La presentación estuvo a cargo del gobernador Omar Gutiérrez. Vaca Muerta se beneficiaría con el transporte de equipos livianos. El Gobierno de Neuquén licitó el que será un centro logístico que tiene por objetivo convertirse en el destino de todos los depósitos ubicados en el radio urbano del la capital provincial y los municipios de la Confluencia. Se trata de un posible destino para empresas de todos los sectores productivos, incluidos parte del equipamiento más liviano que utilizan las empresas que se desempeñan en la producción no convencional de Vaca Muerta. La provincia propone en esta propuesta el otorgamiento de una concesión de 39 hectáreas, ubicadas en la zona […]
El gobierno provincial abrió la convocatoria de interesados en la presentación de propuestas para la concesión de un polo logístico. Estará ubicado sobre 39 hectáreas en la meseta y demandará una inversión cercana a los 900 millones. Con los principales objetivos de hacer más competitiva y eficiente la actividad logística, descomprimir y ordenar el tráfico y generar empleo genuino, el gobierno provincial presentó oficialmente el proyecto de su Plataforma Logística. Con este anuncio quedó abierta la convocatoria de inversores para la presentación de propuestas para hacerse con la concesión. Se emplazará en la meseta Neuquina en 39 hectáreas sobre la Autovía Norte […]
Titular del ente regulador de Tucumán, llegaría al cargo con el respaldo de Juan Manzur. Ya se reunió informalmente con varios directivos del sector eléctrico. La designación de designación de Darío Martínez al frente de la Secretaría de Energía está demorada porque el gobierno aún no ordenó quién se quedará con su banca en Diputados. Existe una contienda en la Justicia entre los dos aspirantes: Asunción Miras Trabalón y Guillermo Carnaghi, quien en principio había obtenido el respaldo de la juez María Servini de Cubría para quedarse con la posición del ahora secretario de Energía. Puertas adentro de Energía empiezan a vislumbrarse algunos trazos de lo […]
Recibirá parte del impuesto a la riqueza. Pero esos fondos beneficiarían también a los accionistas privados, que tienen el 49% de la firma estatal. En la industria petrolera siguen esperando el plan de estímulo para la producción de gas. Ese esquema todavía no está definido. Pero lo que sí avanza es un fondo especial para YPF, con la participación de la estatal Ieasa, la ex Enarsa. El dinero saldrá del impuesto a los grandes patrimonios (más de $ 200 millones) que el Gobierno impulsa en el Congreso. YPF es 51% estatal. Y hay un 49% de las acciones que están en poder de ahorristas […]
Se trata del 16,2% que reclaman los gremios como parte de la paritaria del año pasado. La propuesta fue rechazada y las partes volverán a reunirse la semana que viene. La segunda cita de la mesa de conciliación entre las cámaras empresarias y los gremios petroleros del país finalizó hoy sin acuerdo luego de que desde los sindicatos se rechazara la propuesta que hicieron las empresas para abonar el incremento que se está reclamando a través de un bono. “Las empresas lo que propusieron fue convertir el 16,2% que estamos reclamando de la paritaria del año pasado en un bono y además […]
Lo sostuvo el secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre, respecto del acuerdo firmado por el gobernador Gustavo Melella y la empresa Total firmaron para incrementar paulatinamente la mano de obra fueguina que actualmente ocupa la petrolera. Aguirre explicó que, través de este acuerdo, se pretende que el 85% de la mano de obra que preste servicios en dicha compañía petrolera sean residentes de Tierra del Fuego. “Este convenio firmado por el Gobernador con la empresa Total y el acompañamiento del gremio de Petroleros Privados, abre la posibilidad que la empresa revierta la cantidad de personal residente en la provincia que hoy […]
Petrobras identificó la presencia de hidrocarburos en un pozo pionero en el bloque CM-657, ubicado en el presal de la Cuenca de Campos. El pozo 1-BRSA-1376D-RJS (Naru) se ubica aproximadamente a 308 km de la ciudad de Río de Janeiro, a una profundidad de agua de 2.892 metros, con presencia de hidrocarburos en reservorios carbonatados en el tramo presal.Los datos del pozo se analizarán para evaluar mejor el potencial y guiar las actividades exploratorias en el área. El bloque CM-657, adquirido en marzo de 2018, en la 15a ronda de licitación de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), en régimen […]
Bajo la presión internacional de hacer más para abordar el calentamiento global, Xi Jinping hizo un sorprendente compromiso de reducir drásticamente las emisiones. Ahora viene la parte difícil. Los ecologistas han acogido con satisfacción la promesa del líder de China, Xi Jinping, de acelerar la reducción de las emisiones en la nación más contaminante del mundo y alcanzar la neutralidad en materia de carbono para 2060. El ambicioso objetivo, que sorprendió a muchos expertos, podría ayudar a frenar significativamente el calentamiento global. Sin embargo, advirtieron que Xi no había ofrecido casi ningún detalle, lo que suscitaba dudas sobre la viabilidad de los objetivos […]
La petrolera generará empleos con la posibilidad de que empresas incorporen a la producción más de 3.000 barriles de gas y petróleo por día Con la crisis económica que obligó a empresas petroleras a paralizar parte de sus actividades, y los bajos precios del crudo que se dieron a principios de marzo, el sector ha cambiado de tendencia y busca salir de los números rojos registrados del primer semestre. Ante este panorama, la estatal petrolera, Ecopetrol, tomó la iniciativa de jalonar la reactivación y dinamizar el sector con una subasta de nueve activos, algo que desde hace cuatro años no […]
GeoPark, Compañía latinoamericana independiente líder en exploración y producción de petróleo y gas con operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Perú, Argentina, Brasil, Chile y Ecuador, presenta su reporte de Sostenibilidad ‘SPEED/ESG 2019’, el cual -por segundo año consecutivo- fue elaborado con base en los lineamientos del Global Reporting Initiative (GRI).
El reporte recopila la gestión de la Compañía en materia ambiental, social y de gobierno corporativo, demostrando la manera en la cual GeoPark genera valor para sus grupos de interés y contribuye al desarrollo sostenible de los países en donde opera.
Al igual que la versión de 2018, la nueva edición del reporte presenta la información bajo el esquema del sistema integrado de valores de GeoPark denominado SPEED. Este acrónimo resume los compromisos de la Compañía en cinco áreas fundamentales Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario.
“Nuestro reporte lleva por título ´Crear Valor y Retribuir´, el lema corporativo que formulamos desde nuestra fundación hace 18 años y que es la base de nuestros principios y nuestros comportamientos”, escribió en la carta de presentación del informe el CEO de GeoPark, James F. Park. “Todos nuestros logros son posibles gracias al coraje, el compromiso y el profesionalismo de nuestros empleados, el 100% de los cuales son accionistas de la Compañía y participan de nuestro crecimiento y de nuestros éxitos. Los avances aquí reportados y los desafíos que nos ofrecen el presente y el futuro nos motivan y nos impulsan a ser aún más innovadores, eficientes, responsables y comprometidos con crear y entregar valor para el largo plazo y para todos”, agregó el CEO.
Algunos de los datos relevantes de la gestión de sostenibilidad de GeoPark en 2019 incluidos en este reporte son:
Seguridad
CERO víctimas fatales
8,1MM horas/hombre trabajadas
0,61 LTIR, Lost Time Incident Rate
Prosperidad
40 mboepd, producción diaria promedio y 197,3 mmboe Reservas 2P
$ 363,3 MM EBITDA Ajustado
413 % incremento del precio de la acción entre 2017 y 2019: Acción con mejor desempeño del sector E&P en la Bolsa de Valores Nueva York (NYSE)
Empleados
439 empleados directos de los cuales 100 % son accionistas de GeoPark
38,4 % de mujeres en nuestro Equipo Directivo
1,3 % Tasa de rotación voluntaria
Entorno Ambiental
CERO multas o sanciones ambientales
57,7 % Disminución de la huella hídrica en Colombia entre 2014 y 2019
13,05 kg CO2e/Bbls Intensidad de GEI en Colombia: 28 % por debajo del promedio global del sector de hidrocarburos – 18 kg Co2e/bbls
Desarrollo Comunitario
CERO interrupciones a las operaciones de las unidades de negocio por incidentes sociales
USD 3,9 MM en inversión socioambiental para el desarrollo sostenible
Un exgerente de Grupo Vitol, la mayor empresa independiente de comercio de petróleo del mundo, fue acusado de presuntamente acusado de sobornar para que su empresa realizara negocios con la empresa estatal Petroecuador. El caso Vitol, parte de una amplia investigación estadounidense sobre sobornos pagados a funcionarios sudamericanos, es el último en golpear a la empresa de comercio de petróleo. El año pasado, un exoperador de Petroleo Brasileiro SA que usaba el nombre en clave “Phil Collins”, dijo a un juez brasileño que recibió sobornos de Vitol para favorecer a la compañía en los contratos. Los fiscales alegan que Javier […]
Se trata de los nuevos precios establecidos por el Enargas para el Gas Licuado de Petróleo por m³, retroactivos al 1 de julio. La resolución beneficiará a los usuarios de Malargüe. El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) confirmó que la Distribuidora de Gas Cuyana (Ecogas) deberá refacturar los consumos registrados desde el 1 de julio a los usuarios que utilizan Gas Licuado de Petróleo (GLP) por un cambio en los cuadros tarifarios. En Mendoza, se verán beneficiados unos 6.800 usuarios de Malargüe. La Secretaría de Energía de la Nación, en la negociación con los productores de gas, definió un nuevo […]
La Cámara de Empresas Regionales de Servicios Petroleros del Golfo San Jorge explicó a La Opinión Austral que “no hay síntomas de que la actividad se recupere de cara a fin de año. No habrá despidos, pero el achique de costos será inevitable. El Ministerio de Trabajo de la Nación continuó mediando ante la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE) y los gremios petroleros de base y jerárquicos de todo el país. La autoridad laboral tiene la misión de sostener la paz social, así es que se abocó a acercar a las partes para equilibrar […]
Denuncian que existen numerosos establecimientos que a causa de la pandemia y las restricciones de paso entre localidades, están “cercados e inutilizados”. Sin embargo, estiman que cuando se recupere la normalidad, el GNC será uno de los negocios más rentables del rubro. La Cámara de Estaciones de Servicio de La Rioja, realizó un análisis de los niveles de actividad del expendio de GNC en la región. Como era de esperarse, los números no son favorables atendiendo la situación de las medidas de Aislamiento Preventivo Obligatorio que particularmente en dicha provincia, debió endurecerse por una oleada de casos inesperados. El testeo […]
Según informan desde la firma Enertik la línea BPD cuenta con opciones para alimentar bombas desde 750W a 5500W de potencia, y entre sus características principales esla de poseer un gabinete con grado de protección IP65, lo cual facilita su instalación, ya que el principal lugar de instalación de estos sistemas es en medio del campo, y al tener este grado de protección no se requiere una casilla especial para instalarlo y protegerlo de las condiciones ambientales
Por otro lado, la línea GD100 cuenta con un amplio rango de potencias, con opciones para alimentar bombas desde 400W a 22KW, siendo esta su característica principal. Además, esta línea está diseñada para ser instalada en tableros con riel DIN y cuenta con opcionales como ser el módulo para monitoreo remoto, un programador remoto, y el más importante, el optimizador
de energía solar.
Este último es muy útil ya que ayuda a reducir la cantidad de paneles, reduciendo drásticamente el tamaño y costo de estos sistemas. Es muy sencillo de instalar y el módulo puede identificar automáticamente el tipo de inversor al cual fue conectado.
Entre las ventajas principales de ambas líneas se pueden mencionar las siguientes características:
• Algoritmo MPPT avanzado
• MPPT de alta velocidad para el seguimiento en tiempo real de energía y la mejora de la recolección de energía
• Compatible con bombas monofásicas y trifásicas
• Amplio rango de voltaje de operación
• Configuración inteligente de líneas de paneles, que permite ahorrar en cantidad de módulos requeridos
• Función de arranque suave
• Fácil de instalar y usar, seguro y fiable
• Construcción robusta
• Libre mantenimiento
Toda la línea completa de equipos INVT BPD y GD100 puede adquirirse en Argentina y Chile en las sucursales de la empresa ENERTIK, así como en todos sus canales de venta online y telefónica.
Para obtener mayor información consultar el sitio web (en Argentina: http://enertik.ar y en Chile: http://enertik.cl) donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.
ACCIONA ha iniciado la construcción en Chile del complejo fotovoltaico Malgarida I y II, en Atacama, con una capacidad total de 238MWp. El complejo será la séptima instalación renovable de ACCIONA en el país. Con su entrada en operación, en 2021, la capacidad instalada en Chile alcanzará los 922MW.
Las plantas fotovoltaicas Malgarida I y II conllevarán una inversión cercana a los US$170 millones y generarán anualmente 654GWh de electricidad limpia, equivalentes a la demanda de unos 280.000 hogares chilenos. Tras su entrada en operación, prevista a finales de 2021, Malgarida I y II evitarán anualmente la emisión de unas 512.000 toneladas anuales de CO2.
Las nuevas instalaciones fotovoltaicas contarán con 580.000 módulos asentados sobre estructuras de seguimiento horizontal, que se instalarán en una superficie de 535 hectáreas. La construcción del complejo supondrá la creación de hasta 700 empleos.
“Durante los dos últimos años ACCIONA ha focalizado en Chile gran parte de las inversiones en energías renovables. Desde fines de 2019 a la fecha, hemos puesto en operación dos parques eólicos y dos plantas fotovoltaicas con una capacidad conjunta de 400MW y cerca de US$600 millones de inversión. El inicio de construcción de los proyectos Malgarida I y II refleja la confianza de la compañía en el mercado chileno y refuerza la posición de liderazgo de ACCIONA en el desarrollo renovable del país”, declaró José Ignacio Escobar, Director General de Energía para Sudamérica de ACCIONA.
La compañía ha puesto en marcha durante 2020 el parque eólico de Tolpán (84MW) y la planta fotovoltaica de Usya (64MWp), con lo que ha alcanzado una capacidad operativa de 684MW en el país.
El parque eólico de Tolpán Sur (84MW) se encuentra ubicado en la comuna de Renaico, en la Región de la Araucanía (Chile). El parque consta de 28 aerogeneradores Nordex AW132/3000 de 132 metros de diámetro de rotor y 3MW de potencia. Las turbinas van instaladas sobre torres de hormigón de 120 metros de altura, que se han fabricado localmente en una instalación próxima al proyecto. El nuevo parque eólico de ACCIONA es contiguo a San Gabriel (183MW), el parque que la compañía ya tiene en operación en la Araucanía.
Tolpán Sur generará más de 307GWh de energía limpia para abastecer cerca de 140.000 hogares y evitará la emisión a la atmósfera de 240.000 toneladas anuales de CO2.
La planta fotovoltaica de Usya (64MWp) está ubicada en la comuna de Calama, en la Región de Antofagasta. La instalación está conformada por 187.200 módulos asentados sobre estructuras fijas, instalados en una superficie de 105 hectáreas.
Usya tendrá una generación anual de energía libre de emisiones estimada en 146GWh, equivalente a la demanda eléctrica de unos 70.000 hogares chilenos y evitará anualmente la emisión de unas 115.000 toneladas de CO2.
El Índice de Transición Energética del Foro ha encontrado que, sin una acción urgente de las partes interesadas, COVID-19 comprometerá la transición a la energía limpia.
Y el Programa de Recuperación Post-COVID-19 de la IRENA muestra que, si bien las energías renovables han demostrado su capacidad de recuperación a lo largo de la crisis, las medidas políticas específicas y la inversión en la transición energética pueden aprovechar los beneficios socioeconómicos y, al mismo tiempo, mantener el rumbo hacia un sistema totalmente descarbonizado para 2050.
Este memorando de entendimiento reúne a dos organizaciones internacionales para colaborar y promover un futuro energético sostenible mediante la adopción de nuevas tecnologías, financiación y marcos normativos ambiciosos.
Su objetivo es hacer avanzar la necesaria transición energética mundial, descarbonizar los sectores difíciles de reducir, ampliar el despliegue de tecnologías limpias y mejorar los conocimientos energéticos de los encargados de la adopción de decisiones y del público.
«Los países deben elevar significativamente su nivel de compromiso con la sostenibilidad ambiental, aprovechando las diversas políticas, tecnologías y opciones de financiación», expresó Brende.
