variables, sumadas, superan a la potencia instalada de centrales a carbón (5.040 MW), las más representativas entre las fósiles que aportan casi el 40% de la energía que se consume en Chile.
Fuente: Generadoras
En construcción
Pero la información más relevante del informe de Generadoras es que hasta el mes de noviembre se contabilizaron 115 los proyectos de energía eléctrica en construcción, que, con una inversión de 13.463 millones de dólares, alcanzarán los 7.386 MW de potencia.
De esa capacidad, el 92,5% corresponden a energías renovables. El 48,8% está representado en centrales solares fotovoltaicas, por 3.605 MW, y el 28,5% por parques eólicos, por 2.104 MW. Es decir que la potencia de estas fuentes de energía se duplicará.
¿En qué plazo ocurrirá eso? De acuerdo al cronograma indicado por Generadoras, se espera que para el primer cuatrimestre del 2022 ingresen en operaciones todos los proyectos eólicos y solares en vías de construcción.
Fuente: Generadoras
En cuanto al resto de las fuentes de energía que están en obras, pueden destacarse centrales hidráulicas, por 924 MW (que representan el 12,5% del padrón); plantas de biomasa por 166 MW (2,2%) y el proyecto geotérmico de 33 MW, Cerro Pabellón Unidad.
Las fuentes térmicas hacen al 7,5% de los proyectos en construcción, por un capacidad de potencia de 553 MW.
La semana pasada, ABO Wind desarrolló un seminario digital titulado “Sustentabilidad y flexibilidad, beneficios y aplicaciones de baterías y energías renovables en Latinoamérica”.
El evento, además de centrarse en las aplicaciones de almacenamientos con baterías que se están empleando en el mundo, hizo una observación especial en la subasta que está preparando el Gobierno de Colombia, denominado Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB), de 50 MW, que se instalará en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico.
“Esta licitación se enfoca a fortalecer la red de transmisión, no para servicios auxiliares o regulación de frecuencia sino para resolver problemas de restricción de la red”, explicó Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, que fue uno de los disertantes del evento.
Si bien los pliegos definitivos de la subasta aún no se publicaron, el Gobierno adelantó un pre-pliego en el que precisa algunos detalles, entre ellos que el proyecto deberá estar en operaciones en el primer semestre del 2022.
Durante el evento, Corredor estuvo acompañado por dos ejecutivo de empresa. Por un lado, Andres Trepp, Partnership Manager LatAm de Rolls-Royce, quien particularizó sobre los beneficios de las baterías; y, por otro lado, Alejandro Nitto, Project Manager Colombia de ABO Wind, que se centró en el suministro de energía confiable y resiliente en el siglo XXI.
Ambos directivos destacaron el proceso que está llevando a cabo Colombia con la subasta, que le dará know how para posteriores emprendimientos.
“El futuro de las baterías es inevitable”, observó Nitto. Destacó que tanto para facilitar una mayor penetración para las renovables variables, como la eólica y solar fotovoltaica –que año a año bajan de precio-, como para darle solidez al sistema eléctrico, el almacenamiento con baterías será la solución.
En ese sentido, Trepp de Rolls-Royce fue contundente: “el crecimiento vegetativo en el parque de generación y transmisión es obligatorio”.
Corredor, por su parte, agregó datos sobre la depreciación que se espera en esta tecnología. Citando estudios de BloombergNEF (BNEF), señaló que para el 2024 «los precios de los paquetes de baterías bajarán de 100 dólares/kWh en promedio ponderado por volumen, impulsado en parte por la introducción de nuevas químicas celulares, equipos y técnicas de fabricación».
Además, evocó un informe de The New Rules of Competition in Energy Storage, de abril del 2018, donde se indica que para el 2030 los costos de las baterías se reducirían en un 26% y un 63%, de acuerdo a distintas variables; y para 2050 la caída sería entre el 44% y el 78%.
“A medida que se empiece a tener un mercado donde ya sean más los actores que intervengan, como el sector privado, el sector público, donde se celebren contratos bilaterales, va a haber un gran movimiento, que solo hay que acompañarlo con normativas, regulaciones”, observó Nitto, Project Manager Colombia de ABO Wind.
No obstante, para Corredor el Gobierno de Colombia deberá realizar modificaciones profundas del marco regulatorio para incentivar el uso de baterías. “La licitación si bien abre una nueva ventana a esta tecnología, nos queda mucho por resolver”, observó.
Entre los ejes más importantes a trabajar, el dirigente de SER Colombia puntualizó en la remuneración. “Si se va a pagar por mercado, bajo un esquema competitivo (subasta), o si en un mercado regulado”, indicó.
Los puntos a tener en cuenta para una mejora en la regulación de Colombia. Fuente: SER Colombia
El evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) se llevará a cabo el próximo martes 15 de diciembre. Allí, referentes empresariales y autoridades de gobierno se congregarán bajo el título: “Inversiones en energías renovables: perspectivas y desafíos 2021″.
De allí es que este 2020 la temática eje del evento sean las nuevas oportunidades de inversiones “verdes” en Uruguay impulsadas a través de la Ley de inversiones.
En representación del sector público asistirán delegados de la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones (COMAP). También, otros representantes clave del Ministerio de Industria, Energía y Minería y el Ministerio de Economía y Finanzas dirían presente.
“La COMAP hará una presentación de los beneficios fiscales que se obtienen a través de la Ley de Inversiones para producción más limpia”, adelantó Marcelo Mula, flamante presidente de AUDER.
Aquellos beneficios se remontan a un decreto lanzado en octubre de este año y que, a diferencia de estímulos pasados que llegaron a aliviar hasta un 30% del impuesto a la renta, en esta oportunidad se puede lograr el 100% de exoneración.
“Las empresas hoy cambian gasto por inversión. En vez de pagar la renta al Estado, presentan un proyecto sustentable -de energías renovables o movilidad eléctrica- a la COMAP y, si se valida, automáticamente se les otorga el crédito y pueden llevar a cabo su proyecto”, explicó Marcelo Mula.
Sobre este y otros temas se hablará en el evento del próximo martes 15 de diciembre. El programa preliminar que se compartió en exclusiva a Energía Estratégica incluye:
-Presentación de las líneas de trabajo que llevará a cabo el nuevo directorio de AUDER el próximo año;
-Explicación de mecanismos de promoción de inversiones en energías renovables por parte del Gobierno
-Mesa de diálogo entre empresas que tienen casos de éxito en la incorporación de beneficios fiscales a energías renovables y movilidad eléctrica.
Autoridades de este gremio empresario también informaron a este medio que, distinto a lo planeado inicialmente, el encuentro se realizará en modalidad virtual. Con lo cual, los interesados en asistir deberán registrarse para asistir.
Tras su éxito en Estados Unidos, la serie A-ES ya está disponible en Latinoamérica. Se trata de un inversor híbrido monofásico de alto voltaje que llega hasta 4 MPPT.