«Formalizar esta asociación en curso durante la Cumbre sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible es un paso importante para fortalecer la misión de nuestras organizaciones. Reúne el conocimiento, la perspicacia y la experiencia en innovación de la IRENA con la red mundial del Foro para garantizar que estos compromisos más elevados se hagan realidad a corto plazo».
«La transformación de la energía está en el corazón de la recuperación económica», expresó La Camera. «La energía renovable ofrece un camino hacia la neutralidad del carbono para mediados de siglo, alineando las decisiones políticas y de inversión a corto plazo con nuestros objetivos a medio y largo plazo de la Agenda de Desarrollo Sostenible y el objetivo de 1,5°C del Acuerdo de París».
La cooperación internacional es vital para apoyar a las empresas y al sector público en sus esfuerzos por alcanzar nuestros objetivos climáticos. Esta asociación reforzada combina la experiencia líder de la IRENA en materia de transición energética con el historial de éxito probado del Foro para impulsar el cambio mediante el diálogo entre los sectores público y privado en la búsqueda de un sistema energético mundial adecuado para el futuro».
«El Foro y la IRENA han trabajado juntos durante varios años para apoyar la transición energética», confía Roberto Bocca, Director de Modelización del Futuro de la Energía y los Materiales del Foro Económico Mundial.
«Este memorando de entendimiento refuerza la colaboración entre nuestras organizaciones para acelerar y dar forma a la trayectoria de la transición energética, asegurando que sea sostenible, inclusiva y que apoye la recuperación económica después de COVID-19».
En el último decenio se han producido rápidas transformaciones a medida que los países avanzan hacia la generación, el suministro y el consumo de energía limpia.
Se han retirado las centrales eléctricas de carbón, a medida que aumenta la dependencia del gas natural y de las fuentes de energía renovable sin emisiones. Las iniciativas de fijación de los precios del carbono han dado lugar a ganancias incrementales.
La situación actual del sector se describe en el Índice de Transición Energética 2020 del Foro Económico Mundial. En él se comparan los sistemas energéticos de 115 economías, destacando los principales actores en la carrera hacia las emisiones netas cero, así como los que tienen trabajo por hacer.
El informe de este año señaló que el COVID-19 podría amenazar el ritmo al que las economías adoptan una energía más sostenible. Suecia encabeza la clasificación general por tercer año consecutivo como el país más preparado para la transición a la energía limpia, seguido de Suiza y Finlandia.
Ha habido pocos cambios en los 10 primeros puestos desde el último informe, lo que demuestra la estabilidad energética de estas naciones desarrolladas, aunque se está cerrando la brecha con los países que ocupan los últimos puestos. El Reino Unido y Francia son las dos únicas economías del G20 que están entre las 10 primeras.
La Cumbre anual del Foro sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible reúne a casi 2.000 líderes de todo el mundo para ampliar las soluciones que abordan los desafíos económicos, sociales y ambientales de nuestro tiempo. Jefes de Estado, directores ejecutivos y líderes de la sociedad civil entablan un diálogo para iniciar, acelerar y ampliar las soluciones empresariales que promueven los objetivos de desarrollo sostenible.
La cumbre se celebra prácticamente del 21 al 24 de septiembre.
La Semana de la Energía se ha constituido en el principal referente energético de la región que convoca a las altas autoridades del sector, representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).
Este año la V edición de la Semana de la Energía que es organizada por Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se realizará en modalidad virtual del 16-25 de noviembre del 2020.
Esta vez se dará en un contexto especial. OLADE calcula que la demanda de energía en Latinoamérica y El Caribe se reduciría en un 9 % en 2020 por el impacto del COVID-19, que llegó a la región en un momento económico complejo.
El transporte, industria y comercio presentarán caídas de consumo comprendidas entre el 13 % y el 25 %, mientras que el sector residencial tendría un incremento del 20 %, estiman en OLADE.
Posiblemente los consumidores demanden productos de mejor desempeño energético, la incorporación acelerada de nuevas tecnologías eficientes y energías renovables, con el establecimiento de políticas más activas para actuar ante el cambio climático.
El escenario futuro también estará condicionado por efectos potencialmente contrarios a la evolución de las transiciones energéticas.
Los activos de energía renovable de Enel Green Power en Argentina, Brasil, Colombia, Perú, Costa Rica, Guatemala y Panamá se fusionarán en Enel Américas, lo que aumentará la capacidad de generación de esta última de 11,3 gigavatios a 16,3 gigavatios, según un comunicado dado a conocer tarde el lunes.
Enel Américas contrató a Banco Santander y Banchile para valorar los activos de EGP.
“América Latina avanza en la transición energética y para seguir liderándola es fundamental que Enel Américas acceda a nuevas oportunidades de crecimiento en generación, que se sumen a su ya consolidado liderazgo en distribución y al desarrollo de soluciones energéticas avanzadas a través de Enel X», explicó Maurizio Bezzeccheri, gerente general de Enel Américas.
Y sostiene que «la incorporación de las renovables nos permitirá hacer justo eso, diversificar nuestro negocio, al mismo tiempo que contribuimos a la reactivación económica, tan necesaria para el desarrollo sostenible de la Región. Sin duda es una operación que crea valor para todos nuestros accionistas
Como resultado del acuerdo, la italiana Enel SpA aumentará su participación de 65% en Enel Américas y diluirá a los accionistas minoritarios. Enel Américas cayó hasta 4,9% a 104 pesos, su mayor contracción en más de dos meses, mientras que sus ADR retrocedieron 4,4%, informa bloomberg.
“Si bien desde un punto de vista operativo, el acuerdo tiene sentido, considerando que Enel Américas se creó como un vehículo de crecimiento en América Latina, creemos que habrá un período de incertidumbre para la acción dado que aún no hay información sobre los términos de la transacción”, dijeron los analistas del BICE Manuel Barrientos y Aldo Morales.
Sin embargo, también podría crear una oportunidad de compra, de acuerdo con JPMorgan Chase & Co. “Reiteramos nuestra calificación de sobreponderación, y compraríamos la acción en caso de debilidad, ya que esperamos que el acuerdo se lleve a cabo de manera justa”, señaló en un informe Henrique Peretti, de JPMorgan.
“En un entorno volátil como el que vemos hoy en la Región es importante destacar que esta fusión permite mantener la sólida estructura de capital de Enel Américas y por lo tanto le da flexibilidad a la compañía para desarrollar proyectos renovables a futuro y seguir capturando nuevas oportunidades de M&A”, valoró el CFO de Enel Américas, Aurelio Bustilho.
El banco de desarrollo de América Latina (CAF) sigue impulsando proyectos verdes en la región, accediendo 100 millones de euros adicionales mediante la ampliación de la línea de crédito otorgada por la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD), destinada a inversiones en proyectos de adaptación y mitigación del cambio climático, que ahora tendrá un monto total de EUR 250 millones.
Estos fondos se suman a una cooperación global que le ha permitido a CAF movilizar recursos provenientes de AFD mediante diferentes esquemas como tres líneas de crédito totalizando más de USD 640 millones, cofinanciamientos por USD 760 millones y recursos de asistencia técnica por casi EUR 9 millones.
El trabajo conjunto para promover el desarrollo sostenible en la región ha beneficiado proyectos de gran envergadura en países como Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, México, entre otros.
La captación de este financiamiento forma parte de la estrategia de CAF de atraer recursos para impulsar proyectos verdes, que complementan su apoyo a la atención de la emergencia derivada de la pandemia del COVID-19 y la fase posterior de recuperación económica de la región.
La colaboración entre AFD y CAF promueve el desarrollo sostenible de América Latina mediante una amplia gama de esquemas de movilización de recursos y transferencia de conocimiento de valor agregado al servicio de los países accionistas de CAF.
Ayer, el Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer un Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea) que analiza el comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ante el posible escenario de retiro acelerado de la totalidad de las centrales termoeléctricas a carbón al año 2025. Se trata de un documento solicitado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados de Chile.
Cabe señalar que el programa del Gobierno de descarbonización, que empezó a aplicarse el año pasado, apunta a la salida de todas estas plantas al año 2040. Pero en el Congreso avanza, paralelamente, un proyecto de Ley más ambicioso, que exige que ese mismo objetivo se lleve a la práctica en los próximos 5 años.
El documento elaborado para la cámara baja, que se estructura en tres partes y propone distintos escenarios (tanto al 2040 como al 2025), advierte una disparada en los precios de la energía. Es que fija el reemplazo de la energía térmica a carbón saliente por otra de origen fósil más cara: el Gas Natural Licuado (GNL) y el diésel.
La primera de las partes se enfoca sobre el estudio de abastecimiento de la demanda en el período 2025-2030, una vez salida las centrales a carbón.
“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, se señala.
La segunda parte tiene que ver con ‘Estudios de Operación con resolución Horaria 2026’, que hace una evaluación más detallada del sistema, proyectada para el año 2026.
“Los resultados del estudio reflejan que para la semana del año 2026 analizada, la generación a carbón del sistema es reemplazada por una combinación de generación entre centrales en base a GNL y diésel, siendo mayor o menor el despacho de centrales diésel según los niveles de indisponibilidad de ciclos combinados y la condición hidrológica”, indica el infrome.
Y concluye: “En el Escenario B1, de retiro de unidades a carbón al año 2025, en la hidrología media, de igual forma se despacha un porcentaje relevante de unidades Diesel, alcanzando un costo marginal del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche. Por su parte, los resultados obtenidos en escenarios de indisponibilidad de GNL en ciclos combinados, con suministro limitado de unidades diésel e hidrología seca, alcanzan, en algunas horas de noche, valores del orden de 570 USD/MWh, y promedios diarios cercanos a los 390 USD/MWh”.
El tercer análisis se denomina ‘Estudios de Seguridad Operacional’, donde “se analiza y compara la situación operacional del sistema eléctrico en los años 2021, 2022 y 2026 con el objetivo de verificar el cumplimiento de los criterios de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa técnica vigente”.
Allí se indica que el año que viene y el próximo no habrán mayores contratiempos. Los problemas podrían llegar en 2026: “con el retiro de servicio del resto de las centrales a carbón, se observan para la Zona V Región Costa inconvenientes para preservar el criterio N-1. En la medida que se concrete la obra de S/E La Pólvora, se requerirá de la operación desenmallada en 2 subzonas. La subzona de Agua Santa y La Pólvora se operaría con criterio N-1, sin generación local forzada, en cambio la subzona de Ventanas y Quillota requeriría de generación local en base a Diesel para operar con criterio N-1”, advierte el documento.
Junto a Chile, Colombia se está erigiendo como uno de los países de referencia para el desarrollo de hidrógeno verde (producido con energías renovables) no sólo en la región latinoamericana, sino mundial.
Durante un evento organizado por la Revista Semana, Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía de Colombia, justificó este esfuerzo por el potencial mercado que promete el hidrógeno.
Repasando números, el funcionario indicó que del 2008 al 2018, la demanda de hidrógeno en la industria creció un 40%; y que desde el 2030 se requerirán más de 8 millones de toneladas de hidrógeno verde al año.
Es que este fluido, generado con la descomposición del agua a partir de fuentes renovables, se acoplará con la necesidad de reducir emisiones de CO2 a gran escala.
Además el hidrógeno puede aplicarse en una gran cantidad de segmentos de consumos energéticos. En las industrias y comercios con la generación de calor y electricidad; o en la movilidad, no sólo terrestre sino aérea y marítima; entre otras cosas.
“El hidrógeno verde es un tema de agenda de todos los países que estamos en la transición energética”, aseguró Mesa, y destacó que “lo principal es dar un marco regulatorio seguro y estable e incentivos de carácter tributarios para lograr que esto sea atractivo para la inversión; como hicimos con las energías renovables no convencionales”.
Colombia durante el año pasado adjudicó 14 proyectos eólicos y solares por 1.958,2 MW a precios muy competitivos: 28 dólares por MWh promedio. Este volumen a estos valores, son claves para que el país pueda ahondar en la generación de hidrógeno.
Mesa comentó que en estos momentos “se está elaborando una hoja de ruta para el uso de hidrógeno verde en el país” y señaló que han elaborado una mesa de trabajo y formalizado una alianza con Siemens para “construir estrategias de desarrollo e identificar oportunidades de mercado”.
Del evento virtual, también participó Peter Ptassek, embajador de Alemania en Colombia, quien contó que el país europeo se encuentra ante la amenaza de tener que importar en un futuro energía limpia. Nada mejor para ello que este gas ecológico.
“El Gobierno (alemán) va a invertir en cooperaciones internacionales para apoyar la construcción de una nueva infraestructura energética: 5 millones de euros se invertirán nacionalmente y 2 millones de euros en cooperaciones internacionales para hidrógeno verde. Y acá hay una buena oportunidad para Colombia”, prometió Ptassek.
Del evento de la Revista Semana además participaron Guilherme De Mendonca, managing director Siemens Energy Colombia; Hans Peter Knudsen, embajador de Colombia en Alemania; y Andreas Eisfelder, general manager of Hydrogen Solutions in Latam Siemens. La moderación estuvo a cargo de José Antonio Vargas Lleras, presidente Consejo Mundial de Energía Colombia (WEC) y de Carlos Enrique Rodríguez, director de la Revista Dinero.
La Cámara de Diputados aprobará hoy la renuncia de Darío Martínez a su banca en el Congreso. De ese modo, el neuquino quedará liberado para asumir como secretario de Energía. Eso fue al menos lo que se acordó ayer en el seno del Frente de Todos. Martínez hubiese querido que el proceso de designación formal en el cargo sea más rápido, pero quería finalizar su salida de la cámara baja antes de asumir en el Poder Ejecutivo, tal como publicó EconoJournal el 11 de septiembre.
El secretario aún no tiene definida en detalle la nómina de colaboradores que lo acompañarán en Energía, pero en los últimos días se empezaron a señales de lo que vendrá. A la casi segura designación de Santiago Yanotti como subsecretario de Energía Eléctrica, es probable que se le sume la de Javier Papa como subsecretario de Planeamiento Energético, cargo que hoy ocupa Juan Pablo Ordoñez, que volvería al Invap. Llega con el respaldo del ministro de Economía, Martín Guzmán, que desde agosto tiene a su cargo el área energética.
Papa es un licenciado en Economía formado como becario de Jorge Schvarzer, un reconocido economista especializado en el desarrollo industrial. Publicó con él un conjunto de estudios sobre el sector siderúrgico en los ‘2000 antes de viajar al exterior para ejercer en el mundo académico. No tiene un pasado profesional vinculado al sector energético.
Nexo
Fuentes del Palacio de Hacienda consultadas por este medio no reconocieron ni desmintieron la futura designación. Aunque Papa ya asistió esta semana a la Secretaría de Energía y solicitó información a la línea técnica de la cartera. Su nombramiento quedaría sellado una vez que se oficialice la designación de Martínez.
Papa podría oficiar como una especie decontroller con reporte en el Ministerio de Economía. Hasta el momento Guzmán delegó el seguimiento del trazo grueso de la agenda energética en algunos de sus colaboradores más cercanos como Haroldo Montagu, secretario de Política Económica, que se apoyó técnicamente en Diego Rozengardt, uno de los directores de esa dependencia que tuvo un pasó por el área de Combustibles durante la segunda presidencia de Cristina Fernández de Kirchner. Se espera que Papa sea el nexo formal entre la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía.
En el marco de la suba de precios de los combustibles que se inició el sabado 19, con YPF y Shell actualizando 3,5 % promedio país y hasta 4,8% en la CABA, otras marcas importantes del mercado local activaron ajustes similares.
Tal fue el caso de Axión que modificó sus precios en porcentajes similares. De este modo, los precios de referencia para las estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires son: Nafta Súper 59,88 pesos el litro, Nafta Quantium (premium) 69,52 pesos, Diesel común 56,78, y Quantium Diesel 65,83 pesos el litro.
Los incrementos fueron del 4,5 al 4,9 por ciento respecto de los precios previos.
En el día de ayer, Volvo Trucks Argentina, líder en innovación y desarrollo de las tecnologías más eficientes, participó junto a Fadeeac de la presentación del proyecto “canasta” de Combustibles Alternativos y las Mesas de Economía Circular desarrolladas por el organismo, entre otras acciones relacionadas a las capacitaciones y la sustentabilidad de la industria de transporte de cargas.
De la reunión participaron, Adriano Merigli, Presidente de Volvo Trucks y Buses Argentina, el presidente de FADEEAC, Hugo Bauza, quien dio la bienvenida a través de una videoconferencia a todos los participantes. Además, de las autoridades gubernamentales participaron el ministro de Transporte, Mario Meoni, junto a su par de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación, Juan Cabandié, y el intendente de Escobar, Ariel Sujarchuk, quienes fueron recibidos por el gerente General de la FADEEAC, Julio Velázquez; y el director del Departamento de Energía y Medioambiente, Luciano Milito.
En este contexto, y en el marco del ahorro energético y los combustibles alternativos, Volvo Trucks reconoce que estos desarrollos son esenciales para una estrategia hacia un transporte más sustentable. El camino hacia un transporte más amigable con el medio ambiente representa oportunidades y desafíos para la industria, pero cada vez es mayor la necesidad de encontrar alternativas que reduzcan las emisiones contaminantes que permitan también, reducir el consumo y los costos asociados al combustible. Por ello, Volvo con toda su experiencia global, acompaña a Fadeeac en la investigación de energías alternativas en pos de generar el marco adecuado para la introducción de nuevas tecnologías más eficientes y seguros.
“Nos encontramos en un período de transición a nivel mundial donde la industria está pasando de una dependencia de fuentes de energía fósiles a la búsqueda de soluciones orientadas a combustibles renovables. Desde Volvo trabajamos fuertemente en el desarrollo de nuevas tecnologías más eficientes en materia de recursos y vemos importante cooperar estrechamente en esta transición no solo entre los fabricantes, transportistas y distribuidores sino también junto a los organismos gubernamentales intervinientes, contribuyendo con todo lo que haga falta desde el conocimiento con el que contamos para acompañar en este proceso a las medidas que se tomen desde el gobierno”, destaca Adriano Merigli.
Si bien actualmente los camiones de la marca sueca ofrecen los consumos más bajos del mercado y en combinación con los sistemas inteligentes de gestión del combustible y los programas de formación para conductores, ayudan a sacar el máximo provecho de sus vehículos, la marca trabaja continuamente para desarrollar nuevas tecnologías a fin de aumentar la eficiencia energética, promoviendo los avances en estrecha colaboración con su entorno.
Volvo conoce la necesidad de llegar a todos los mercados con la tecnología correcta de acuerdo a cada situación, así como para cada aplicación. Pioneros en la electromovilidad, la marca comercializa camiones eléctricos en el mercado europeo para entornos urbanos y sostiene que a corto y mediano plazo la tecnología indicada para distribución, recolección de residuos y transporte de pasajeros, entre otros, será la eléctrica, contemplando la necesidad de inversión que esto conlleva en desarrollo de las baterías y los puestos de carga para brindar mayor autonomía.
Para operaciones de media y larga distancia Volvo ofrece camiones a gas natural licuado con una tecnología única en el mercado que no solo permite reducir las emisiones de CO2 en un 20% respecto a combustibles euro 6, y un potencial de 100% con biogás, sino que además cuenta con eficiencia similar a la de los motores diésel, con los mismos intervalos de servicio requeridos, la misma fiabilidad y el mismo rendimiento en conducción. Dentro del desarrollo local, esta solución con motores “ciclo diésel” resulta de gran interés teniendo en cuenta que, desde la legislación de Escalabilidad, las combinaciones son capaces de transportar mayor carga, pero con una demanda de potencia, torque y rendimiento mayor. El gas natural licuado tiene un gran potencial local como sustituto del diésel en los camiones por contar con un buen suministro que además permitirá ser competitivo en costos.
Merigli concluye, “Sabemos que no alcanza con una única solución para afrontar todos los desafíos que implica el transporte de carga. Disponemos de tecnologías de alto rendimiento con resultados comprobados globalmente para poder abordar el mejor camino hacia un transporte más sustentable localmente. Es por esto que, acompañamos las iniciativas que, dentro del marco adecuado y el trabajo entre los distintos protagonistas, permitan llevar adelante la mejor solución para satisfacer la demanda local y garantizar la eficiencia en operación para el transportista”.
Dentro de la canasta de combustibles que componen la investigación que está llevando adelante Fadeeac, también se encuentra el biodiesel, una alternativa en estudio, que regulada, podría contribuir a marcar el comienzo de la transición hacia un futuro más limpio y amigable. Todos son pasos importantes para alcanzar el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y lograr operaciones de transporte que resulten sustentables, tanto para el medio ambiente como para la rentabilidad del negocio.
La subasta electrónica realizada por el MEGSA para la provisión de gas natural a CAMMESA con destino a la generación de electricidad durante el mes de octubre arrojó un precio promedio país de 2,46 dólares por millón de BTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), y de 2,99 dólares por millón de BTU puesto en el Gran Buenos Aires. Se trata de precios similares a los del mes pasado, considerando los precios máximos ofertados por productores que operan en las cuencas Neuquina, Austral, Golfo San Jorge y Noroeste.
Setiembre había arrojado precios promedio de U$ 2,46 para el PIST y de 2,87 dólares por MBTU para el gas puesto en el GBA., en tanto que en agosto (pleno invierno) había sido de 2,53 y 3 dólares por MBTU, respectivamente.
El volumen ofrecido en las 74 ofertas presentadas en la subasta totalizó 60.890.000 metros cúbicos día, superando en mucho a las 40 ofertas de setiembre (34.750.000 m3/día) y a las 28 ofertas de agosto, que habían totalizado 26.680.000 metros cúbicos día.
Para octubre el mayor número de ofertas (43) fueron presentadas por productores de la Cuenca Neuquina y sumaron 42.940.000 m3/día. Le siguieron 18 ofertas desde Tierra del Fuego por 14.940.000 metros cúbicos día, 5 ofertas desde Santa Cruz, por 1.200.000 metros cúbicos día, otras 5 ofertas desde la Cuenca Noroeste por 600 mil m3/día, y 3 ofertas desde Chubut por 1.200.000 m3/día.
La mayor cantidad de oferentes, de ofertas, y el mayor volumen ofrecido a CAMMESA, con precios similares a los de setiembre, permite suponer el interés de las productoras en asegurarse la colocación de mayores cantidades de gas con destino a la generación de electricidad habida cuenta que en setiembre comenzó a descender por razones estacionales la demanda residencial de este insumo.
Mientras, se aguarda por una mejora paulatina de la demanda de gas por parte de las industrias, conforme se vayan recuperando niveles de producción que fueron muy afectados por la pandemia del COVID-19.
Estos precios y los volúmenes disponibles en las distintas cuencas para el abasto de gas a las diversas demandas son parte del análisis que realiza el gobierno para terminar de definir el plan de impulso a la producción gasífera convencional y no convencional para el período 2020/2024.
El plan referido se encuentra en estado avanzado de elaboración a cargo de la Secretaría de Energía, ahora bajo la órbita del Ministerio de Economía, que evalúa el costo fiscal de la medida, consistente en garantizar un volumen de producción por Cuencas con precios que surgirán de subastas y sobre el cual se aplicará un subsidio hasta garantizar un precio que podría rondar los 3,40 dólares por MBTU.
Se estima que su puesta en vigencia sería a partir de octubre y se espera que la mayor producción de gas natural en el país reduzca la importación de este insumo en el invierno 2021.
El presupuesto del ministerio de Economía de Martín Guzmán establece dos partidas específicas para la producción. Es clave para el shale neuquino. Los detalles del nuevo precio estímulo para la producción de gas todavía no fueron oficializados. Sin embargo, hay una primera pista acerca de cuánto recibirá con las transferencias de fondos para garantizar la demanda durante el 2021. El dato se desprende del proyecto de presupuesto que el ministro de Economía Martín Guzmán ya envió al Congreso de la Nación. El plan, que Guzmán comenzó a revisar cuando la Secretaría de Energía pasó a su órbita, estaba casi acordado con las empresas del sector. Según fuentes del […]
El gobernador de Neuquén habló sobre la formación que beneficia a la actividad energética en una charla virtual organizada por el Club del Petróleo. El gobernador destacó hoy la importancia de contar con “reglas de juego claras para potenciar la calidad geológica comprobada que tiene Vaca Muerta”, al tiempo que ponderó el Plan Gas que el gobierno nacional “se encuentra próximo a implementar”. El mandatario hizo estas declaraciones durante una charla virtual organizada por el Club del Petróleo denominada “Oportunidades y desafíos en Vaca Muerta en la pospandemia”. “Hay otros campos en el mundo además de Vaca Muerta, por eso […]
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) avanzó con el análisis de los proyectos de ampliación de capacidad de transporte del sistema de la empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN), según se informó hoy. El organismo destacó que estos avances son “a los efectos de dar viabilidad a los desarrollos gasíferos de las cuencas productoras argentinas y propender al abastecimiento gasífero de todos los segmentos del mercado, principalmente el eléctrico e industrial y, fundamentalmente, el comercial y residencial”. En un comunicado, el Enargas precisó que “la nueva reunión con los directores de TGN se dio en el marco de […]
Son proyecciones realizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En las estimaciones predominan las centrales eólicas. El viernes de la semana pasada, la reguladora del mercado eléctrico de Argentina, CAMMESA, dio a conocer un programa provisorio donde se detallan proyecciones del sistema hacia abril del 2021. Un dato a destacar del informe es que el 69,65% de la nueva potencia que debería entrar en funcionamiento corresponden a centrales de energías renovables. De los 2.633 MW que se esperan hacia el primer cuatrimestre del año que viene, 1.834 MW corresponden a fuentes de energías renovables y tan sólo […]
Una comisión de dirigentes de CECHA, realizará un encuentro virtual con las autoridades de la petrolera para informarse sobre el desarrollo del mercado mientras se extienda la cuarentena. Dentro del marco de las gestiones que los expendedores vienen realizando con los diferentes actores del ambiente de los hidrocarburos y del Estado para conseguir beneficios que los ayuden a sostener la rentabilidad de sus negocios, los representantes de la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina, escucharan a los directivos de YPF. Al respecto, el vicepresidente de la Cámara de Estaciones de Servicio de Entre Ríos, Mario […]
El designado secretario de Energía, Darío Martínez, mantuvo hoy un encuentro con el presidente y CEO de la Compañía General de Combustibles (CGC), Hugo Eurnekian, en la ciudad de Neuquén. La cartera que depende del Ministerio de Economía, precisó que la reunión forma parte de una serie de jornadas de trabajo que el futuro secretario de Energía de la Nación viene realizando con cámaras de empresas regionales, gobernadores, organizaciones de trabajadores, cooperativas y autoridades de las empresas involucradas en la producción de gas y petróleo. La firma CGC concentra actualmente la mayor parte de su producción y reservas de hidrocarburos […]
El gobernador de Neuquén se opuso a las iniciativas que plantean desdoblar los precios del petróleo en el país. Advirtió que “atenta contra la seguridad jurídica” y desalienta inversiones. El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, se opuso a las iniciativas que en estos días surgieron en torno a una reforma en el DNU 488/20 que plantean un desdoblamiento de su precio ya que aseguró que “es una mala señal para el mundo que en Argentina el petróleo tenga dos precios”. El mandatario participó este mediodía de un encuentro virtual organizado por el Club del Petróleo en donde analizó la situación actual de […]
Gastos vinculados a la logística y almacenaje de combustibles son los más significativos, después de las pérdidas de rentabilidad registradas en las bocas de expendio de bandera. Mañana, la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) presentará los últimos números respecto a despachos de combustibles, correspondiente al mes de agosto. En informes anteriores, la entidad dio cuenta de un aumento en ventas desde abril (el mes más afectado por la pandemia) a junio. Pero julio mostró una caída que, que si bien fue leve, acabó con el espiral de recuperación que se venía dando. Según el último […]
“El modelo de tarifas altas para usuarios no significó una mejora en la calidad de la prestación del servicio”, remarcó un informe de la Secretaría de Energía bonaerense sobre la última Revisión Tarifaria Integral (RTI). Las distribuidoras admiten que las inversiones estuvieron debajo de lo comprometido pero resaltan que fue producto de suba de costos por el desfasaje de cuadro tarifarios. El gobierno de la provincia de Buenos Aires detectó “aumentos injustificados y falta de inversión” por parte de las empresas distribuidoras de energía que operan en ese territorio durante el período 2016-2019. Desde las firmas concesionarias reconocieron que la inversión menor a […]
Durante agosto se alcanzaron aproximadamente 160 mil barriles por día, con un alza de casi el 3,5 por ciento con respecto al mismo mes de 2019. Se registró una caída en la producción de gas. La producción de petróleo en la provincia de Neuquén alcanzó en el mes de agosto los 159.773 barriles por día, lo que representa un incremento del 3,47% con respecto a igual mes de 2019 y del 12,92% si se comparan los primeros ocho meses de 2020 con igual período del año pasado. El crecimiento en comparación con julio pasado fue del 0,44%, informó el gobierno provincial a través del Ministerio de Energía […]
La designación de designación de Darío Martínez al frente de la Secretaría de Energía está demorada porque el gobierno aún no ordenó quién se quedará con su banca en Diputados. Existe una contienda en la Justicia entre los dos aspirantes: Asunción Miras Trabalón y Guillermo Carnaghi, quien en principio había obtenido el respaldo de la juez María Servini de Cubría para quedarse con la posición del ahora secretario de Energía.
Puertas adentro de Energía empiezan a vislumbrarse algunos trazos de lo que será la gestión de Martínez. En esa clave, emerge el nombre de Santiago Yanotti, que es el apuntado para asumir como subsecretario de Energía Eléctrica, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas y gubernamentales. Yanotti, de profesión abogado, se quedará casi con seguridad con el cargo que ocupa Osvaldo Arrúa, un ingeniero misionero que llegó a la Secretaría de la mano de su coprovinciano Sergio Lanziani, pero nunca se involucró activamente en la gestión.
Santiago Yanotti es el titular del Ersept, el ente regulador de electricidad de Tucumán, y llegaría el gobierno nacional con el respaldo del gobernador de esa provincia, Juan Manzur, que mantiene una excelente relación con el presidente Alberto Fernández.
Presentación informal
Yanotti mantuvo en las últimas semanas conversaciones con ejecutivos de la industria eléctrica, que lo definen como un profesional ‘lógico’ que está empapado de los principales temas de la agenda sectorial. “Tiene muchas ganas. Tucumán es una de las provincias que mejor trabajó el programa de tarifa social y una de las que menos se atrasó en los pagos a Cammesa”, explicaron allegados a Darío Martínez.
En el área de Energía Eléctrica existen algunas posiciones disponibles para que la política pueda negociar nuevas designaciones. Al seguro reemplazo de Arrúa en la Subsecretaría, se le suma también la vicepresidencia de Cammesa, un cargo que está vacante desde principios de año.
“La designación de los nuevos subsecretarios se oficializará en simultáneo con la de Martínez en la Secretaría”, explicaron las fuentes consultadas. “Vilma Ibarra (secretaria Legal y Técnica de Presidencia) ya validó los decretos de designación, pero antes de que se publiquen en el Boletín Oficial primero la Cámara de Diputados debe aceptar formalmente la licencia de Darío Martínez”, agregaron.
Airbus ha revelado tres conceptos para el primer avión comercial de cero emisiones que podría entrar en servicio en 2035 y que exploran diversas vías tecnológicas para liderar el camino de la descarbonización en la industria aérea. Los tres están basados en el hidrógeno como fuente de energía primaria, una opción que Airbus considera “excepcionalmente prometedora” como combustible de aviación limpio y que es probable que sea la opción para una industria más limpia. El consejero delegado de Airbus, Guillaume Faury, ha señalado que se trata de un “momento histórico” para el sector de la aviación comercial y ha mostrado su convicción de que el uso del […]
Eduardo Borri es presidente de la empresa Bertotto Boglione, una firma que provee productos y soluciones para la industria energética, y participó del Ciclo de Entrevistas de Econojournal. Analizó cómo está el sector industrial vinculado a la energía y, en particular, la cadena de valor del gas. «Hay que tener una mirada superadora de toda esta crisis que, sin duda, está jaqueando a la Argentina y al mundo. Sino lo hacemos, seguiremos en la protesta y no podemos accionar. El desafío hoy es trabajar de forma segura y cuidar a nuestra gente”, indicó Borri y comentó que Bertotto Boglione, que en la industria petrolera tiene el foco puesto en la producción de tanques de almacenamiento, adquirió hace unos años a Metalfor, una productora de maquinaria agrícola, y a fin de 2019 adquirió otra empresa de producción de acero. En conjunto, estas firmas emplean a 950 trabajadores. De esa planta, 130 trabajadores los incorporó a partir de septiembre del año pasado, en plena crisis económica del país, y 65 los sumó “en medio de la pandemia”.