«La serie A-ES está diseñada para aumentar el autoconsumo en áreas con altos precios de electricidad, bajas tarifas de inyección y necesidad de reducción de picos. Puede suministrar energía a cargas críticas cuando la red se ve comprometida», señalan desde la compañía.
Este producto es óptimo para todos los mercados de la región, con excepción de Argentina y Chile que son países que tienen mayor compatibilidad con otras innovaciones realizadas para redes eléctricas de mercados europeos.
“Para sistemas de corriente de fase dividida -split phase- nuestro inversor de almacenamiento de energía A-ES es prometedor. Tiene la ventaja de contar con un autotransformador con el cual se entrega inmediatamente la energía en la tensión requerida”, explicó Jorge Visoso, gerente de ventas para América Latina de GoodWe.
Existiría una demanda creciente de soluciones híbridas en la región. Y para atender a esa considerable cantidad de nuevos usuarios, esta empresa líder en inversores también sumó baterías de ion litio a su abanico de productos.
“GoodWe está lanzando su línea de baterías adaptables a nuestros inversores de almacenamiento de energía. Esto va a ser uno de los elementos más importantes de nuestra estrategia el año próximo en la región”, adelantó Jorge Visoso, en conversación con Energía Estratégica.
La empresa tendrá disponible dos modelos de fabricación propia para baja y alta tensión que denominó baterías SECU-S. En detalle, las principales ventajas de este tipo de baterías frente a otras de ácido de plomo es mayor seguridad y vida más prolongada por sus ciclos de carga.
El referente empresario consideró que la falta de baterías hace que muchos clientes se inhiban para comprar inversores de almacenamiento de energía. Para evitar aquello, ahora con GoodWe será posible comprar el kit completo.
Si bien este tipo de soluciones están dirigidas al sector residencial, desde la compañía aseguran que el año próximo sumarán un nuevo inversor de almacenamiento de energía para el sector comercial.
La inversión eólica alcanzó un récord, con US$89 mil millones destinados a construir proyectos en 30 mercados emergentes, tanto en tierra como en alta mar.
La competitividad fundamental de costos de estas tecnologías limpias en comparación con sus rivales de combustibles fósiles fue uno de los factores que impulsó su crecimiento, y que influyó en los inversionistas extranjeros. La inversión extranjera directa (FDI) total en apoyo de las energías renovables estableció un nuevo récord de U$32 mil millones en 2019, frente a un máximo anterior de U$24 mil millones en 2018. La gran mayoría–84%–del total de 2019 provino de desarrolladores de proyectos internacionales, servicios públicos, bancos comerciales y otras fuentes privadas.
Luego llegó la Pandemia. Si bien el Covid-19 ha afectado a casi todos los sectores de la economía mundial, el efecto en los mercados emergentes ha sido particularmente grave. Para mantener sus economías a flote, los gobiernos en varios de estos mercados han impulsado el gasto y, a su vez, han aumentado el endeudamiento—viendo cómo sus monedas se devalúan y sus ratings de deuda soberana se rebajan. Lo que había sido un fuerte flujo de inversión en energía limpia desde el extranjero se ha ido agotando, ya que muchos inversionistas están buscando oportunidades domésticas más seguras.
Esta historia en desarrollo se cuenta en detalle en el Climatescope 2020 de BloombergNEF, su encuesta anual completa sobre la transición energética en los países en desarrollo. Climatescope representa los esfuerzos de casi 60 analistas de BloombergNEF, quienes recopilaron 123 indicadores de datos detallados en 108 mercados emergentes a nivel mundial.
Los resultados completos se pueden encontrar en global-climatescope.org. Este año, por primera vez, Climatescope también incluye datos sobre 29 países desarrollados.
Climatescope destaca un número de logros importantes que se alcanzaron en 2019, incluyendo:
Las economías emergentes representaron el 58% (US$144 mil millones) de los US$249 mil millones en financiación de activos invertidos en capacidad de energía limpia a escala de servicios públicos en todo el mundo durante el año.
La presencia de la energía solar está dominando. Tres de cada 10 mercados emergentes instalaron más capacidad solar que de cualquier otra fuente en 2019. 69 mercados construyeron nuevas instalaciones solares a escala de servicios públicos o menores en 2019, financiados con más de $48 mil millones. La energía solar al final del 2019 era el 8% de la capacidad de generación de energía de los mercados emergentes y el 2% de la generación. Actualmente, 95 mercados tienen al menos 10 megavatios (MW) de energía solar instalada.
China continental e India siguieron siendo los mayores mercados emergentes para la inversión en energía limpia. Los dos representaron US$94 mil millones de nuevas inversiones en energía eólica y solar a escala de servicios públicos y 76GW instalados en energía eólica y solar en 2019 (las cifras de capacidad incluyen financiación para instalaciones a escala de servicios públicos y para energía solar a pequeña escala).
Por primera vez, las energías renovables (incluyendo las hidroeléctricas) representaron la mayoría de la nueva capacidad añadida en los otros 106 mercados emergentes (excluyendo China continental e India). La construcción de generadoras a gas cayó a su nivel más bajo en estos mercados desde 2014, con sólo 17GW agregados.
«2019 fue un año de eventos inéditos, en su mayoría positivos «, dijo Luiza Demôro de BloombergNEF, la autora principal de Climatescope. «El aumento de capital que vimos fluir hacia los mercados emergentes sugiere que los inversionistas se sentían bastante cómodos con los riesgos que implica financiar nuevos proyectos de energía eólica o solar allí».
Si bien Climatescope no contiene datos completos de 2020, los primeros indicios sugieren que los trastornos relacionados con la pandemia han desacelerado los flujos de inversión en energía limpia en los mercados emergentes y están dando motivos a los inversionistas para hacer una pausa.
Por primera vez desde 2016, BloombergNEF ha registrado trimestres con flujos de capital hacia los mercados desarrollados superiores a los flujos hacia mercados en desarrollo.
Si bien el Covid-19 no es de ninguna manera el único factor en juego en estas cifras, la pendiente y la consistencia de la caída hasta por tres trimestres de 2020 sugieren que las cifras del año completo bajarán considerablemente en comparación con 2019.
En 2019, el apoyo de las instituciones financieras de desarrollo, incluidos los bancos internacionales de desarrollo, se mantuvo a un nivel de aproximadamente $4 mil millones, pero su participación en la inversión extranjera directa total de energía limpia cayó a un mínimo de un 11% en 10 años.
«El apoyo de estas instituciones de financiación del desarrollo no estaba en acorde con el crecimiento del mercado antes de la pandemia», expresa Ethan Zindler, jefe de BloombergNEF en las Américas.
«Con suerte, se intensificarán en el año que viene, ya que el Covid-19 ahora está reduciendo el monto de capital privado disponible».
Al igual que en años anteriores, Climatescope aprovecha los datos que recopila en los mercados en desarrollo para crear puntuaciones generales para cada uno. Los cinco mercados con mayor puntuación este año son:
• Chile. El país fijó y cumplió un objetivo de mandato de energía limpia 2025 del 20% y ahora busca el 60% para 2035. Chile se clasificó en el segundo lugar en la encuesta del año pasado, y en el primer lugar en 2018.