Pandemia
El ejecutivo remarcó: “lamentablemente, después de un tiempo la pandemia pegó fuerte por nuestra región. Nosotros pensábamos que era algo de las grandes capitales y en una población de 30.000 habitantes (Marcos Juárez, en Córdoba) tuvimos que parar la actividad por 20 días más, además de las dos o tres semanas del comienzo”.
Oportunidades en la industria energética
“Vemos muchas oportunidades en este sector, las limitaciones que tenemos es la conformación de los equipos porque a veces no tenemos los equipos adecuados. Veo oportunidades concretamente en el desarrollo de gas, puntualmente para nosotros en el almacenamiento y transporte de líquidos y sólidos”, añadió Borri.
Además, subrayó: «tenemos que tratar de tener más productos atados al gas. El Gas Natural Licuado (GNL) debería tener foco en nuestro trabajo en los próximos meses. Veo también oportunidades en el hidrógeno, es algo que tiene que venir”
Otra oportunidad la observa en los biocombustibles: “la relación de Bertotto Boglione, que es líder en el sector energético, y Metalfor, que líder en maquinaria agrícola, podría permitirnos tener asociaciones en biocombustibles y biogás. Hoy ya lo estamos haciendo con biodiésel. Esto es parte de nuestra riqueza energética”.
Argentina
El presidente de Bertotto Boglione sostuvo: “yo soy optimista. Deseo que a este gobierno le vaya bien y que sus acciones sean acertadas. Ahora, también veo que en la agenda faltan actores. En cuanto al gas, la actividad no puede ser meramente extractiva, tiene que desarrollarse la cadena de valor”. Y agregó: “en la mesa de la cadena de valor del gas faltan actores. Si bien no somos los protagonistas, somos muchos los que somos actores de reparto. Generamos alrededor de 100.000 puestos de trabajo. Tenemos que ser escuchados”. Borri, que también es presidente de la Cámara Metalúrgica y Componentes de Córdoba, puso como ejemplo a la resolución 46 y la conformación del barril criollo: “en esas mesas se debería analizar cuál es el efecto derrame y de desarrollo de la industria. La mejor forma de potenciar el sistema energético sería planificar (al menos) tres gobiernos hacia adelante» «No puede ser que cada gobierno pegue un volantazo y vayamos de lado a lado».
YPF y la Secretaría de Energía
El ejecutivo integra el Cluster de Petróleo y Minería de Córdoba. Sobre la compañía petrolera controlada por el Estado señaló: «tiene un rol super importante, es una empresa que compite con otras, pero es la empresa bandera y tiene que cumplir un rol que va más allá de tener energía barata y abundante. El conglomerado de proveedores de YPF también tiene que darle una mejora en sus costos«. Y añadió: «el traspaso de la secretaría al Ministerio de Economía fue negativo, fue un retroceso. La energía debería tener rango de ministerio. Si no lo tiene, al menos era importante que se mantenga en el área del Ministerio de Desarrollo Productivo. La industria debe tener energía abundante y competitiva. Si es regalada nadie va a hacer desarrollos de nada. Deberíamos exportarla y generar divisas para la Argentina».
Tarifas
«Como ocurre con todos los costos, deberíamos tener un benchmark (referencia de rendimiento de una inversión) con la región, la energía no puede estar ajeno a esto. El peor precio de la energía es cuando no la tenemos«, indicó. «Nos ha pasado de no poder con clientes por tener cortes rotativos de energía. No es ideológica la discusión, es lícito que puedas distribuir los sobrantes que tengas, lo que no me parece lícito es que regales lo que no tenés«, describió Borri.
Sustitución de importaciones
Por último, plantea que en el sector petrolero hay una importación de equipos usados que terminan tienen beneficios que se van extendiendo en el tiempo y esto no permite el desarrollo de industria local. «Hay que poner en agenda este tema, las cámaras tenemos en claro el trabajo que tenemos que hacer. Si tenemos más de mil empleados es porque nos interesa (y queremos) seguir apostando por este país«, concluyó.
Por la postergación de la actualización de los gravámenes a las naftas y el gasoil dictada en mayo por el gobierno, el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) deberían aumentar un 13,6%. Si se aplicara este ajuste, el incremento en los surtidores sería de 3,3% en las naftas y 2,3% en el gasoil. La prórroga para que se actualicen estos dos tributos vence el 1° de octubre. Así se desprende del último informe publicado recientemente por la consultora en temas energéticos Energy Consilium.
El gobierno nacional aún no definió qué va a hacer con la actualización del ICL y del IDC, que se ajustan por trimestre calendario. Probablemente en octubre vuelva a postergar —parcial o totalmente— la actualización de estos impuestos porque, en los hechos, implicaría un nuevo aumento en los surtidores de casi 3,5%.
El sábado pasado YPF aumentó un 3,5% en promedio los combustibles en todo el país. En las estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires, el litro de nafta super de la compañía controlada por el Estado trepó a 59,49 pesos y el de gasoil grado 2 subió a 55,56 pesos. Lo mismo hizo la compañía Raízen, que comercializa la marca Shell.
El decreto 488 del gobierno nacional implementado en el mes de mayo, que estableció un precio sostén (“barril criollo”) para el sector petrolero, suspendió hasta octubre la actualización de estos gravámenes a las naftas. Según el informe de Energy Consilium, la consultora presidida por el exministro Juan José Aranguren, “el ICL y el IDC, tanto para naftas como para gasoil, deberían tener un incremento de 13,6% para cumplir con lo establecido en la Ley 27.430 y su Decreto Reglamentario 501/2018”.
“En caso de implementarse estos aumentos, considerando volúmenes promedio mensuales de ventas estimadas para el tercer trimestre 2020 de 540.000 m3 para naftas y 1.000.000 m3 para gasoil, el incremento de la recaudación fiscal, solo por estos conceptos, sería de $ 2.300 millones mensuales”, concluyó la consultora.
El encuentro, completamente gratuito, se realizará el 3 y 4 de noviembre en forma virtual y se espera que participen más de cinco mil personas de distintas partes del mundo. Además, la actividad incluirá una Feria Tecnológica Virtual abierta y Rondas de Negocios, que buscan conectar las ofertas de bienes y servicios, tanto nacionales como internacionales, en todo el proceso de producción del hidrógeno verde.
“Tenemos tremendas ventajas competitivas para ser líderes mundiales en producción y exportación de hidrógeno verde gracias a nuestro enorme potencial de energías renovables como la eólica y la solar. El hidrógeno verde nos permitirá desarrollar un nuevo polo de progreso a nivel nacional y será fuente de generación empleos locales, en particular para las regiones del Norte y Sur del país”, explicó el Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
Agregó que “al mismo tiempo el hidrógeno verde nos permitirá descarbonizar sectores donde la electricidad no es competitiva: principalmente el transporte pesado, almacenamiento, redes de gas urbanas y la industria de altas temperaturas. Así, nuestras principales industrias serán verdes, ganando competitividad internacional”.
Por su parte, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, señaló: «Desde nuestra Corporación contamos con distintos programas tecnológicos que buscan hacer de este recurso un aporte tangible a la sociedad, y seguiremos trabajando para que alcance todo su potencial”.
De acuerdo con estudios del Ministerio de Energía, la penetración de H2 costo-efectiva considerada en los análisis de carbono neutralidad muestran que hasta el 20% de las reducciones acumuladas al 2050 serán posibles por el hidrógeno verde.
En tanto, para Rainer Schröer, director del Programa de Energías Renovables de la Agencia Alemana GIZ en Chile, “este evento confirma el protagonismo internacional que está teniendo Chile como líder mundial en la producción de la demanda futura de hidrógeno verde, la cual estamos impulsado desde el 2014 a través de estudios y apoyos directos a proyectos que permitan su desarrollo”.
Entre los invitados al Summit está el Dr. Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía; Kwasi Kwarteng, ministro de Comercio, Energía e Industria del Reino Unido; Andreas Feicht, secretario de Estado del Ministerio de Asuntos Económicos y Energía de Alemania; John Loughhead, presidente de Mission Innovation; además de representantes del Banco Mundial, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y ejecutivos de empresas, entre otros.
Todas las instituciones interesadas en participar en la Feria Tecnológica Virtual y en las Rondas de Negocio, podrán postular hasta el 30 de septiembre a través del sitio web https://www.greenh2summitchile.com/
El gobierno del presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador recibió un nuevo golpe: un juez federal determinó la suspensión definitiva de algunas partes del Programa Sectorial de Energía 2020-2024 (Prosener) referentes a las energías limpias.
“La suspensión definitiva se concede (…) dado que preliminarmente se advierte que se oponen al fomento al empleo de energías renovables y disminución de contaminantes del sector energético», indicó el Juzgado Segundo de Distrito en Materia Administrativa, Especializado en Competencia Económica, Radiodifusión y Telecomunicaciones, con residencia en la Ciudad de México, de acuerdo con los estrados consultados por Infobae México.
“La Secretaría de Energía (Sener), como encargada de coordinar la ejecución y seguimiento de dicho programa, deberá abstenerse de continuar cumpliendo con los objetivos y estrategias puntuales del programa reclamado y que fueron precisadas”, añadieron.
Se trata de una lista de objetivos, estrategias, acciones específicas enumeradas dentro del Programa Sectorial mencionado que se oponen al fomento de energías limpias. El juzgador remarcó que todas las autoridades del sector energético a las que resulte aplicable dicho programa están obligadas a cumplir con la suspensión definitiva otorgada, aún en el supuesto de que no hayan sido llamadas como responsables.
“A efecto de no generar un vacío normativo durante la vigencia de esta medida cautelar, se precisa que las autoridades responsables y vinculadas al cumplimiento de esta determinación deberán aplicar los programas, normas y disposiciones que se encontraban vigentes previamente a la expedición del programa combatido”, precisaron.
El amparo fue promovido por Greenpeace México. “Después de estudiar el Programa Sectorial de Energía (Prosener), no hubo gran sorpresa: el gobierno sigue apostando el desarrollo nacional en el sector energético a los combustibles fósiles y el programa da muestra de ello”, explicó hace un par de semanas a este medio Luis Miguel Cano, abogado consultor de la organización no gubernamental.
Y es que la intención de la administración de López Obrador, con el Prosener y con decretos anteriores, es fortalecer y defender a las dos empresas productivas del estado, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para impulsar la energía nacional.
“En esencia, el gobierno no está tomando en cuenta un elemento que guía todo el sector energético, que es el componente de sustentabilidad. En otras palabras, tiene que cuidar el medio ambiente y la salud de todas las personas”, indicó Cano.
López Obrador, de acuerdo con el experto, ha aprovechado cada oportunidad para delinear su política energética nacional, a la cual califica como “nueva”, enfocada en una apuesta por los combustibles fósiles. “No es lo correcto, lo que se tiene que hacer es cumplir con la Constitución”, indicó.
El experto además aclaró que Greenpeace no defiende las renovables por sí mismas, ya que hay casos de “empresas con lógica extractivista que han pasado por encima de comunidades para imponer sus proyectos”, sino el derecho del acceso directo a fuentes renovables para personas comunes y comunidades originarias.
Ramón Fiestas, presidente para América Latina del Global Wind Energy Council (GWEC) advierte sobre la falta de programas oficiales que permitan continuar con la incorporación de energía eólica en la región.
«Vemos que cada mercado presenta sus propios desafíos. En algunos casos la fragilidad de los sistemas financieros y el deterioro de la calificación crediticia viene a desincentivar el desarrollo y la financiación de proyectos», introduce.
En otros países, Fiestas alerta que «hay cierto retorno al nacionalismo energético que está erosionando el estado de derecho y el entorno de inversión».
En líneas generales, el referente de GWEC advierte que «en la mayoría de los mercados hay una falta de programación y continuidad en las licitaciones de largo plazo que provoca incertidumbre, impactando en la competitividad».
Lamenta el panorama de incertidumbre dado que «las licitaciones han sido un acelerador de las inversiones en los últimos años en América Latina».
Fiestas acentúa que «la tecnología eólica es la más eficiente en las licitaciones públicas de suministro de largo plazo».
Más allá de esta falta de planes de largo plazo, Ramón Fiestas apunta a lograr «una mayor integración regional», como desafío pendiente. Y sostiene que «hemos visto ejemplos exitosos como en el caso de Uruguay con Argentina y Brasil».
También planteó la importancia de avanzar hacia la flexibilidad del sistema eléctrico, regulando almacenamiento y complementando con energía hidroeléctrica. «Hay una necesidad de acelerar la transición energética», insiste Fiestas.
«Estamos trabajando en estos frentes en cada uno de estos mercados», se compromete Fiestas.
Así se pronunció durante su introducción en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que compartimos a continuación.
En palabras de Rafael Benjumea, “Vengo con la idea de que UNEF continúe siendo el lugar de referencia del sector fotovoltaico. Busco la continuidad, la unidad y el consenso que, históricamente, se han conseguido en la Asociación. Juntos seguiremos mejorando”.
Tras aprobar el Informe Anual 2019 y las cuentas auditadas, la Asamblea General ha aprobado por unanimidad las líneas de actuación para lo que resta de año.
Entre sus próximos planes, destaca la convocatoria de una mesa de trabajo que elabore una propuesta estructurada, para hacer llegar al sector la mayor parte de los 140.000 millones de euros en ayudas de la Comisión Europea, condicionados a la inversión verde y digital.
En los próximos días, también se presentará el Plan Industrial ante la Vicepresidenta Teresa Ribera con el objetivo de consolidar a nuestro país como hub fotovoltaico.
En cuanto al autoconsumo, UNEF continuará con su iniciativa ante las Comunidades Autónomas para la eliminación de licencia de obras en las instalaciones sobre cubierta. Esta campaña, que lleva a cabo la Asociación en solitario, ya ha logrado la eliminación de este requisito en siete comunidades.
La convocatoria de subastas es otra de las metas de trabajo de ámbito regulatorio que se vislumbran cerca en el horizonte fotovoltaico, así como la elaboración de estudios de células bilaterales y la introducción de enmiendas a la Ley de Cambio Climático.
En este sentido, desde UNEF, se insta al sector en la necesidad de seguir las recomendaciones medioambientales elaboradas para aplicar en las instalaciones fotovoltaicas. La percepción social y las relaciones con las asociaciones de agricultores y ganaderos son prioritarios, son socios naturales y se debe trabajar para acercar posiciones.
En la misma línea, UNEF profundizará en su vocación de formación con cursos de promoción de plantas fotovoltaicas, en los que han participado 12.600 personas, hasta la fecha.
Y, por último, se ha hecho un llamamiento a los socios a participar en la séptima edición del Foro Solar que se celebrará los próximos días 21,22 y 23 de octubre, en formato online.
Mucho se ha hablado del especial impulso que el Gobierno Nacional le ha dado a las fuentes no convencionales de energías renovables, especialmente a la energía solar y la eólica, como una expresión de política energética que busca aportarle sostenibilidad, resiliencia y competitividad al mercado energético colombiano. Y como evidencia también de una apuesta de desarrollo económico muy novedoso. Pues, además del impulso al sector, ha incorporado integralmente un enfoque para promover el desarrollo territorial sostenible.
Buena parte de los proyectos que permitirán materializar estos propósitos se ubican en el departamento de La Guajira. Pues la península es reconocida como uno de los 10 mejores sitios continentales a nivel mundial en función de su potencial eólico.
Lo anterior significa que a la inmensa riqueza en gas, carbón, sal, y paisajes, al valiosísimo patrimonio cultural que encierra la etnia Wayuu, se debe adicionar entonces su inmenso potencial energético representado en las condiciones de viento y sol en la región que para completar el panorama -sin pretender agotar en este párrafo una imagen diagnóstica completa y mucho menos integral-.
Es preciso contrastar con los altos déficits de desarrollo social y económico en general reflejados en bajos índices de cobertura o de calidad de servicios básicos para la población y en elevados índices de pobreza, marginalidad e inequidad. En resumen, una extraordinaria riqueza en recursos naturales que no se ha traducido en buen nivel de vida de la población.
En este contexto es sensato afirmar que, de la manera como se oriente el proceso de inserción territorial de los proyectos eólicos y solares en el departamento de La Guajira, depende la posibilidad de transformar su historia de desarrollo. Y este quiebre en la historia es hoy una meta colectiva.
En buena hora, actualmente el departamento dispone tal vez del mejor entorno institucional y social – no visto desde hace muchos años – para enfrentar de manera debida los inmensos retos de desarrollo social y territorial.
Me refiero al Gobierno Nacional con claridad de agenda y ocupado de la intervención eficiente de los retos estructurales; la Gobernación del departamento, con un renovado aire de liderazgo, capacidad de convocatoria y muy buen entorno de confianza ante los diferentes estamentos de la sociedad; un conjunto amplio de instituciones públicas y privadas como Corpoguajira, Universidad de La Guajira, Cámara de Comercio, Centro de Pensamiento Guajira 360°, entre muchas otras, con capacidad e interés en aportar al debate sobre el desarrollo de La Guajira; un sector empresarial con clara intención de articularse, sumarse y aportar a los propósitos de desarrollo regional y, por último, organizaciones sociales y comunitarias con cada vez mejor representación de la inmensa y rica diversidad cultural del departamento ávidos de participar activa y efectivamente en los procesos de construcción de soluciones a tantas problemáticas que afectan el territorio.
Parque eólico Jepírachi, de 19,5 MW. Ubicado en La Guajira
Es realmente motivador y esperanzador ver a todas estas instituciones, empresas y organizaciones trabajando conjuntamente alrededor de propósitos comunes. Ello ha implicado un enorme esfuerzo y unos elevadísimos costos de transacción para avanzar en una debida articulación y coordinación, que en tan corto plazo están muy bien justificados en función de sus vastos resultados, de entre los cuales se resaltan tres que son un muy buen reflejo de todo lo bueno que está sucediendo:
1- Mesas La Guajira del Gobierno Nacional: con el liderazgo del despacho de la Vicepresidencia de la República y en estrecha coordinación con el despacho del Viceministro de Energía, se ha consolidado un espacio de articulación, planeación, decisión y acción muy novedoso en el que se aborda la totalidad de los temas que deben resolverse para lograr la mejor inserción territorial posible de los proyectos eólicos en La Guajira.
Son reuniones con más de 60 personas en representación de diferentes agencias de los Gobiernos Nacional y departamental y de entidades regionales, a las que además asisten empresarios y todo aquel que cree que puede aportar en soluciones. A pesar de la nutrida audiencia, la agenda es clara, dinámica y efectiva gracias al liderazgo eficiente de este espacio.
A partir del trabajo articulado se han lanzado y se avanza en propuestas de trabajo alrededor de abastecimiento de agua, electrificación rural, formación y capacitación para el aprovechamiento de oportunidades territoriales, además de la generación de instrumentos para favorecer la superación de barreras para el desarrollo eólico.
Es una forma de trabajo que definitivamente rompe los tradicionales esquemas de gestión del desarrollo en el que la integralidad y la articulación han sido dramáticamente deficientes.
2- Mesa de sponsors de proyectos: un espacio que reúne a las empresas que están impulsando los parques eólicos y los proyectos de transmisión que se tiene previsto ejecutar durante los próximos años y que se ha convocado con el gran propósito de facilitar la interlocución y coordinación con las agencias del gobierno pero, además, para diseñar e implantar un modelo de Responsabilidad Social Territorial en el marco del cual “las empresas y organizaciones se articulan para potenciar y llevar más allá sus prácticas individuales, generando alianzas para desarrollar acciones conjuntas en torno a sistemas específicos que aumenten el impacto en el territorio” (tomado de Revista Volar).
Como frutos de este novedoso ejercicio y, de nuevo, gracias a la muy buena disposición de los Gobiernos Nacional y Departamental, desde esta mesa se han diseñado e implementado con éxito los mecanismos y criterios para articularse y aportar eficientemente en los propósitos de desarrollo regional del Gobierno Nacional y la Gobernación del departamento.
3- Yanama para el Desarrollo Humano Sostenible y el Buen Vivir en la Guajira: Yanama en wayuunaiki quiere decir trabajo colaborativo. Es una iniciativa del Gobernador del Departamento que ha sido apoyada por el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y acompañada por el Gobierno Nacional, instituciones del departamento y varias de las empresas que hoy hacen presencia en La Guajira.
En la Yanama además participan actualmente más de 40 organizaciones indígenas y se ha concebido como un espacio para el encuentro de las culturas, para la palabra, el diálogo constructivo, transparente e incluyente en el que se pongan en común diferentes perspectivas para que, a partir de la reflexión, el debate productivo y la confianza que se construya entre los actores de desarrollo, se construyan los acuerdos de gestión colaborativa para concretar las expectativas de desarrollo de todos y el buen vivir en La Guajira. Es definitivamente, un gran referente de modelo de gestión territorial participativa al que le apuestan todos los agentes del territorio.
Muchas más cosas buenas están sucediendo en La Guajira, a propósito del desarrollo del potencial eólico de la región. Seguramente hay muchas cosas por mejorar y todavía hay mucho por aprender y construir. Se espera justamente que Organizaciones no Gubernamentales, entidades de control, Ministerio Público y muchas otras organizaciones comunitarias e instituciones se sumen y se sintonicen a estas dinámicas e iniciativas para seguir avanzando con el único propósito de apalancar el progreso de tan valioso territorio, con profundo respeto por su diversa tradición cultural.
Santiago Villegas Yepes, Director Cooperación para el Desarrollo de Negocios de EPM y Presidente de la Mesa Más La Guajira de ANDI
Desde mediados del año 2012, Vive Energía avanza con un pipeline de proyectos en diferentes partes de México, con especial interés en la Península de Yucatán.
Se trataría de más de 1300 MW de nuevos desarrollos, fundamentalmente eólicos, que encuentran hoy dos importantes barreras para su concreción en el país: la capacidad disponible limitada en las líneas de transmisión de extra alta tensión y la poca claridad en las nuevas políticas públicas que regirán en el mercado eléctrico.
«La capacidad de la línea de transmisión del sistema interconectado nacional al sistema eléctrico peninsular es de 1080 MW y ya está saturada», aseguró Benigno Villarreal del Río, director general de la empresa Vive Energía y presidente de la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER), quien advierte que la necesidad de expandir las líneas de transmisión aqueja a más de una entidad federativa.
En conversación con Energía Estratégica, el referente empresario, consideró también que sería “insostenible” que el gobierno federal mantenga el bloqueo a proyectos de energías renovables: “eventualmente, tendrá que haber una apertura al sector privado porque México tiene que duplicar su capacidad eléctrica en los próximos 25 años”.
Y agregó: “si al Gobierno federal no le gusta la forma en la que participaba el sector privado con administraciones anteriores, fundamentalmente los interesados en impulsar la generación renovable, esperamos a que nos digan de qué modo sí se podrá participar”.
Desde sus unidades de consultoría e inteligencia de mercado, Vive Energía advirtió una época de retos regulatorios importantes en el sector eléctrico mexicano. Su relevamiento no quedó sólo como un compendio de información para el sector privado, sino que también fue material de consulta para autoridades de Gobierno.
“Hemos estado proponiendo al Estado mexicano una serie de acciones que se pudieran llevar a cabo en materia de política pública para poder llevar el sistema eléctrico nacional a convertirse en el verdadero motor de desarrollo que debería ser”, declaró Benigno Villarreal del Río.
Retomar la dinámica del mercado junto a la iniciativa privada sería crucial. ¿Qué rol tendrán las empresas? Sobre este punto, el sector demandaría mayor claridad.
“México es un país en el que hay que estar. Pese a las barreras que estamos encontrando, somos optimistas en que más temprano que tarde será posible continuar con las inversiones de energías renovables en el país. En Vive Energía, estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y el futuro de la electricidad es renovable. No tenemos ninguna duda”, concluyó Benigno Villarreal del Río.
El viernes de la semana pasada, la reguladora del mercado eléctrico de Argentina, CAMMESA, dio a conocer un programa provisorio donde se detallan proyecciones del sistema hacia abril del 2021.
Un dato a destacar del informe es que el 69,65% de la nueva potencia que debería entrar en funcionamiento corresponden a centrales de energías renovables.
De los 2.633 MW que se esperan hacia el primer cuatrimestre del año que viene, 1.834 MW corresponden a fuentes de energías renovables y tan sólo 799 MW a centrales termoeléctricas.
Entre las plantas de energías limpias, se destacan las eólicas, con 1.082 MW. Le siguen las solares, por 639 MW; luego las bioenergías (biomasa, biogás y biocombustibles), por 97 MW; y, finalmente, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, por 16 MW.
Fuente: CAMMESA
Cabe señalar que la mayor parte de estas centrales provienen de adjudicaciones de las subastas estatales del Programa RenovAr. Según el informe de CAMMESA, sólo 256 MW de los 1.834 MW corresponden a proyectos asignados en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER); es decir, dirigidos a la contratación entre privados.
Respecto a la central nuclear Atucha 2, de 745 MW, se señala que operará de manera limitada hasta su parada programada, que va desde octubre hasta diciembre.
Respecto a la potencia térmica, los 799 MW que ingresarán hasta fines de abril obedecen a centrales adjudicadas a través de la Resolución 287. Se trata de: “TER6TG11 y TV21, LPLCTG01, BRKETV01, BRCHTV01, PEDRTV01, LDLMDI01 15 MW y ACONDI01 1MW”, precisa CAMMESA.
Generación renovable
Según las proyecciones, durante noviembre de este año a abril del año próximo, comparativamente al mismo período del año anterior (es decir, de noviembre del 2019 a abril pasado), habrá un crecimiento de la energía solar fotovoltaica respecto a la eólica.
En el período pasado, la eólica explicó el 70,5% de la generación renovable, mientras que la solar el 11,1%, superada por la hidroeléctrica (13,7%).
La proyección indicaría que la eólica contribuirá a la generación de un 65,4% de las renovables; la fotovoltaica en un 17,3%; y la hidráulica en un 9,8%.
También se destaca un incremento de las bioenergías, de 4,7% a 7,5%.
Fuente: CAMMESA
Otros datos de interés
El informe además estima que el costo medio de energía de noviembre a abril del 2021 será de 55,29 U$S/MWh, sobre una demanda total de 62.456 GWh.
«En CFE Distribución, tenemos una licitación en puerta de más de 2000 equipos por más de 24 MW de capacidad para cuatro estados», aseguró el Ing. Gabriel Rasgado referente de la empresa estatal en la región sur.
Durante un Foro Empresarial organizado por el Clúster de Oaxaca, COPARMEX, ANES, CENAM, PTB y Cooperación Alemania-México, Rasgado aseguró que puntualmente los equipos se destinarán para los estados de:
Chihuahua – 1300 equipos
Guerrero – 502 equipos
Veracruz – 225 equipos
Chiapas – 73 equipos
La expectativa asciende esta semana, puesto que a principio de mes el equipo encargado de la elaboración de las bases de la subasta ya se encontraban en el proceso de la integración de las condiciones del mercado.
Según informaron desde CFE a Energía Estratégica a finales de este mes se lanzaría la publicación oficial. Y de acuerdo a las declaraciones de Gabriel Rasgado la convocatoria será abierta y publicada en el micrositio de CFE.
Allí se publican los procesos de contratación, sean estos para arrendamiento de bienes, contratación de obras, servicios por abastecimiento u otros.
A título personal, el ingeniero Rasgado agregó que los horizontes de estas tecnologías son prometedores pero en el país se debe trabajar en políticas públicas que incentiven el uso de las energías renovables.
«El gobierno tiene que impulsar políticas que propicien que la gente vaya hacia estas tecnologías. Vemos una gran oportunidad en los sistemas interconectables».
Electrificación rural
El Ing. Gabriel Rasgado aseguró que CFE están trabajando con un Fondo de Servicio Universal Eléctrico para que las localidades mexicanas que no cuenten con servicio eléctrico y que estén a más de 5 kilómetros de las redes de transmisión y distribución, puedan cubrir su demanda con paneles solares.
El secretario de Energía, Darío Martínez, compartió hoy un encuentro con Hugo Eurnekian, presidente y CEO de la Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) y con Emilio Narda, vicepresidente comercial de la empresa. La reunión forma parte de una serie de jornadas de trabajo que el futuro secretario de Energía de la Nación viene realizando con cámaras de empresas regionales, gobernadores, organizaciones de trabajadores, cooperativas y autoridades de las empresas involucradas en la producción de gas y petróleo.
«Conversamos acerca de los mecanismos que nos permitan incrementar la producción, porque el sector está llamado a jugar un rol clave en el desarrollo de la Argentina y en la mejora de nuestra balanza energética», expresó Martínez al finalizar la jornada de trabajo. Además, enfatizó que «esta visita es una nueva demostración de que el trabajo que iniciamos responde a los ejes que marcó el presidente Fernández, que son los del diálogo y del criterio federal, tomando las decisiones desde el territorio en el que trabajan los actores involucrados».
A su turno, Eurnekian consideró que “es muy grato estar analizando la realidad del sector energético y las políticas de la Secretaría a pocos kilómetros de los yacimientos. Una mirada amplia de lo que se vive en cada una de las regiones productoras es sin lugar a dudas muy beneficioso para la actividad”.
Luego de la jornada, Martínez agradeció «la presencia de Hugo Eurnekian en Neuquén, ya que compartimos la responsabilidad y el desafío para que el sector del petróleo y el gas impulse el crecimiento, y al mismo tiempo genere recursos que colabore en el equilibrio general de la economía».
En el mismo sentido precisó que «trabajar ahora en órbita del ministerio de Economía es muy positivo porque le va permitir a la Secretaria mejorar la coordinación para que las políticas energéticas favorezcan a todos los actores: empresas, provincias, trabajadores y usuarios».
Martínez expresó que “estamos trabajando y atendiendo los temas de la Secretaría”, y también destacó la necesidad de ser muy respetuosos de que se cumplan todos los pasos institucionales para asumir formalmente, luego que la Cámara apruebe próximamente su renuncia.
El Ente Nacional Regulador del Gas y directivos de Transportadora de Gas del Norte continúan con el análisis de los proyectos de ampliación de capacidad de transporte del sistema operado por TGN a los efectos de “dar viabilidad a los desarrollos gasíferos de las cuencas productoras argentinas y propender al abastecimiento gasífero de todos los segmentos del mercado, eléctrico, industrial, comercial y residencial”, indicó el ENARGAS.
Las autoridades del Ente y de la Empresa realizaron una nueva reunión en el marco de la Mesa de Trabajo Permanente que el Organismo sostiene con ambas Transportistas troncales. Participaron, el Interventor, Federico Bernal, el Gerente General del Organismo, Osvaldo Pitrau, el Gerente de Desempeño y Economía, Nestor Touzet y el Gerente de Transmisión, Luis María Buisel, en tanto que por TGN concurrieron su Director General, Daniel Ridelener y su Director Comercial, Guillermo Canovas.
Un comunicado del organismo regulador detalló que se consideraron aspectos que hacen a los escenarios actuales y futuros de producción y transporte, y las alternativas que surgen en términos de proyectos de ampliación a planificar y ejecutar en el corto y mediano plazo sobre el sistema de transporte de TGN.
Ante las consultas relacionadas con las alternativas de financiamiento que podrían considerarse para tales proyectos, realizadas por el Ente, Canovas aportó evaluaciones que se encuentra realizando TGN y Bernal le requirió avanzar y profundizar el análisis de las diferentes alternativas económicas y financieras que permitan viabilizar los proyectos bajo análisis.
Desde el Ente, Buisel remarcó la necesidad de abordar todas las cuestiones atinentes al proyecto del 2do Anillo Mercedes – Cardales y junto a éste todos los demás proyectos que surjan de considerar el nodo San Jerónimo (SJ) del Sistema de TGN, como punto neurálgico del Sistema de Transporte Argentino.
El nodo SJ representa un punto de llegada de gas proveniente de las dos cuencas productoras principales – neuquina y austral, al mismo tiempo que resulta un punto de partida a los gasoductos Norte, San Jerónimo -Santa Fe, GNEA y TGM con salida a Brasil.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) sancionó a la empresa de transporte de energía en alta tensión Yacylec S.A. en 972.721 pesos por haber distribuido dividendos correspondientes al ejercicio de 2017, en mayo, junio y agosto de 2018 sin haber cumplido el procedimiento establecido para la previa evaluación y autorización del ENRE.
Mediante la Resolución 12/2020, el Organismo Regulador sancionó a la transportadora por incumplimiento a lo previsto en la Cláusula Cuarta del Acuerdo entre la ex Secretaría de Energía (Ex SEE), el ENRE y Yacylec S.A. firmado el 30 de enero de 2017.
La multa es por un monto equivalente a 320 veces la remuneración que recibió como cargo horario por la capacidad de transporte para líneas de 500 kilovoltios cada 100 kilómetros. Dicho cargo, vigente a agosto de 2019, es $ 3.039,754.