• India. Su gobierno tiene uno de los objetivos de energía renovable más ambiciosos del mundo, con una meta de 175GW para 2022.
• Brasil. El país ha sido pionero en subastas competitivas para contratar energía limpia, lo que llevó a 30GW de energía renovable contratada en 2009-2019.
• Jordania. Las instalaciones de energía renovable en Jordania han experimentado un auge en los últimos cinco años, con 1.5GW de PV y más de 500MW de capacidad eólica instalada en 2015-2019.
• China continental. La inversión en energía limpia en el país se ha estado hundiendo desde 2017 como resultado de los cambios en las políticas, especialmente la eliminación de las generosas tarifas reguladas que fueron la norma durante gran parte de la última década. Aun así, gracias al crecimiento y compromiso nacional, sigue siendo una tierra de enorme potencial para las energías renovables.
Climatescope es transparente en cómo obtiene puntuaciones en diferentes mercados al poner los datos subyacentes a disposición del público.
El sitio web de Climatescope (https://global-climatescope.org) permite a los usuarios clasificar los mercados según diferentes características. Este es el noveno año que BloombergNEF ha producido su encuesta Climatescope.
Culminamos un año excepcionalmente atípico, en el cual la pandemia ha condicionado la agenda global. Sin embargo, aún en un contexto de crisis podemos atribuirnos importantes resultados, aportes a la región y apoyo a la coyuntura sanitaria y económica que atraviesa nuestra región y el mundo.
Ejemplo de estas acciones se reflejan en los resultados de la V edición de la Semana de la Energía de América Latina y El Caribe, organizada como todos los años entre Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo, esta vez en modalidad cien por ciento virtual.
Demostramos que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de nuestra región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales. Se desarrollaron más de 11 paneles con 22 mesas temáticas abarcando todos los temas de interés para la región; energías renovables, eficiencia energética, acceso, género, impactos de la pandemia, innovación, entre otros.
La asistencia a los paneles temáticos superó en promedio los 580 participantes conectados por diferentes plataformas. Más de 60 organismos, empresas y representantes de gobiernos han dado su aporte de conocimiento al evento y han expuesto su amplia experiencia.
Las reuniones de gobernanza de Olade tuvieron la representación de 21 delegaciones de nuestros Países Miembros con la asistencia de 9 ministros y 7 viceministros.
Demostrando que Olade profundiza su vínculo con las agencias globales, contamos con dos oradores principales de primer nivel, el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía y el Dr. Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables.
El diálogo político y estratégico ministerial permitió el intercambio entre los altos funcionarios de gobierno en temas cruciales para la región, y las estrategias necesarias para una recuperación sostenible post pandemia.
Durante la presidencia de Reunión de Ministros de Olade a cargo de la República de Trinidad y Tobago, país representado por el ministro de Energía e Industrias Energéticas, Franklin Khan, se informó el desarrollo de una estrategia regional para utilizar el gas natural como acelerador de la descarbonización de América Latina y el Caribe, en apoyo a las transiciones energéticas de la región.
Como Decisión Ministerial se anunció el accionar de Olade para apoyar la iniciativa RELAC, que busca fijar la meta regional del 70% de participación de energías renovables en la generación de electricidad de nuestra región.
Por primera vez la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía (ARIAE) presentó un documento de vínculo entre reguladores y generadores de política. Asimismo, logramos por primera ocasión reunir las distintas plataformas de integración subregional de la región en una misma mesa.
Estamos muy conformes con los resultados, entendemos que el aporte de Olade sigue ininterrumpido y generando valor a nuestra región aún en contextos adversos que nos obligan a reinventarnos en nuestra propuesta de valor.
La Semana de la Energía nuevamente demuestra que la región avanza y que el evento se constituye en el principal ámbito de intercambio regional logrando impactos reales y sustanciales para apoyar el desarrollo del sector energía en LAC.
Con el objetivo de estimular las inversiones en generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables en todo el territorio nacional, TAO, dependiente del Ministerio de Transporte, a través de su presidente, Martín Marinucci, e IEASA, representado por el presidente, Andrés Cirnigliaro, firmaron un convenio de colaboración para el desarrollo conjunto de energías renovables.
En ese sentido, las empresas implicadas mantendrán la individualidad y autonomía de sus estructuras técnicas y administrativas, a la vez que asumirán particularmente las responsabilidades que les incumben.
El ministro de Transporte, Mario Meoni, agradeció al secretario de Energía Darío Martínez, manifestando que hablaron hace menos de 30 días “y ya estamos firmando el primer convenio». “Creemos que es el primero de los muchos convenios que podemos firmar y el primero de los pasos concretos que podemos dar de los muchos que vendrán en el futuro», agregó el Ministro de Transporte.
Y concluyó: “El convenio para nosotros es la posibilidad de, a través de las posibilidades que nos da IEASA y Ferrocarriles Argentinos, poder tener un grado de autoabastecimiento, que en algún punto nos permita bajar los costos operativos, además de dosificarnos y eyectar energía en el sistema”.
Por su parte, Darío Martínez expresó: “Agradezco al ministro de Transporte porque rápidamente nos convocó a trabajar, a buscar una sinergia entre la secretaría de Energía y el Ministerio de Transporte. En este caso buscando eficiencia energética y cuidando el medio ambiente. Estamos muy contentos, y como dice el Ministro, es el primero de un montón de convenios. A IEASA le ha interesado desarrollar, y en este caso reemplazar energía renovable por energía que quizás podamos necesitar para otras actividades de manera eficiente, cuidando al medio ambiente y mostrando un Estado que va avanzando a la par de la demanda de esta sociedad moderna”.
En cuanto al convenio, será Trenes Argentinos Operaciones, encabezada por Martín Marinucci, quién suministrará a IEASA toda la información y/o documentación que le solicite y resulte necesaria para la evaluación de los consumos energéticos y sus formas de suministro correspondientes a la Operadora.
Mientras que IEASA será responsable de la evaluación de esos consumos y sus formas de suministro. En caso de identificar posibles optimizaciones, pondrá a consideración de TAO y del Ministerio de Transporte, los estudios preliminares con propuestas de implementación de proyectos para el cumplimiento de los objetivos del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía.
Tanto TAO como IEASA reconocen el valor de la energía para el desarrollo y la importancia de su producción a partir de fuentes limpias y renovables y, en este sentido, consideran la necesidad de colaborar en el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía de las distintas empresas, sociedades y entes dependientes del Ministerio de Transporte de la Nación, y explorar posibles proyectos que redunden en beneficio.
Cabe recordar que TAO tiene asignada la prestación de numerosos servicios de transporte ferroviario de pasajeros de carácter urbano, interurbano, de larga distancia como regionales, mientras que IEASA, tiene a su cargo entre otros aspectos, la comercialización de la energía eléctrica proveniente de los aprovechamientos binacionales.
IEASA, empresa estatal que construye las represas Cepernic y Kirchner en la provincia de Santa Cruz, tiene presencia transversal en la industria energética y, por cuenta propia o a través de subsidiarias, presta distintos servicios tanto en la provisión y comercialización de gas natural, la producción y comercialización de energía eléctrica de distintas fuentes, como también en la ejecución de obras y proyectos de generación eléctrica renovables.
Según informan desde la compañía, el foco del nuevo CFO estará puesto en continuar con el crecimiento de Mainstream a nivel regional apoyando en la consolidación de la compañía como actor relevante en el desarrollo, la construcción y el suministro de energía renovable en Latinoamérica.
En el pasado Montenegro se desempeñó como CFO South America de la empresa Vestas y cuenta con una amplia experiencia en diversas industrias tales como construcción, farmacéutica, energías renovables y producción alimentaria (SeaFood y AgroFood), en diferentes roles como CFO, COO y Managing Director.
Sergio Montenegro es Ingeniero Comercial mención Administración de Empresas y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile, casado y padre de tres hijos.
Actualmente Mainstream se encuentra desarrollando en Chile su plataforma de ERNC “Andes Renovables” la cual consta de tres etapas.
La primera, llamada Cóndor, implica la construcción de tres parques eólicos y uno solar y tuvo una inversión total de US$830 millones.
La segunda etapa, denominada Huemul, consta de tres parques eólicos y dos solares con una inversión de US$934 millones.
Finalmente, la tercera fase y final de la plataforma, llamada Copihue, está en camino a lograr el financiamiento. Una vez finalizada, “Andes Renovables” aportará 1.300 MW al Sistema Eléctrico Nacional, suficiente para iluminar el equivalente a 1.725.000 hogares chilenos y evitar la emisión de más de 1.642.000 toneladas métricas de CO2 al año.
Con ella, a partir de 2022, Mainstream generará el 20% de la energía destinada a los clientes regulados del país.
La empresa española Naturgy Enegy Group puso en marcha un proceso de desinversión en la región. Su objetivo es reducir a una tercera parte el peso de sus negocios en América Latina y centrarse en países con monedas fuertes. Tres semanas atrás le vendió su participación en la distribuidora chilena Compañía General de Electricidad a la firma china State Grid, por U$S 3.100 millones y este martes anunció un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la concesión de la distribución de gas en dicho país. Con respecto a sus negocios en Argentina, desde la empresa aseguran que no tienen previsto deshacerse de sus activos pero que “si aparecen ofertas, se analizará cada caso”.
En Argentina, Naturgy es la segunda distribuidora de gas, con cerca de 1.600.000 clientes residenciales, 52.200 comerciales, 1.265 industriales, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. Además, participa en los gasoductos Del Pacífico y GasAndes. En el sector energético surgieron versiones de que estaba dispuesta a “escuchar ofertas” con respecto a la venta de sus activos en el país. Desde la compañía aseguraron a EconoJournal que “en Argentina no hay ningún plan de salida”, pero que si surgen ofertas “se analizarán, como en cualquier otra filial”.
Esta semana, Naturgy llegó a un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la distribución de gas natural y abandonar el país. A partir del 18 de diciembre, el estado peruano asumirá la prestación del servicio de los 12.000 clientes que pertenecían a Naturgy. La empresa esgrime que invirtió más de US$ 120 millones y no obtuvo ningún beneficio. Incluso, amenazó con iniciar una demanda internacional por incumplimiento del Estado peruano de las condiciones para la distribución de gas. Sucede que la concesión de Naturgy dependía del funcionamiento del Gasoducto Sur Peruano, cuya obra quedó paralizada por el escándalo que involucró a la constructora Odebrecht.
Tres semanas atrás, la compañía española había anunciado el acuerdo alcanzado con la china State Grid para vender su filial chilena, la Compañía General de Electricidad – la empresa más grande de distribución de electricidad del país trasandino- por US$ 3.100 millones. En esa ocasión, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, señaló que esa operación se daba dentro del Plan Estratégico de la compañía para 2018-2022 que lleva a una reducción de su presencia en América Latina debido a la depreciación de sus monedas y la caída de la demanda.
En abril Naturgy también se desprendió de su negocio en Kenia al ceder la compañía de generación eléctrica Iberafrica por US$ 62 millones. Ese mismo mes vendió sus filiales en Moldavia a Duet Private por 141 millones de euros.
El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.
Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”
En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.
Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.
El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).
El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno
Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.
En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.
Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).
Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.
Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.
Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.
Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS
Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.
Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.
Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino
A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.
Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA
La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:
a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,
b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,
c) la inyección promedio mensual de GNL y
d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).
Período 1993-2004
Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.
La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.
Período 2004-2011
El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.
Período 2011-2019
Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.
Período 2019-2020
En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.
Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.
Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.
Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.
Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)
Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.
No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.
Fluctuaciones diarias de la demanda invernal
Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.
Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.
Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.
Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.
Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado
El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:
El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.
Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).
Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.
En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.
En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería
El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.
Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”
En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.
Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.
El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).
El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno
Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.
En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.
Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).
Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.
Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.
Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.
Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS
Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.
Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.
Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino
A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.
Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA
La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:
a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,
b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,
c) la inyección promedio mensual de GNL y
d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).
Período 1993-2004
Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.
La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.
Período 2004-2011
El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.
Período 2011-2019
Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.
Período 2019-2020
En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.
Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.
Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.
Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.
Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)
Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.
No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.
Fluctuaciones diarias de la demanda invernal
Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.
Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.
Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.
Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.
Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado
El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:
El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.
Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).
Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.
En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.
En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería
El gobierno iniciará formalmente esta semana la negociación con Bolivia para revisar el contrato de importación de gas. La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. Se estima que Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía, liderará políticamente el equipo técnico encargado de iniciar las conversaciones.
Caída de la producción boliviana. Bolivia enfrenta serios problemas para cumplir con sus compromisos de producción de gas. Luego de nacionalizar los hidrocarburos en 2006, el país vecino comenzó a incrementar su producción hasta alcanzar un pico de 63,09 millones de metros cúbicos diarios en 2014, pero desde entonces ha venido retrocediendo y el año pasado se produjeron solo 45,2 millones de metros cúbicos diarios, según cifras del Ministerio de Hidrocarburos del país vecino. “Su producción se está cayendo como un piano. No tienen chances de mantener su nivel de oferta en 2021”, explicó a EconoJournal allegados a Energía. A raíz de esta situación, el gobierno argentino quiere aprovechar para reducir las compras.
Comprar menos. En febrero de 2019 el gobierno de Mauricio Macri selló la cuarta adenda al contrato original firmado en 2006. Allí se estableció un nuevo esquema de compras que tomó en cuenta la estacionalidad argentina. En los meses de verano (enero a abril y octubre a diciembre), YPFB pasó a entrar 11 millones de metros cúbicos diarios, en mayo y septiembre el compromiso se elevó a 16 millones y en el pico de invierno, entre junio y agosto, el volumen trepó a 18 millones de metros cúbicos. Ahora el gobierno quiere revisar esos volúmenes para reducir el gas importado en invierno hasta los 13/14 millones de m3/día en los próximos tres años.