El ENRE determinó que la empresa deberá depositar el monto de la multa impuesta dentro de los diez días hábiles administrativos contados a partir de la notificación de este acto, bajo apercibimiento de ejecución.
Yacylec es una compañía argentina de transmisión eléctrica con sede en Buenos Aires. En 1993 obtuvo la concesión para construir, operar y mantener la línea de transmisión de 500 kV que une la central hidroeléctrica Yacyretá, en la provincia de Corrientes, con la subestación de Resistencia, en la provincia de Chaco, para suministrar energía a la Red Nacional de Alta Tensión.
La empresa inició operaciones comerciales en 1994 y mantiene la concesión por un período de 95 años. Yacylec también realiza servicios de Operación y Mantenimiento en la subestación Rincón de Santa María (aledaña a la hidroeléctrica).
En mayo de 2019 el ENRE autorizó a la Corporación Financiera Internacional (CFI) la transferencia de la totalidad de su participación accionaria en Yacylec a favor de los otros accionistas ENEL Américas, Grupo ELING, y Sistranyac, en una proporción del 4, 4, y 3 por ciento, respectivamente.
Se trató de 22,2 millones de acciones preferidas, nominativas, no endosables Clase B representativas del 11,1 % del capital social accionario de Yacylec, que tiene también por accionistas a Impregilo y a Sideco Americana, del Grupo Macri.
En marzo de 2016 el ENRE autorizó la transferencia de 5,33 por ciento de las acciones de Yacylec (10,6 millones de acciones clase Ay B) por parte de Mauricio Macri a Sideco Americana, holding de la familia primaria del ex Presidente .
La Expo San Juan Minera 2020, organizada por Panorama Minero, tendrá una fuerte participación internacional bajo la nueva modalidad virtual a la que ha sido trasladado el evento, que se realizará del 21 al 23 de octubre. En el marco del ciclo de charlas magistrales que tendrán lugar durante la exposición, el ICMM, el prestigioso Consejo Internacional de Minería y Metales, será uno de los disertantes destacados de una jornada en la que se presentará también la actualidad de las principales compañías mineras con operaciones en el país.
Conoce más de ICMM
El Consejo Internacional de Minería y Metales es una organización internacional dedicada a una industria minera y metalúrgica segura, justa y sostenible. Al reunir a 27 miembros de compañías de minería y metales y más de 35 miembros de asociaciones nacionales, regionales y de productos básicos, apunta al fortalecimiento del desempeño ambiental y social y servir como un catalizador para el cambio, mejorando la contribución de la minería a la sociedad. Cada miembro de ICMM se adhiere a ciertos principios que incorporan requisitos ambientales, sociales y de gobierno integrales, y aportan una sólida validación del desempeño corporativo relacionado a la sustentabilidad y buenas prácticas.
Sobre la Expo San Juan Minera 2020
Es la principal exposición federal de minería de Argentina, realizada de forma bienal en la provincia de San Juan, epicentro de la actividad en el país. Para el 2020, y con motivo de resguardar la integridad de la ciudadanía, la edición se realizará en modalidad virtual y ofrecerá todos los beneficios del encuentro presencial al alcance de cualquier dispositivo. Expo San Juan Minera 2020 será una experiencia interactiva con stands digitalizados, una oferta variada de productos y servicios para el sector minero y energético, rondas de negocios y conferencias de especialistas, empresas mineras y organismos afines.
El nuevo gerente de la Regional Sur de YPF, Alejandro Eloff, valorizó el rol que pretende la operadora de bandera para la cuenca San Jorge, donde indicó que el objetivo es concluir el año con 35 equipos en actividad. “En Chubut, vamos a seguir trabajando en el corto plazo en optimizar todos los servicios de pulling, operación y mantenimiento y las operaciones de perforación y work over”, enfatizó. Según el plan anunciado por la nueva gestión regional, en Chubut la operadora anunció la suba de 13 equipos: un perforador, 4 work over y 8 puling. En Santa Cruz, donde concentra mayor actividad pero que en los […]
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martinez, se reunió con el presidente de la Cooperarita CALF, Carlos Ciapponi, con el resolver algunos temas relacionados con la energía. En el encuentro se analizaron la situación de las deudas de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA, una deuda que es conocida pero muy elevada en cuanto a montos por intereses. Se busca entre las partes una solución definitiva a este conflicto monetario. No se conocen en cuanto a los avances del encuentro, pero la buena relación entre ambos funcionarios ya data desde hace un tiempo. Fuente: NQN.
Las nuevas tarifas de gas propano indiluido (GLP) por redes benefician a unas 5.000 pequeñas y medianas empresas, aseguró el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). El organismo aprobó los nuevos cuadros tarifarios de GLP por redes con tarifas más bajas a las que se venían aplicando en los últimos 12 meses con vigencia al 1 de julio último. Esto se hizo en el marco del 17mo Acuerdo de Prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluído suscripto por la Secretaría de Energía y los productores. El Enargas remarcó en un comunicado […]
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Los datos de la secretaría de Energía muestra que el crudo de Vaca Muerta sigue encontrando chances en medio de la tormenta de la industria petrolera. Las petroleras con áreas en la provincia de Neuquén, el grueso de ellas sobre la formación Vaca Muerta siguen encontrando oportunidades en el exterior. Se trata de la respuesta que pudieron consolidar en el último cuatrimestre, en medio de la caía del mercado interno, signado por un derrumbe de la demanda de crudo en medio de la cuarentena. Los datos de septiembre podrían marcar un nuevo récord en las exportaciones de crudo Medanito, en su mayoría producido en las áreas no […]
Problemas para acceder a financiamiento conspiran contra la expansión del sector. El mercado entre privados, por otra parte, puede traccionar la demanda. En los últimos años la participación de las energías renovables para abastecer la demanda eléctrica, fue en aumento. Según datos de CAMMESA, en agosto cerca de un 12% del consumo total fue provisto por esta vía: en enero de 2017, por ejemplo, apenas se acercaba al 2%. Sin embargo, el futuro para el sector presenta una serie de desafíos y contratiempos, vinculadas sobre todo a la falta de acceso al financiamiento para desarrollar nuevas inversiones. Aunque, también –según […]
La pandemia del Covid expone en forma aguda los problemas estructurales crónicos que el sector energético tiene desde hace al menos 4 lustros. En el comienzo de la primavera 2020 todas las cadenas de valor de la industria energética muestran su inviabilidad y su falta de competitividad. El Informe de Tendencias del IAE Mosconi, con datos oficiales de julio de 2020 informa que los subsidios energéticos se incrementaron en 100 % en los 7 primeros meses respecto a 2019, valor muy superior a la inflación. Proyectado al año los subsidios llegarán a unos 5700 millones de US$ (aprox. 1,4 % […]
Señala que como consecuencia de la desactualización de precios, el valor de venta no alcanza a cubrir el 50% del costo que se necesita para operar con normalidad. La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) manifiesta su creciente preocupación por la grave situación actual ante los injustificados atrasos en la actualización de los precios de referencia que lleva a que la actividad de fraccionado del gas envasado se encuentre ante una situación de déficit insostenible. “El desfasaje producido por la falta de actualización de precios genera una situación crítica en un mercado de 18 millones de consumidores y […]
Esa información se desprende del resultado de un informe de revisión sobre las compañías en los últimos cuatro años. El Gobierno bonaerense detectó que empresas distribuidoras de energía eléctrica que operan en la provincia de Buenos Aires fueron autorizadas a realizar aumentos tarifarios injustificados que no se acompañaron de inversiones en los últimos años, mientras que solo se realizaron el 3% de las auditorías que corresponden por ley sobre esas compañías. Según pudo averiguar DIB, así se desprende de un informe que realizó la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos sobre las subas de tarifas y las inversiones durante el periodo 2016-2019, […]
La mesa de la Industria del Petróleo, integrada por representantes de los Gobiernos nacional y provinciales, sindicatos y empresarios, definió un esquema de buenas prácticas en el sector para bajar el nivel de siniestralidad que quedó plasmado en las “Reglas de Oro de Vaca Muerta”, realizado en el marco de los Programas Nacionales de Prevención (Pro.Na.Pre) por rama de actividad, informó hoy la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT). “El documento tiene como objetivo la difusión de buenas prácticas para reducir la siniestralidad en las tareas más riesgosas que tiene la actividad”, informó la dependencia nacional. Los tópicos acordados se centran principalmente […]
La Argentina es bicontinental si se contempla el nuevo mapa con la Antártida incluida. Además, se ampliaron los límites externos de la plataforma continental. Una larga aventura marina de la Argentina en varios capítulos terminó en las últimas semanas con un hecho histórico. No fue estrictamente un viaje como los que recrean las novelas o las películas por el Océano Atlántico sur, el mar que bordea a la Argentina, donde hay una enorme riqueza pesquera y una pintoresca fauna de leones, lobos, elefantes marinos, pingüinos y ballenas. Pero sí involucra directamente a ese mar y a su llamada plataforma continental -que es la prolongación natural del territorio […]
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Durante este último periodo Yingli ha mantenido operaciones normales, logrando negocios como el 117MW Oriente Medio y Proyecto de demostración de energía inteligente de 260MW en Zhangjia kou.
Actualmente la compañía China acaba de ganar una licitación desarrollada por la empresa China Huaneng Group Co, en la que adjudicó 1250 MW en paneles solares.
“La reestructuración nos ha permitido fortalecer nuestra área de negocios y tecnologías de Yingli. Esto nos ha dado una hoja de ruta clara para seguir trayendo a cada uno de los más de 100 paises donde hacemos presencia las nuevas tecnologías que estamos desarrollando en la industria fotovoltaica”, manifiesta Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.
La reestructuración que abarca las entidades de fabricación de Yingli, que incluye los principales activos de la corporación, capacidad de producción, cadena de suministro, tecnología, marca, canal de ventas, entre otras actividades.
Y tiene como objetivo eliminar los pasivos de la compañía y recuperar su flujo de caja, permitiendo mantener el funcionamiento de normal de la empresa y minimizando el impacto negativo a los proveedores e incrementar los clientes en todo el mundo.
En uno de los más recientes informes de Bloomberg, gracias al proceso de reestructuración que está atravesando, Yingli Solar ha conseguido volver al top 20 para obtener el financiamiento de deuda de los bancos comerciales.
La tecnología bifacial ha logrado los mejores resultados de bancabilidad en la encuesta, una tecnología en la que Yingli Solar cuenta con diferentes familias de módulos, tanto con células tipo P como N, células completas y células divididas.
“Completado el periodo final de reestructuración, la compañía entrará en una senda de desarrollo saludable, los que permitirá que el índice de endeudamiento caiga al nivel más bajo de la industria. Nuestro flujo de caja también mejorará enormemente, y el liderazgo tecnológico y la competitividad de producto se fortalecerán aún más, lo que será propicio para incrementar aún más la estabilidad, la competitividad de la cadena industrial y la de suministros», declaró el Director Financiero de Yingli Green Energy, Wang Yiyue.
En mayo de 2018, Trina Solar adquirió una participación del 51% de Nclave y se convirtió en la primera empresa fotovoltaica china en adquirir una corporación de sistemas de seguimiento solar en el extranjero.
«La adquisición del capital restante es un despliegue estratégico importante para la compañía y mejorará aún más la amplia competitividad de la marca en el mercado», explican desde Trina.
El rastreador inteligente Nclave es uno de los productos de hardware clave de la solución fotovoltaica inteligente integral de Trina Solar, TrinaPro.
Lanzada en 2018, TrinaPro provee soluciones integrales para propietarios y desarrolladores de proyectos al ofrecer servicios de diseño e ingeniería que satisfacen sus necesidades para una entrega integral.
Desde su lanzamiento, TrinaPro ha proporcionado soluciones de alto valor a varias estaciones de energía fotovoltaica, reduciendo en gran medida sus costos de equilibrio del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) al tiempo que aumenta las capacidades de generación de energía del mismo.
Con una excelente influencia de marca, productos y servicios, TrinaPro ha logrado un rápido crecimiento y su demanda se ha duplicado en el mercado extranjero.
Con la industria fotovoltaica entrando en la era de la energía ultra alta, Trina Solar ha lanzado la primera solución integral de más de 500 Watts de la industria: TrinaPro Mega. Basado en el sistema TrinaPro, TrinaPro Mega está equipada con módulos que alcanzan esa magna potencia para mejorar aún más el rendimiento general de la solución y reducir el costo de la electricidad.
Fundada en 1999, Nclave se especializa en el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de niveladores fijos y rastreadores solares. Con más de 5 GW desarrollados en todo el mundo, oficinas en los cinco continentes, y más de 300 proyectos realizados, Nclave ofrece a sus clientes un producto de óptima calidad con la más avanzada tecnología, logrando así un mejor desempeño en cada proyecto.
Los especialistas de la compañía se adaptan a cualquier solicitud y brindan soluciones a la medida de sus clientes. En los campos de la operación y guías de mantenimiento, sus componentes básicos y diseños estructurales han obtenido muchas patentes internacionales en Europa, América, España y otros países o regiones.
De acuerdo con el “Reporte de Visión Global de Rastreo Solar Fotovoltaico” de GTM Research, el mercado de seguidores fotovoltaicos creció en promedio un 66% en 2019, algo significativamente más grande que el 24% en 2017 y el 36% en 2018. En el informe, Nclave fue enlistado dentro del “Top 10 de los Rastreadores Fotovoltaicos de 2019”, solamente otra compañía china fue nombrada dentro de esa categoría.
Después de completar la adquisición, Trina Solar proveerá productos de rastreo solar de alta calidad al mercado global, confiando en las ventajas de innovación tecnológica de Nclave que lideran la industria y en la amplia experiencia en Investigación y Desarrollo en seguidores, así como en su producción y ventas.
Wu Qun, Secretario de la Junta Directiva de Trina Solar, dijo después de la adquisición que “la acumulación de tecnología de Nclave en el campo de los rastreadores inteligentes, combinada con la investigación y el desarrollo de conocimiento técnico líder del State Key Laboratory de Trina Solar en el campo de la energía fotovoltaica, mejorará aún más nuestras soluciones integrales, así como la eficiencia de nuestros productos de seguimiento.
Trina Solar continuará optimizando la integración y promoverá la sinergia entre los productos de módulos de ultra alta potencia y los de rastreo solar de Nclave para satisfacer las necesidades principales de los clientes y para crear un mayor valor para ellos».
Para el Gobierno de La Pampa, este proyecto es ahora de interés provincial, tal como fue relejado en una resolución que se publicó el pasado 11 de septiembre.
De esta manera, la administración demuestra su apoyo para facilitar su construcción.
Latinoamericana de Energía fue adjudicada de seis proyectos de tecnología solar fotovoltaica y el parque eólico en Acha, La Pampa.
En total, la empresa trabaja con 12 proyectos en Argentina. Seis de estos fueron ganadores del Programa RenovAr y a otros seis se le asignó prioridad de despacho en el marco del Mercado a Término de las Energías Renovables (MATER).
Parque Solar Ullum X, 100 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Solar La Pirka, 100 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Solar Los Zorritos 50 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Eólico General Acha 60 MW (RenovAr ronda 2)
A principios de este mes, el Gobierno de Colombia aplicó los beneficios tributarios que prometen la Ley 1715 y el Plan Nacional de Desarrollo para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía renovables (FNCE). Lo hizo a través de la Resolución 203 (ver en línea).
En la normativa (ver) se detallan los “requisitos y el procedimiento a través del cual la UPME evaluará las solicitudes y emitirá los certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA y exención de derechos arancelarios a inversiones en investigación, desarrollo o producción de energía” a partir fuentes de energías renovables.
Poco antes de esta resolución, la entidad de planificación energética había expedido una similar, la 196, que determina los mismos beneficios para proyectos de Gestión Eficiente de Energía (GEE).
Ahora, con motivo de despejar dudas del sector privado, la UPME organizó un taller de socialización donde explicará los procedimientos para acceder a los certificados de incentivos tributarios.
Cabe señalar que la publicación de la Resolución 203 vino acompañada de un mecanismo más sencillo para realizar tramitaciones, el cual se estará explicando con precisión durante el taller.
“Si tiene un proyecto de FNCE (renovables) o GEE (eficiencia energética) envíelo a través del correo electrónico incentivoseefnce@upme.gov.co”, invita la UPME.
En 35 días salen los certificados
La nueva medida asegura que la UPME contará con un máximo de 35 días calendario para expedir el certificado para proyectos de energías renovables, y 2 meses para los de eficiencia energética.