¿Por qué se quiere comprar menos gas? Si bien Argentina redujo su producción de gas en 2020, con el Plan Gas apuesta a recomponerla en los próximos años. Ese objetivo va de la mano de una estrategia destinada a ampliar el sistema de transporte de gas argentino, pero para eso es necesario reducir la importación. La escasa oferta de gas para el próximo invierno que comprometieron las petroleras llevará al gobierno a ser más cauto de lo que había previsto originalmente. No obstante, la intención es firmar una adenda de tres o cuatro años que permita pensar más allá de la coyuntura inmediata.
¿Hay posibilidades de que Bolivia acepte? La caída de la producción boliviana sin dudas fortalece la posición argentina. Sin embargo, la claúsula take or pay establece que el gobierno de Luis Arce solo debe pagar una penalidad del 15% en caso de no cumplir con los envíos de gas prestablecidos. La sanción es menor y juega a favor de Bolivia. El gobierno de Mauricio Macri quiso renegociar ese punto en febrero de 2019, pero no tuvo éxito. Debido a todo esto, los funcionarios argentinos aceptan que las probabilidades de conseguir su objetivo de máxima son muy bajas.
¿Quiénes negociarán por Argentina? Junto con Ariel Kogan, participarán funcionarios de Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), empresa firmante del contrato. Por lo tanto, Andrés Cirnigliaro formará parte de la negociación. Además, se espera que técnicos del Enargas y de CAMMESA puedan realizar aportes.
El sector del petróleo y gas se mantendrá estable en 2021, ya que la modesta mejora en los precios del crudo al año que viene llevará a los productores a limitar la inversión en capital y, aunque la demanda de combustible aumentará, no será a los niveles anteriores a la recesión, según las previsiones de Moody’s.
La agencia de calificación, en su informe global sobre los sectores de petróleo y gas en 2021, señala que esa limitación en la inversión de los productores tendrá efectos negativos en las perforaciones, los servicios de yacimientos petrolíferos y las empresas de transporte y comercialización de productos crudos o refinados derivados del petróleo.
En su informe, Moody’s explica que los precios mundiales del petróleo se mantendrán en el límite inferior de su rango de 45-65 dólares el barril de Brent a medio plazo, con una desigual recuperación de la demanda y del reequilibrio del mercado.
Asimismo, señala que las empresas integradas de petróleo y gas de la zona EMEA (Europa, Oriente Medio y África) protegen su flujo de caja en medio de la pandemia del coronavirus con la interrupción de la recompra de acciones, la reducción del gasto de capital respecto a sus presupuestos iniciales y con ahorros en los costes operativos.
Moody’s recuerda que algunas empresas habían comenzado recientemente a reducir los dividendos en efectivo a finales de 2020.
El estudio indica también que las grandes petroleras rusas son más resistentes a los impactos que están sufriendo los precios, al tener unos costes bajos y unas métricas crediticias generalmente sólidas, aunque también buscarán reducir el gasto de capital y recortar los costes operativos.
Asimismo, señala que los bajos precios del petróleo y las sanciones obstaculizarán el desarrollo de reservas difíciles de recuperar y proyectos complejos (Ártico, esquisto, aguas profundas), que presentan riesgos para el crecimiento de la producción a largo plazo.
Por su parte, las empresas europeas integradas aumentan las niveles importantes para los presupuestos generales de gasto de capital.inversiones en energía con bajas emisiones, en algunos casos con
El informe explica también que la industria europea continúa reestructurando la capacidad de refino en medio de un exceso de oferta persistente, agravado por las altas importaciones.
Moody’s ve probable que la industria europea de servicios petroleros permanezca estresada en medio de niveles de inversión más bajos.
Las compañías nacionales de petróleo del Consejo de Cooperación del Golfo se comprometieron, en general, a aumentar a largo plazo la producción de gas y productos petroquímicos, a pesar de los retrasos en el gasto de capital, señala el informe, que indica que los gobiernos del Consejo de Cooperación del Golfo continúan presionando a las compañías nacionales de petróleo para obtener dividendos estables a corto plazo.
La estatal chilena Codelco, la mayor productora de cobre del mundo, informó que lanzó una emisión de bonos por 500 millones de dólares a 31 años para recomprar deuda «aprovechando las ventajosas condiciones que presenta el mercado».
«La emisión permitirá a la estatal financiar la recompra de bonos por hasta 1.100 millones de dólares, con vencimientos entre 2021 y 2027″, dijo en un comunicado la compañía.
La transacción es liderada por los bancos BofA Securities Inc., J.P. Morgan Securities LLC, Mizuho Securities USA LLC y Scotia Capital (USA) Inc
«La empresa busca reducir los vencimientos de deuda durante el periodo más intenso de inversión de los proyectos que actualmente se encuentran en desarrollo o estudio», explicó en el mismo comunuicado el vicepresidente de Administración y Finanzas de Codelco, Alejandro Rivera.
Chile, que aglutina el 28 % de la producción mundial de cobre y que pese a la pandemia no ha detenido sus operaciones, produjo 5,7 millones de toneladas en 2019, por debajo de la cifra récord de 5,8 millones de 2018.
Codelco, nacionalizada en 1971 por el presidente socialista Salvador Allende, entrega todas sus ganancias al Estado y emplea a unas 60.000 personas.
La minería chilena está jugando un papel fundamental en la recuperación económica de Chile y aportará este año a las arcas públicas 2.873 millones de dólares, de los cuales 1.298 millones los entregará Codelco.
El metal rojo, fundamental en la transmisión de energía, se ha convertido en el principal producto chileno y concentra casi el 50 % de las exportaciones.
En el país operan gigantes como BHP, Anglo American, Codelco y Antofagasta Minerals, pero también infinitud de pequeñas y medianas compañías, y la industria minera representa cerca del 10 % del PIB.
El Director Ejecutivo de Petrobras, Ricardo Castello Branco, aseguró que la compañía sigue apostando por el petróleo y no va por la “moda» de emisiones netas cero como lo han hecho todas las grandes petroleras europeas. “Es como una moda hacer promesas para 2050. Es como un año mágico», aseguró el directivo en una entrevista con la agencia Bloomberg. «De este lado del Atlántico tenemos una visión diferente del cambio climático», añadió.
O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, fala sobre os resultados da empresa durante o ano de 2018.
Las corporaciones petroleras más grandes de América, incluidas las grandes empresas estadounidenses Exxon y Chevron, no se han comprometido a convertirse en empresas de emisiones netas cero para 2050, a diferencia de las principales empresas petroleras de Europa, como Shell, Eni, Equinor, Total y Repsol, que han corrido para anunciar estrategias ecológicas durante el año pasado.
Occidental Petroleum se convirtió en la primera gran empresa petrolera estadounidense en anunciar un objetivo de cero emisiones netas el mes pasado.
Petrobras de Brasil, sin embargo, sigue apostando fuerte por el petróleo y, aunque promete recortes de emisiones, no planea ningún giro hacia las energías renovables en el mediano plazo. En su día del inversor para presentar el plan estratégico hasta el 2025 a principios de esta semana, Petrobras dijo que su objetivo sería reducir sus emisiones operativas en un 25 por ciento para el 2030, lograr cero quema de rutina para el 2030 y reducir la intensidad de las emisiones de metano en el upstream en un 40 por ciento para 2025, entre otros objetivos de sostenibilidad.
Aun así, la mayor brasileña continuará enfocándose en activos de petróleo y gas en aguas profundas y ultraprofundas en la cuenca del presal en alta mar de Brasil.
«La mejor empresa energética en creación de valor para el accionista, con enfoque en petróleo y gas, con seguridad y respeto por las personas y el medio ambiente», dijo Petrobras en su plan.
«Tenemos mucha investigación sobre energías renovables, pero para el futuro. No planeamos invertir un dólar en renovables como política durante los próximos cinco años», dijo Castello Branco a principios de esta semana, según lo citado por Argus .
El petróleo seguirá teniendo demanda durante mucho tiempo porque «sigue siendo la columna vertebral de la sociedad moderna», dijo Castello Branco a Bloomberg.
La asesora experta de empresas Vera de Brito de Gyarfas destacó a la formación no convencional como candidata. Aseguró que Argentina “es candidata a desarrollar su GNL”. La industria de los hidrocarburos es una industria global y así como en un momento las inversiones se focalizan en un área, también ocurren procesos de dispersión en la búsqueda de nuevos desarrollos. Ese es el escenario que la experta Vera de Brito de Gyarfas ve en el corto plazo en donde el freno de las inversiones en los Estados Unidos potenciarán el desarrollo de otros recursos entre los que Vaca Muerta aparece como una gran […]
Los grandes países productores acordaron solamente una modesta reducción de sus recortes a bombeo, lo que provocaría disminución de inventarios. La estructura de precios del petróleo Brent, de referencia para la Argentina, alcanzó su punto más alto desde marzo luego que los grandes países productores acordaron sólo una modesta reducción de sus recortes al bombeo, lo que operadores esperan que provoque a una disminución de los abundantes inventarios que presionan al mercado. Los futuros del crudo Brent para entrega próxima entraron en backwardation el 24 de noviembre, antes de volver al contango, su estructura opuesta, y luego recuperarse a un máximo. Durante […]
Si bien la actividad de los hidrocarburos cayó en octubre en la medición interanual, empieza a recuperar terreno mes a mes. Los no convencionales, en positivo. La producción de petróleo se redujo 8,1% interanual en octubre y la de gas cayó 12,9% por los efectos de la pandemia, pero comienzan a recuperarse frente al mes anterior. Según el último informe del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (IAE) al que accedió Ámbito, el petróleo aumentó 0,5% respecto de septiembre, pero acumula un descenso de 3,7% en los últimos doce meses. El incipiente repunte de la producción se registró en todas […]
La secretaría de Energía conformó una comisión que estará a cargo de la negociación de la adenda para el contrato de gas con el vecino país. La secretaría de Energía de la Nación ya le da forma a una comisión interna para comenzar a discutir una nueva adenda del contrato de provisión de gas con Bolivia. Fuentes allegadas al gobierno nacional confirmaron que de este modo el país se aprestará a negociar con el vecino país la quinta adenda al convenio firmado en el 2006, tras la asunción del nuevo presidente boliviano Luis Arce y sus funcionarios para el sector energético. Actualmente está vigente la cuarta adenda […]
La operadora eléctrica de La Plata informó que invirtió $ 1000 millones. Apunta a evitar problemas en el suministro en un verano con muchos usuarios que se quedarán en casa. En verano el sistema eléctrico entra en zona de riesgo. Y en esta temporada con más usuarios que se quedarán en casa por los coletazos de la pandemia de COVID el gobierno ya advirtió que podría haber más cortes de luz domiciliaria. Ante este panorama que se prevé complejo, Edelap –la distribuidora que opera en la capital bonaerense y la región- informó que completó un plan de inversiones por 1000 millones de pesos en […]
El intendente dijo en sus redes sociales que la provincia debe pagarle a Las Heras las regalías que se generan en la ciudad. La idea es disminuirle fondos a otros municipios. Para la provincia es “inviable”, pero, además, inconstitucional. Durante la semana pasada, el municipio de Las Heras y autoridades del Gabinete Provincial encabezadas por Alicia Kirchner se reunieron en Río Gallegos para intentar destrabar el conflicto salarial y social que mantiene esa comuna. El intendente no participó de ninguna de las instancias de diálogo en las que la provincia hizo tres propuestas financieras para salir en auxilio. Sin embargo ayer, José María Carambia respondió con un rechazo […]
El material, clave para la fabricación de electrónica y vehículos, comenzó a recuperar demanda. Y las mineras vuelven a tomar posiciones en la Puna Pasó la tormenta para uno de los sectores que más atrae a las automotrices y tecnológicas del mundo. O, al menos, eso dice el Gobierno. Tras un derrumbe pronunciado, la Secretaría de Minería informó que el precio internacional del litio comenzó a despegar tras el piso de 6.750 dólares la tonelada constatado en octubre. Y que lo que viene es un despegue para los proyectos activos o proyectos para la Argentina. “La recuperación de las ventas y el ratio de penetración de vehículos […]
La Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa eléctrica del Estado mexicano, anunció este martes una inversión de 62.754 millones de pesos (más de 3.000 millones de dólares) para ampliar su parque de generación dentro de los próximos cinco años. Al presentar el “Plan de Negocios de la CFE 2021-2025”, la compañía estatal detalló que desarrollarán una capacidad de 4.347 megavatios (MW) a través de seis centrales de ciclo combinado y cinco unidades aeroderivadas. Las inversiones permitirán instalar 1.714 MW en la península de Baja California, en el noroeste del país, y 1.547 MW en la península de Yucatán, en el […]
Fue uno de los ejes de la reunión que mantuvieron días pasados con la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Oporto Videla, el director de Refinación y Comercialización, Francisco Rigou y el director de Inspecciones y Seguridad, Mariano Santillán. El pasado día viernes, representantes de Expendedores Unidos se reunieron con funcionarios de la Secretaría de Energía para analizar el desarrollo del sector durante la pandemia. Del encuentro participaron la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Oporto Videla, el director de Refinación y Comercialización, Francisco Rigou y el director de Inspecciones y Seguridad, Mariano Santillán. Según precisó el presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos […]
Impulsan la existencia de Corredores Verdes de Gas Natural Comprimido, claves para mejorar la integración. De Vaca Muerta al Corredor Verde de GNC. El desarrollo de los Corredores Verdes de Gas Natural Comprimido (GNC) que impulsa el Gobierno nacional y el Ente Nacional Regulador del Gas generará condiciones de crecimiento industrial, mayor empleo y mejores condiciones para mejorar la logística e integración. Así lo expresó la gerente de Gas Natural Vehicular del Enargas, María Fernanda Martínez, en una entrevista en la que planteó que el desarrollo de la actividad de Gas Vehicular “es un proyecto construido para poner en valor todo el […]