“Si tiene más dudas sobre el procedimiento o su solicitud, en el link https://bit.ly/34iVdCE puede consultar un minisitio web con información didáctica sobre los pasos a seguir para la solicitud del certificado, un aplicativo para el seguimiento en línea de su solicitud, una sección para la consulta de estadísticas relevantes, así como documentación de interés del procedimiento”, invita la entidad.
Cualquier consulta puede ser dirigida al correo correspondencia@upme.gov.co
Desde hace dos meses que la Contraloría General de la Republica está revisando la última versión del famoso Decreto Supremo N°88 (DS88). Todavía continúa haciéndolo.
Pero, fuentes del sector privado consultadas por Energía Estratégica, muy al tanto de todo este proceso, aseguran que antes de que finalice el mes debería publicarse. “Esta semana o la otra”, confían.
Si bien esta nueva medida es antipática para la industria, ya que la ecuación de precios por MWh que propone para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) es más baja que la que funciona hoy, el cambio es muy esperado porque vendría a traer certezas al mercado.
Es que desde el año pasado que el Gobierno de Chile se hace eco de estas modificaciones para los proyectos de energías renovables menores a 9 MW. Según advierten los ejecutivos de empresa, se hace difícil apalancar emprendimientos en este contexto de incertidumbres.
A recordar, el DS88 cambia el precio estabilizado único fijado en el Decreto Supremo 244, por uno de bandas horarias. Esto redunda en una caída en la rentabilidad de los proyectos solares fotovoltaicos (tecnología que predomina el registro de PMGD), ya que reduce el valor por MWh durante las horas del día.
Presentación del Ministerio de Energía sobre los cambios en el precio estabilizado, por otro de bloques horarios
No obstante, el DS88 contempla un régimen transitorio que permite a una camada de proyectos gozar de los beneficios del precio estabilizado durante los próximos 14 años.
De acuerdo a la última versión ingresada a fines de julio del 2020 (descargar), los proyectos que estén en operación o en construcción gozarán del precio estabilizado único durante 165 meses (alrededor de 14 años) desde la publicación del DS88. Lo mismo ocurrirá con los proyectos que inicien construcción hasta 18 meses después de publicado el nuevo decreto.
De publicarse el DS88 en los próximos días, la industria podría registrar un aluvión de proyectos PMGD hasta el primer semestre del 2021, dispuestos a acogerse al régimen transitorio que garantiza mejores precios. Pasado ese periodo, alguno de los expertos de la industria ven un amesetamiento, provocado por el nuevo esquema de bandas horarias.
Pese a las demoras en la reglamentación de la Ley Orgánica de Eficiencia Energética, Ecuador camina hacia un uso eficiente, racional y sostenible de la energía con fuentes de generación renovables.
“La Ley está en vigencia. Por supuesto que pone obstáculos el hecho de no tener aún el reglamento, porque este ayudará a establecer un cronograma y políticas puntuales que no pueden estar en la ley, por lo dinámica y transversal que puede llegar a ser la eficiencia energética”, consideró Esteban Albornoz, exministro de electricidad ecuatoriano y autor de aquella legislación.
Como asambleísta, Albornoz ha insistido al ejecutivo el cumplimiento de la Ley de Eficiencia Energética. Producto de aquella gestión, recientemente se logró el inicio de la ejecución del reglamento con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
En una entrevista exclusiva con Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica y Portal Movilidad, el referente ecuatoriano aseguró que si bien no tener el reglamento aprobado es “una mala señal” para el sector privado, los técnicos permanentes en las instituciones públicas a cargo del reglamento se muestran “muy entusiastas” con su concreción.
Se espera que la finalización de la reglamentación de aquella iniciativa aprobada por unanimidad por el Pleno de la Asamblea Nacional ayude a recuperar la confianza de los privados para continuar las inversiones en este mercado.
“Vamos a seguir peleando desde el ámbito legislativo para que ese reglamento entre en vigor”, reforzó el asambleísta por la provincia del Azuay. Para él, se torna crucial apoyar esta legislación para asegurar incentivos a las energías renovables. No obstante, otros vehículos adicionales llevarían a dinamizar el sector.
“Esperamos que tengan éxito los procesos [públicos de selección de proyectos renovables] porque además son necesarios. Sería un retroceso para nosotros recurrir a los combustibles fósiles para generar energía eléctrica”, declaró Esteban Albornoz.
Competitividad de las energías renovables
En Ecuador, la liberación de subsidios a los combustibles fósiles llevó a un sinceramiento de precios que permitiría que los combustibles retomen su valor internacional y que las energías renovables adquieran mayor visibilidad como alternativa de generación eléctrica.
Según el análisis de Esteban Albornoz, quien también se desempeña como presidente de la Comisión de Desarrollo Económico, Productivo y la Microempresa, el gas no tendría lugar como fuente de transición en el nuevo escenario.
“En Ecuador, es absurdo ir hacia el gas”, valoró, haciendo referencia tanto al sector de transporte como al de electricidad.
Para el asambleísta “no tiene lógica” apostar por aquella fuente energética que requiere ser importada en gran medida. Y sí serían viables los proyectos de generación renovable que se valen de recursos naturales disponibles en el país.
“Una central de 30 MW puede ser impulsada por actores locales, estos pueden ser grandes ejecutores de proyectos (…) tenemos que creer en nosotros. Aunque sí es cierto que existen algunas barreras para aquellos que tienen el músculo financiero para hacerlos, a través de socios estratégicos estos podrán convertir sus proyectos en una realidad (…) sea una central hidráulica y ni se diga fotovoltaica”.
En el segmento de generación distribuida también habrían horizontes promisorios. No obstante, siguiendo la lectura de Albornoz, sería preciso incorporar incentivos para aumentar la demanda de estas alternativas de generación:
“Ya existe una regulación importante que permite un intercambio con el sistema a partir de medidores bidireccionales y paneles, pero todavía no hay impulso suficiente (…) y a eso se agrega el costo actual de la tarifa que es una de las más bajas de la región”.
Y concluyó: “cuesta convencer a los ciudadanos de implementar sistemas fotovoltaicos. Pero podrían darse otras medidas, como eliminar aranceles a los paneles, para dar señales más interesantes que incentiven a la generación distribuida”.
La Cámara Eólica Argentina (CEA) trabaja en una propuesta para consideración del Gobierno Nacional que plantea evaluar el estado de proyectos que incumplieron hitos exigidos en contratos adjudicados en rondas del programa RenovAr o MATER, según sea el caso.
Walter Lanosa, vicepresidente del gremio empresario eólico, y CEO de Genneia, confirmó en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que se trata de una iniciativa que busca transparentar la situación de los oferentes complicados, diferenciando a los «especuladores» de aquellos que han demostrado voluntad de dar continuidad a los proyectos.
«Hay que hacer una separación bastante clara entre aquellos que frente a un contexto macroeconómico -que generó bastantes cambios estructurales- han seguido avanzando y han tratado de demostrar su voluntad (ya sea arrancando su construcción y/o poniendo equity en los proyectos), de aquellos que solamente frente a la obtención de un PPA estuvieron especulando en qué prórroga o de qué manera pueden seguir manteniendo un papel que mañana van a vender a un valor muy interesante», argumentó Lanosa, durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020.
Para el referente empresario, hay una diferencia sustancial entre aquellos dos puntos de vista. De allí es que el CEA apuntaría a que se «premie» a aquellos que han hecho el esfuerzo y, de alguna manera, se «castigue» a aquellos que han salido a especular.
«La especulación en el rubro termina siendo nociva para el mercado y genera una falsa competencia», opinó Walter Lanosa.
«Es fácil demostrar quiénes han querido trabajar de quiénes no: basta con mirar el SPV y ver cómo ha sido capitalizado, ir al terreno y ver qué se ha hecho realmente y si han habido contratistas que han tenido realmente la orden de iniciar obra», puntualizó el vicepresidente del CEA.
¿Qué podría hacerse con los «especuladores»? Walter Lanosa repasó como opciones posibles: devolver el PPA o ejecutar garantías.
«Si queremos cambiar garantías, por poner ese PPA en el mercado y salir a subastarlo nuevamente: bienvenido sea», declaró a título personal. «Si no, está la garantía que se ha dado», agregó.
Nuevos proyectos eólicos en Argentina
Durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020, precisamente en el panel «Modelos de negocios y factibilidad: esquemas viables en la región y robustez de los contratos», Walter Lanosa consideró que el futuro de nueva potencia instalada en Argentina seguramente se vaya a dar por el canal de negociaciones que se pueda tener con grandes usuarios privados.
«No veo ni a CAMESA ni a la Secretaría de Energía lanzando un programa del tipo RenovAr, no parecería necesario», opinó el empresario.
Y argumentó: «tenemos que tomar en cuenta que Argentina va a terminar en el 2020 con casi 42 GW de potencia instalada en el mercado eléctrico para una demanda que en su mejor momento habrá alcanzado un pico de 27. Está claro que salir hacer un programa que incorpore mayor cantidad de energía no parecerían urgente y ni necesario ahora».
Desde la expectativa y necesidades de grandes usuarios que, por razones de competitividad y responsabilidad empresaria, requieren tener desarrollo de energías renovables, sin lugar a dudas, habría una oportunidad latente.
No obstante, siguiendo la lectura del referente empresario, la situación macroeconómica de Argentina continúan complicando las inversiones en cualquier sector.
«Las expectativas de continuar haciendo nuevos desarrollos en el país estarán dadas por la ecuación que es a qué precio el mercado está dispuesto a comprar y de qué manera es posible desarrollar parques eficientes a costos financieros razonables», sintetizó Walter Lanosa.
La Mesa Cuatripartita de la Industria del Petróleo aprobó el contenido del afiche “Reglas de Oro de Vaca Muerta”, que fue realizado en el marco de los Programas Nacionales de Prevención (Pro.Na.Pre) por rama de actividad.
El documento tiene como objetivo la difusión de buenas prácticas para reducir la siniestralidad en las tareas más riesgosas que tiene la actividad. Los tópicos consisten en: seguridad vial, manejo del cambio, trabajo en altura, permiso de trabajo, línea de fuego, operaciones de izado, espacios confinados y aislamiento de energías.
La Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) detalló al respecto que se organizaron capacitaciones por cada uno de los tópicos mencionados para los trabajadores a través de plataformas virtuales, donde los contenidos fueron elaborados y consensuados en el marco de la mesa cuatripartita.
Debido a la cantidad de inscriptos la primera capacitación que tuvo como eje el trabajo en altura y estuvo a cargo de especialistas de Pampa Energía, debió llevarse a cabo en tres fechas.
La elaboración del afiche contó con la participación de la SRT; la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén; el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y la Pampa; y las empresas YPF; Pampa Energía; San Antonio Internacional; DLS Archer; Chevron; Pan American Energy; Pluspetrol; Schlumberger; Total; Weatherford; Halliburton; Baker Hughes; Tecpetrol; Medanito y Clear Petroleum.
La mesa de Vaca Muerta se encuentra en funcionamiento desde principios de 2019 y actualmente está elaborando el Manual de Buenas Prácticas de la industria que incluirá todas las tareas que se realizan durante la perforación y la fractura hidráulica.
El gerente general de la SRT, Marcelo Domínguez, resaltó la importancia de este documento “en el marco de una industria estratégica para el crecimiento y desarrollo nacional”, enfatizando la importancia de lograr ambiente laborales sanos y seguros a través del diálogo cuatripartito, tal como recomienda la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y promueve cada mesa Pro.Na.Pre.
YPF sufrió un duro traspié en la Justicia, que ordenó la inmediata paralización de un contrato estratégico para la petrolera controlada por el gobierno en el área de logística de combustibles. El juez federal Sebastián Ramos dictó una medida cautelar en favor del sindicato SuPeh Flota petrolera, que representa a los operarios marítimos que trabajan en las embarcaciones contratadas por YPF.
El magistrado ordenó que se suspenda temporalmente la contratación de la empresa Compañía Naviera Horamar, que en septiembre del año pasado se adjudicó un contrato de US$ 67 millones por parte de YPF, hasta que no se determine si directivos de la petrolera no incurrieron en prácticas ilegales e irregulares al momento de cerrar esa licitación.
De hecho, Ramos está investigando si los ejecutivos de YPF y funcionarios de la administración de Cambiemos cometieron el delito de “incumplimiento de autoridad y violación de los deberes de funcionario público” y de “defraudación contra la Administración Pública”. Pese a tener escasa repercusión en medios nacionales, el conflicto judicial por la contratación de Horamar captó la atención de la política. Por ejemplo, el ex ministro de Justicia Germán Garavano realizó una gestión personal con el juez Ramos para que el magistrado recibiera a los representantes legales de YPF. A la luz de los hechos, esa diligencia no tuvo los resultados buscados.
Hasta tanto no se expida sobre esa cuestión de fondo, el titular del juzgado federal Criminal y Correccional Nº2 impidió que YPF y Horamar sigan adelante con la ejecución del contrato. Por tal motivo, Horamar —uno de los principales jugadores del sector marítimo, que es controlada por el grupo multinacional Navios Maritime— deberá frenar la construcción de seis barcazas y tres remolcadores que está fabricando en astilleros radicados en Paraguay.
Impacto
Para YPF, la decisión de Ramos es un golpe de efecto. No sólo porque interrumpe la implementación de un contrato estratégico que fue presentado por la gestión pasada como uno de los puntales para reducir los costos logísticos de combustibles. También porque con una extensa resolución de 52 hojas, el juez federal establece una serie de criterios interpretativos que podrían tener implicancias negativas para YPF en ámbitos de la gestión. Por caso, Ramos deja entrever que pese a ser una empresa privada, a la petrolera le caben también responsabilidades legales similares a las de una compañía estatal. Y en esa misma línea, el magistrado parece homologar en ciertas ocasiones la responsabilidad penal de los directivos de YPF con las de un funcionario público.
“YPF se encuentra analizando los fundamentos y el alcance de la medida cautelar dictada el pasado 18/9 por el juzgado Criminal y Correccional federal N° 2, pero sin dudas, presentaremos un recurso recurriendo la medida cautelar”, indicaron fuentes de YPF ante la consulta de EconoJournal. “YPF no comparte los fundamentos expuestos por el juzgado para el dictado de la medida, razón por la cual procederá a recurrirla. La empresa ratifica que el llamado a la licitación nacional e internación para la prestación del servicio de transporte fluvial a partir del año 2021 se realizó sobre bases transparentes y competitivas, favoreciendo la participación de varios oferentes, de conformidad a las normas internas de la empresa”, afirmaron.
La adjudicación se hará efectiva recién a partir del 1º de enero de 2021, por lo que hoy Horamar se encuentra en pleno proceso de construcción de las embarcaciones necesarias para prestar el servicio. Uno de los problemas es que la fabricación se lleva adelante en Paraguay en Astilleros del Chaco.
“No tiene sentido que en una crisis como esta la construcción de esos barcos se realice en Paraguay cuando tranquilamente se podrían construir en el país. Es increíble que YPF, que es una empresa que históricamente fue uno de los impulsores de la industria naval nacional, hoy termine favoreciendo el desarrollo del sector en un país vecino”, cuestionó Jorge Fedenczuk, titular de Supeh Flota Petrolera e Hidrocarburífera, en diálogo con EconoJournal.
Además de la denuncia sobre la validez legal del concurso realizado por YPF, que se firmó el 5 de septiembre de 2019, un par de semanas después de la abultada derrota de Cambiemos en las PASO, toda una rareza en función de las normas de compliance de la empresa, que recomiendan no adjudicar contratos mayores a los US$ 50 millones en épocas de campaña electoral, la contratación de Horamar le generó a YPF un conflicto sindical. National Shipping, la empresa que hoy brinda el servicio, tiene un convenio con el Supeh, el sindicato histórico de YPF. Horamar, en cambio, empleado operarios encuadrados en el Sindicato de Obreros Marítimos (SOMU), otro gremio del sector. La adjudicación a Horamar implica que cerca de 200 trabajadores del Supeh perderá su puesto de trabajo.
La terminal Barranqueras es la principal arteria de combustibles en el norte argentino.
“No vamos a permitir que se despida a más de 200 compañeros. Ni siquiera Repsol avanzó en una dirección así. Con este medida se está avanzando con la extranjerización de la Hidrovía porque Horamar es controlada por Navios, una empresa multinacional Navios que defiende intereses contrarios a la defensa de la industria naval argentina”, criticó Daniel Ocampo, secreterio del Supeh.
El gremialista agregó que “curiosamente el ex subsecretario de Puertos y Vías Navegables del macrismo (Jorge Metz), trabajó durante años en Compañía Naviera Horamar”.