¿Solución milagrosa o quimera imposible para luchar contra el cambio climático? Las técnicas de captura y almacenamiento de carbono interesan mucho a los industriales, pero esta tecnología tiene que superar todavía muchos obstáculos técnicos y financieros así como las críticas de las oenegés. La captura y almacenamiento de carbono (CCS en inglés) implica capturar el CO2 en plantas de producción de energía que utilizan combustibles fósiles, o bien en instalaciones industriales del sector de la siderurgia, el cemento, la química o la petroquímica. Una vez capturado, el CO2 puede ser transportado y reinyectado en depósitos geológicos herméticos (por ejemplo antiguos […]
Motivadas por la pandemia del coronavirus, las energías renovables muestran un importantes crecimiento en todo el mundo. Ya pasaron cinco años del histórico día en el que algunas de las potencias más importantes del mundo firmaron el Acuerdo de París para mejorar la situación climática en el mundo. A pesar de en el medio sucedieron hechos que frenaron la mejoría (Donald Trump sacó a Estados Unidos), se pueden observar algunos hechos positivos. Aunque las energías fósiles continúan predominando en el ámbito energético mundial, las energías renovables registraron una fuerte dinámica, que no se ha visto amenazada por la pandemia del coronavirus. «Las energías fósiles siguen dominando pero […]
¿Un combustible “milagroso” contra el calentamiento global? El hidrógeno podría contribuir a la descarbonización de algunos sectores, siempre que se fabrique de forma limpia y para usos selectivos. Cinco años después del Acuerdo de París, muchos gobiernos apuestan por este recurso, movidos por la urgencia pero también en busca de perspectivas industriales. El uso del hidrógeno no es nuevo. Desde el desarrollo de la electrólisis del agua en 1800 forma parte de muchos procesos industriales: refinado de petróleo, fertilizantes… En la actualidad esta molécula omnipresente en la Tierra, dotada de una gran intensidad energética y no contaminante, parece el combustible […]
El presidente de Francia, Emmanuel Macron, ha anunciado este martes las Fuerzas Armadas galas contarán con un nuevo portaaeronaves de propulsión nuclear que será construido para suceder al ‘Charles de Gaulle’, actual buque insignia de la Marina gala. Macron ha realizado este anuncio durante su visita a la sede de la compañía nuclear gala Framatome en la localidad de Le Creusot, en el este del país. El mandatario galo ha dicho que el portaaeronaves nuclear ‘Charles de Gaulle’ “alcanzará el final de su vida operativa en 2038” y ha avanzado que el buque que tomará su relevo también tendrá propulsión […]
Las autoridades del Colegio Argentino de Ingenieros de Minas (CADIM) y del Comité Asesor Permanente para el Ejercicio de la Geología (CAPEG) le enviaron el lunes una nota al presidente de la Legislatura del Chubut, Ricardo Sastre, para ponerse a disposición del vicegobernador y de los diputados provinciales para aportar la información necesaria en el marco del tratamiento del proyecto de zonificación minera en la Meseta Central elevado por el Poder Ejecutivo Provincial.
La nota llevó las firmas de los presidentes de CADIM, Francisco Almenzar, y del CAPEG, Eduardo Perurena, quienes precisaron que la primera entidad cuenta con “más de 500 profesionales de la ingeniería de minas asociados”, mientras que el Comité Asesor Permanente “representa a 12 colegios profesionales con matrícula provincial” y su Consejo Superior “representa a aquellas provincias o jurisdicciones sin Colegio o Consejo”.
“Las instituciones que representamos tienen una vasta trayectoria, están conformadas por profesionales argentinos que hemos recibido nuestra formación académica en universidades públicas, que nos exige, desde la ética, salir a divulgar el conocimiento científico adquirido y explicar con humildad, una y otra vez, todos y cada uno de los pasos que se dan para obtener los metales valiosos”, indicaron.
Los presidentes de las entidades manifestaron su “predisposición para transmitirles nuestra experiencia profesional, adquirida en la gestión de una mina, algunos; como catedráticos enseñando en universidades y escuelas técnicas de todo el país o trabajando en institutos de investigación, otros; y habiendo estudiado y aprendido minería tras años de estudios científicos, uso de modernas tecnologías y rutinas metodológicas, todos”.
Dijeron en este contexto que “la minería, industria madre de todas las demás industrias, aporta importantes recursos financieros por el pago de tributos (Nación, Provincia, municipios), por regalías y aportes para fondos de desarrollo de infraestructura; genera proveedores de todo tipo y trabajos directos e indirectos durante toda la vida de una mina”.
Oportunidad
Especificaron que “rubros tan diversos como la industria metalmecánica, la informática, la gastronomía con sus múltiples demandas de productos de la agricultura y la ganadería, la ingeniería civil y las construcciones, la salud pública con calidad prestacional, la educación brindando salida laboral a los jóvenes desde el dictado de carreras técnicas, la hotelería y el esparcimiento, las comunicaciones son una oportunidad única para muchos pueblos y regiones que hoy encuentran un verdadero límite a su pretensión de alcanzar crecimiento económico de la mano de las actividades tradicionales”.
Entre los beneficios añadieron: “El desarrollo de emprendedores locales, de infraestructuras viales y energéticas, de conducción de aguas hacia otros requerimientos, cientos de viviendas, hospitales equipados con aparatología de última generación, Internet y sistemas de Wi Fi, aeropuertos son sólo algunas de las posibilidades que abre la minería, que beneficia con su demanda también a las actividades tradicionales”.
Indicaron además que “en el terreno de la formación laboral, la minería invierte enormes sumas de dinero en la capacitación permanente de sus trabajadores”, y que “según registros de Nación, la industria minera exhibe los más bajos índices de accidentes personales, esto debido a los rigurosos estándares de seguridad laboral preventiva que practican las empresas que operan en el país”.
Ambiente
En cuanto a la gestión ambiental, explicaron que “la industria minera ha evolucionado de manera tal, que la tecnología con que se gestionaba una mina hace 20 años atrás, hoy puede ser considerada como obsoleta”.
“La integración de tecnologías de punta a los distintos procesos y en materia de monitoreo de aguas, aire y suelo, junto con la utilización de elementos de protección reducen al mínimo el impacto de las actividades sobre los entornos bióticos y abióticos en que se desenvuelve”, continuaron.
Mitos
En este contexto tanto CADIM como el CAPEG se pusieron también a disposición “a efectos de colaborar con el esclarecimiento de algunos prejuicios que pretenden construir nuevos Mitos en base a unos pocos eslóganes alejados de toda ciencia, y que repetidos hasta el cansancio pretenden adquirir veracidad”.
Indicaron en este sentido: “A la luz de nuestra propia experiencia y del importante camino ya recorrido desde 1997 en que se pusiera en marcha la nueva minería en Argentina que minería, ganadería, agricultura, pesca y turismo no solo no son incompatibles, sino que por el contrario pueden complementarse y la minería pasar a ser una oportunidad impensada para el desarrollo de estas actividades que en muchos casos se desarrollan precarizadas, tienen un bajísimo impacto económico y social, o simplemente no existen alrededor de los pueblos cercanos a un yacimiento mineral”.
“Está claro que ninguna catástrofe de las anunciadas que atemorizan a buena parte de los argentinos ha ocurrido -continuaron-. Doscientos años de minería chilena y desde 1997, 13 operaciones metalíferas en nuestro país lo desmienten a diario de uno y otro lado de la cordillera. Por eso la esencia no es dónde, sino cómo explotar los recursos minerales”.
Y, para finalizar, dijeron que “el verdadero desafío” es llevar adelante la explotación minera “con la mejor tecnología disponible, con impactos controlados, con un modelo tributario que no ahuyente las necesarias e imprescindibles inversiones, con desarrollo de múltiples proveedores locales, con trabajos en blanco y bien remunerados, con infraestructura social de calidad, con actividades tradicionales que encontrarán en la minería una oportunidad para emerger, en el re direccionamiento de la renta una oportunidad para la sustentabilidad”.
En un acto público, que se desarrolló en el Centro de Interpretación de la Central Eólica Villonaco, con ocasión de las fiestas de la ciudad de Loja, capital de las energías renovables, el ministro Ortiz adjudicó los dos nuevos proyectos a la iniciativa privada. La construcción de los dos proyectos requerirá de una inversión de USD 400 millones.
La decisión de la Comisión Técnica del MERNNR se tomó en función de los análisis de las ofertas económicas de las empresas precalificadas e incluye el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de los dos nuevos proyectos de generación eléctrica, ubicados en las provincias de Loja y Manabí, respectivamente.
El proyecto eólico Villonaco II y III se desarrollará en los emplazamientos de Membrillo-Ducal y Huayrapamba (provincia de Loja) y tendrá una potencia nominal de 110 megavatios.
Los dos emplazamientos gozan del mismo microclima de la central Villonaco I, caracterizada por su óptimo factor de planta promedio, que en los últimos cinco años de operación ha sido del 53,7%, con velocidades del viento de 12,4 m/s, es decir de 44,64 km/h. El tiempo de concesión es por 25 años, incluido el tiempo de construcción.
El proyecto fotovoltaico El Aromo se desarrollará en el sitio del mismo nombre, junto a las plataformas que se habilitaron para el proyecto de la Refinería del Pacífico, en el cantón Manta (provincia de Manabí) en un área aproximada de 290 hectáreas, a una altura de 255 msnm, con una radiación solar 1 648 kWh/m2/año. Tendrá una potencia instalada de 200 megavatios.
La concesión será por 20 años, incluido el tiempo de construcción.
Con el desarrollo de los proyectos Villonaco II y III y El Aromo, el Gobierno Nacional impulsa el potencial que tiene el país para el aprovechamiento de las energías renovables no convencionales. El desarrollo de estos proyectos es una muestra de que el país cuenta con reglas claras y un marco jurídico adecuado para atraer nuevas inversiones privadas que permitan el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica.
De acuerdo a un relevamiento de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta el 30 de noviembre pasado se entregaron certificados para acceder a los beneficios tributarios contemplados en la Ley 1715 a 725 proyectos de energías renovables, los cuales totalizan 3.599,6 MW de capacidad de potencia.
Estos incentivos permiten la deducción de renta del 50%, exclusión del IVA, depreciación acelerada, y quita de aranceles para productos.
Los proyectos que predominan son los solares fotovoltaicos: 658, que representan el 90,76 por ciento del padrón. Estos emprendimientos totalizan 1.060,94 MW.
Pero el grueso de potencia la aportan los 15 parques eólicos certificados, que en conjunto suman 2.219 MW. Le siguen las centrales de biomasa: 23 por 206 MW; y, finalmente, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: 28 por 113,6 MW.
Cabe señalar que buena parte de los certificados expedidos han sido gestionados para la autogeneración de energía limpia, es decir, Generación Renovable Distribuida. El sector terciario ocupa el primer lugar del padrón: 44,14%, con 320 emprendimientos. Pero al ser proyectos chicos la potencia instalada es de 35,33 MW.
Algo similar ocurre con el sector industrial, que está en segundo lugar con 191 proyectos por 236,71 MW. El residencial está en tercer lugar: 133 iniciativas por 7,39 MW.
El sector de generación de energía eléctrica, si bien lo componen 81 proyectos, estos en potencia representan 3.320,16 MW.
Por otra parte, la UPME registra otros 424 proyectos de energías renovables que se encuentran en diferentes etapas de análisis para su certificación.
La mayoría de ellos (167) se encuentran en etapa de “evaluación” y otros 27 a punto de obtener sus certificaciones. Se espera que entre este y el próximo mes puedan acceder a los incentivos.
La Empresa Generadora de Electricidad Haina -EGE Haina- inició su primer proyecto de energía renovable en República Dominicana allá por el 2011. Desde aquel entonces, casi el 100% de sus inversiones fueron para el sector.
Su parque de generación cuenta con 175 MW de potencia renovable en cuatro parques eólicos instalados en el suroeste de la República. Y, ahora, se encuentran iniciando la construcción del parque solar más grande de República Dominicana -hasta el momento- por sus 120 MWp de potencia a instalar, proyecto que además es el primero en gran escala en incorporar trackers en este país.
Pero el interés de la compañía por diversificar su cartera de proyectos y contribuir a la reducción de emisiones de CO2, va más allá. Y sobre este tema hizo mención Luis Mejia Brache, CEO de EGE Haina, en su participación por Latam Future Energy Virtual Summit.
“Queremos seguir siendo jugadores importantes en República Dominicana, y nos pusimos la meta de instalar 1000 MW más de energías renovables no convencionales en los próximos 10 años”, anunció.
De acuerdo a las declaraciones del empresario, aquella estrategia que ha trazado para la década entrante le permitiría también a EGE Haina, empresa que ha sido plenamente dominicana en los 21 años, expandirse próximamente hacia otros países de Centroamérica y El Caribe.
Durante el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”, moderado por Alvaro Villasante, vicepresidente de Generación en el Grupo Energía Bogotá, se interrogó al empresario los motivos de aquella elección.
“Creemos firmemente que la tecnología más competitiva es y seguirá siendo las energías renovables ayudadas con respaldo en gas natural”, señaló Luis Mejia Brache.
“En términos de tecnología vemos que la solar va ganando a la energía eólica”, opinó. Sin que su lectura parezca excluyente de una u otra tecnología agregó: “vemos que se pueden complementar. Por lo que consideramos en nuestro pipeline tanto proyectos eólicos como solares”.
Aunque las intenciones son crecer decididamente con energías renovables no convencionales también agregó que «cuando surja la necesidad de hacer inversiones de potencia firme pues también participaremos con el gas natural».
y Colombia
en materia de energías renovables no convencionales
, hidrógeno verde, así como la automatización y el uso de robótica en la industria minera
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