Relación trunca
No es una novedad que el contrato con Horamar está judicializado en distintos fueros. Este medio dio cuenta de ese proceso en el último año. En diciembre del año pasado, el juez comercial Marcelo Dos Santos había dictado una medida pre-cautelar para impedir que la ejecución del contrato en el marco de una demanda presentada por la Cámara de la Industria Naval Argentina (CINA).
Como las partes no acataban su decisión, volvió a reafirmar su orden el 11 de marzo de 2020. Ramos recuperó ahora esas decisiones para ir un paso más allá al ordenar la “suspensión de los efectos del contrato suscripto entre YPF S.A. y la firma Compañía Naviera Horamar para la prestación del Servicio de remolcador de apoyo y del Servicios de transporte fluvial de hidrocarburos para la zona del Km 1196, Río Paraná y Riacho Barranqueras, incluyendo toda actividad secundaria que se encuentra siendo realizada para la prestación de dicho servicio, entre ellas las obras de construcción y adecuación que se estén realizando en el exterior o en nuestro territorio, y/o la importación de barcos, barcazas y remolcadores, como así también cualquier trámite administrativo dirigido a obtener autorizaciones, registros y/o permisos vinculados con las barcazas vinculadas a la prestación de dichos servicios”.
Silvia Martínez, titular de la CINA, avanzó se montó sobre esa misma línea discursiva. “Es ilógico que YPF pague una cifra millonaria en dólares a una empresa que construye sus barcos en Paraguay. En un momento donde el trabajo argentino se precisa más que nunca, se van a girar dólares que el país no tiene para solventar el desarrollo de una industria extranjera”. “No tiene sentido”, concluyó.
La subsecretaria de Energía del gobierno de la Provincia de Buenos Aires emitió un duro informe sobre la Revisión Tarifaria Integral 2017-2022 que la gestión de María Eugenia Vidal firmó con las distribuidoras eléctricas provinciales. Además cuestionó su grado de cumplimiento.
En el documento se advierte que se autorizaron «aumentos desmedidos» y que esa mejora de los ingresos empresarios no fue acompañada en igual medida por mejoras en las inversiones y la calidad del servicio. La revisión de lo actuado por la administración de Vidal se da, sin embargo, en un contexto de crisis macroeconómica y congelamiento tarifario que complejiza el análisis. Desde la ultima vez en que se actualizaron las tarifas, en febrero de 2019, el dólar se apreció casi un 100% y la inflación se acerca al 60 por ciento. Por ese motivo, fuentes de la administración admiten que el deterioro de la economía licuó buena parte de los incrementos tarifarios realizados por la gestión anterior.
Sobre esa base, la gobernación de Axel Kicillof está encarando un proceso de negociación con el grupo DESA —que controla a las cuatro mayores distribuidoras eléctricas de la provincia: Edelap, Edes, Edea y Eden— para revisar lo hecho, pero también para definir cómo seguir hacia adelante a fin de reactivar la inversión en las redes de distribución. En esa clave, la administración provincial le marca el camino al gobierno nacional, que tras 10 meses de gestión aún no explicó cuál es la estrategia para revisar las tarifas de Edenor y Edesur.
Desde el grupo DESA se manifiestan optimistas en que «seguramente se arribara a un acuerdo de entendimiento, con el lanzamiento de un plan de trabajo en conjunto que implique el sostenimiento del servicio de distribución de energia eléctrica, aportando previsibilidad y estabilidad regulatoria, en miras al desarrollo económico y social de las áreas de concesión comprometidas».
Negociación
La provincia firmó con el Grupo DESA, que es liderado por el empresario Rogelio Pagano, dos adendas para regularizar el congelamiento tarifario dispuesto hasta fin de año por el presidente Alberto Fernández. Y ahora discute en buenos términos cómo reencauzar la discusión con las empresas. Es que como las tarifas están congeladas desde principios de 2019, las distribuidoras también le reclaman al Estado cifras millonarias por la no actualización. Se trata, en la práctica, de un reclamo cruzado que se dirimirá en una negociación entre las partes.
Fuentes de la provincia admitieron, en esa dirección, a EconoJournal que el objetivo es recomponer tarifas en el primer trimestre de 2021 (por debajo de la inflación), con el objetivo de apuntalar un plan de inversiones en el segmento de transporte y distribución eléctrica por unos US$ 600 millones.
Antecedentes
En 2016 el gobierno de Vidal ajustó el Valor Agregado de Distribución (VAD) un 112% y se instruyó a la realización de la RTI para el período 2017-2022, para lo cual se creó un Comité de Ejecución del proceso de Revisión Tarifaria Integral (CERTI).
El incremento resultante de la RTI fue del 51%, que se aplicó sobre el aumento de febrero de 2017 resultando en un incremento total del VAD de 220%. Además, se estableció un mecanismo de ajuste anual en base a una fórmula polinómica que ponderó el tipo de cambio, el índice de salarios, el IPIM y el IPC.
En 2018 la fórmula de ajuste se aplicó en dos tramos (50% en septiembre y el 100% en febrero 2019). Por este desfasaje en la actualización del VAD, se creó además un cargo compensador denominado Incremento de Costo Tarifario (ICT), el cual compensa el retraso en la vigencia plena del VAD. En agosto 2019 debía ajustarse el VAD un 52%, pero ese aumento fue postergado y nunca llegó a aplicarse. Tampoco hubo variaciones en lo que va de 2020, por lo que la caja de las empresas
El gobierno de Kicillof afirma que el aumento autorizado en los cuatro años de macrismo osciló entre 2200% y 3800%. Sin embargo, fuentes del grupo DESA explicaron que, en rigor, el aumento se explicó fundamentalmente por la política del gobierno de Mauricio Macri de retirar los subsidios al segmento de generación. «Entre diciembre de 2015 y el mismo mes de 2019 el VAD promedio en una factura de un usuario residencial de 250 kWh/mes se incrementó en un 525%, mientras que el costo de la energía para reducir los subsidios en el mismo plazo se incrementó en un 2500%», detallaron desde la empresa. «El desfasaje temporal entre el pago de la energía a CAMMESA y la recuperación de esos costos por el cobro de las facturas de los usuarios, con las medidas cautelares afectó el capital de trabajo de las empresas y afectó los planes de inversiones», advirtieron.
Detalle de la RTI
El informe de la gobernación sostiene que la RTI “se ha llevado a cabo con información insuficiente y con ausencia de análisis técnicos para la definición de importantes supuestos. En líneas generales, la definición de los mismos siempre se orientó a incrementar los ingresos reconocidos a las distribuidoras”.
Los ingresos requeridos en la RTI comprenden dos conceptos: costos de capital y costos de explotación. El costo de capital representa el 54% de los ingresos reconocidos (40% rentabilidad y 14% amortización), mientras que el 46% restante son costos de explotación (29% costos de personal y 17% otros costos).
Costo de capital
Se utilizó el método de Valor Nuevo de Reposición (VNR), a partir de cantidades físicas informadas por las empresas y costos unitarios (informados por las empresas vs costos de referencia de la consultora Mercados Energéticos, contratada para realizar la RTI).
La subsecretaría de Energía aseguró que “se definió utilizar VNR sin evaluar los resultados que arrojarían otros métodos”. A su vez, se estableció un factor de depreciación normativo de 0,5 que fija que los activos de la base de capital están depreciados al 50% de su valor total, pero el informe denuncia que “no existe análisis técnico que lo sustente”.
También se incluyó como activos de la base de capital inversiones en recuperación de condiciones operativas (catch up). Son inversiones que deberían haberse realizado en años anteriores para mantener la red ajustada a la demanda. Esta decisión también fue cuestionada por la administración actual: “Informadas por las empresas, no responden a un modelo de optimización de la red con la demanda actual a los fines de definir las inversiones de adaptación de la red necesarias para mantener la calidad de servicio y producto”.
Por último, se aclara que para fijar la tasa de rentabilidad se optó por el método WACC, que arrojó un 12,27% antes de impuestos (7,98% después de impuestos). “En economías con altos niveles de riesgo país utilizar una tasa que incluya una prima de riesgo puede resultar inaplicable socialmente”, subraya el informe.
Costo de explotación
Los costos de personal se estimaron a partir de una dotación de personal mediante ratios eficientes y de los salarios vigentes a julio 2016 (informados por el OCEBA). “Los valores resultantes son similares a los costos observados”, dice el informe.
Los otros costos se calcularon a partir de ratios de eficiencia de empresas representativas, considerando la densidad del mercado (y la dispersión) y la cantidad de usuarios (escala de la empresa).
“Los costos operativos reconocidos en la RTI, en comparación con los costos operativos que surgen de los balances y de la declaración de las empresas, fueron mayores a los reales en aproximadamente un 20%”, advierte el documento.
Formula de ajuste
La RTI estableció además la aplicación de una fórmula de ajuste anual, para que los ingresos reconocidos se actualicen considerando el incremento de costos que no depende de decisiones de las empresas distribuidoras. En la fórmula se incluyeron la variación del índice de salarios, el Índice de Precios Mayoristas, el Índice de Precios al Consumidor y el tipo de cambio.
La subsecretaría de Energía aseguró que al aplicar en la tarificación la metodología del Price cup correspondería incorporar un factor de atenuación del ajuste por avance tecnológico o ganancia de eficiencia (factor X). “Sin embargo, en la definición de la fórmula de ajuste se determinó que este factor de atenuación sería 0% para todo el quinquenio”, remarca el informe.
Inversiones
El monto de inversión comprometido para el período 2017-2022 entre las cuatro distribuidoras fue de $5.825 millones. El informe destaca que incluyó solamente las inversiones caracterizadas como “inversiones de recuperación (catch up)”, que son las inversiones necesarias para ajustar la red a la demanda y compensar inversiones no realizadas previamente, pero no incorporó los montos que la tarifa contempla como cuota de amortización. “Si se incluyeran ambos conceptos el compromiso de inversión sería de $12.092 millones”, dice el texto. Es decir, los montos comprometidos de inversiones fueron la mitad de los considerados en los ingresos reconocidos en tarifa.
Se denunció que los montos comprometidos fueron expresados en pesos de julio 2016, sin establecer un procedimiento de actualización para las inversiones que se realizarían, a pesar de que la tarifa tiene un procedimiento de ajuste anual.
El informe señala que debido a esta situación, pese al incremento de los ingresos por parte de las empresas, “el nivel de inversiones se mantiene estable en USD desde 2011 hasta 2018, descendiendo en 2019”.
En respuesta al informe oficial, desde DESA, sociedad controlante de Edelap, Edea, Eden y Edes, aseguraron que “el informe de la Provincia de Buenos Aires menciona que en promedio todas las empresas estuvieron casi un 40% por debajo del comprometido. La variación es el atraso en los ajustes sumado la imposibilidad de financiar las mismas en un mercado que no era el que se pensó al inicio de la RTI. Las menores inversiones se compensan contra los mayores costos que debió enfrentar la concesión producto de los desfasajes en los cuadros tarifario”.
Calidad
“El incremento de la rentabilidad y la falta de inversiones, tuvieron como contrapartida la falta de mejoras en los indicadores de calidad del servicio, los cuales se encuentran igual o peor que en 2015”, dice el informe de Provincia.
De hecho, los indicadores globales de calidad del servicio presentados muestran una evolución heterogénea entre las cuatro distribuidoras. Se observan leves mejoras en EDEN y EDES, y agravamientos en EDELAP y EDEA.
“En relación a las inversiones ejecutadas en base a la planificación estratégica de las Distribuidoras y el compromiso asumido por los parámetros de calidad, se observa la mejora sustancial en los índices de frecuencia y duración de las interrupciones de servicio en el período considerado”, respondió DESA.
Fuente: Grupo DESA
Ganancias
La subsecretaría de Energía sostiene que a raíz de “los grandes incrementos tarifarios, basados en supuestos favorables a las empresas, inversiones subestimadas y subejecutadas, y debilitamiento de los mecanismos e instituciones de control, la contrapartida fue el crecimiento sostenido de las ganancias de las distribuidoras eléctricas de la Provincia de Buenos Aires”.
Las cuatro distribuidoras provinciales mejoraron significativamente su patrimonio neto entre 2015 y 2019. Desde 2016 recuperaron niveles positivos de rentabilidad respecto del activo. “En 2018 alcanzaron una tasa del 9% y en 2019 del 3%”, se destaca. A su vez, “la distribución de dividendos aumentó 1.832% en dólares entre 2016 y 2019. Acumulando en los últimos cuatro años un total de 310 millones de dólares”.
“En cuanto a los dividendos consignados en el informe, debemos aclarar que los mismos obedecen a resultados no efectivamente distribuidos. Muchos resultados contables obedecieron a eliminación de pasivos corrientes como por ejemplo, PUREE, financiamiento CAMMESA largo plazo, ajustes por inflación de los estados contables, entre otros”, respondió DESA.
«Durante el período 2017 – 2019 se pagaron dividendos, principalmente de Edea, Eden y Edes, en porcentaje resultante del cociente entre dividendos pagados y base de activos regulatoria neta es desde el punto de vista metodológico comparable con el retorno esperado, resultando para Edea del 4,2%, Eden 2,5%, Edes 2,8% y Edelap 0,04%; muy por debajo del retorno definido por la autoridad de aplicación”, agregó la sociedad de Rogelio Pagano, controlante de las distribuidoras.
“Sí pagamos impuestos al Estado por esos resultados, pero nunca generaron en su totalidad movimientos de caja hacia el accionista, más allá de la tasa de retorno regulada del 7,98%, después del pago de impuestos”, concluyó la sociedad.
Enel ha sido confirmada una vez más como Global Compact LEAD Company, un reconocimiento que el Grupo ostenta desde 2011. Este reconocimiento distingue a aquellas empresas que se comprometen al máximo con las iniciativas del Pacto Mundial de las Naciones Unidas (PMNU), así como a las que se esfuerzan activamente por implementar los Diez Principios del Pacto Mundial y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en sus actividades empresariales. El anuncio de las Global Compact LEAD companies 2020 se realizó con motivo del evento #UnitingBusiness LIVE, celebrado entre el 21 y el 23 de septiembre de 2020. El evento virtual, que se lleva a cabo durante el 75o periodo de sesiones de la Asamblea General de las Naciones Unidas, reúne a líderes empresariales, gobiernos y representantes de la sociedad civil para hacer hincapié en su compromiso con los objetivos de las Naciones Unidas. La Asamblea General de las Naciones Unidas de este año se enfocará en la necesidad de una cooperación mundial renovada y la recuperación económica frente a la COVID-19.
FRANCESCO STARACE (ENEL HOLDING)
«Nuestra participación activa en el Pacto Mundial de las Naciones Unidas se ha visto reconocida una vez más con nuestra inclusión, por décimo año consecutivo, entre las Global Compact LEAD companies. Enel continúa trabajando incansablemente, de conformidad con el compromiso que el Grupo contrajo hace cinco años en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible de 2015, en la consecución de los ODS, al tiempo que se adhiere a los 10 principios del Pacto Mundial de las Naciones Unidas», ha declarado Francesco Starace, consejero delegado y director general de Enel. «La edición de 2020 marca el quinto año desde la adopción por parte de las Naciones Unidas de la Agenda 2030 para el desarrollo sostenible y los 17 ODS, y este año da inicio a la «Década de acción» hacia la consecución de los ODS de aquí a 2030. Los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) están específicamente incorporados en la estrategia de Enel como catalizadores clave del crecimiento empresarial, y guían nuestro proceso de toma de decisiones hacia la adopción de medidas contra el cambio climático, además de garantizar el suministro de energía limpia y asequible».
El Grupo Enel participa de forma activa en cuatro de las siete plataformas de acción del Pacto Mundial de las Naciones Unidas. Las plataformas reúnen a representantes de las empresas, las redes locales del Pacto Mundial, el mundo académico, la sociedad civil, el gobierno y las Naciones Unidas, para reunir conocimientos y experiencias con el fin de encontrar soluciones a cuestiones complejas e interconectadas a nivel mundial. En concreto, Enel participa en el CFO Taskforce for the SDGs, en el que es patrocinador y el director financiero del Grupo es copresidente; Business Ambition for Climate and Health; Reporting on the SDGs; Peace Justice and Strong Institutions -SDG16, para el que el director general de Enel firmó ‘Statement from Business Leaders for Renewed Global Cooperation’, presentada hoy durante el Foro del Sector Privado.
Como única empresa italiana que participa en el programa de tres días, el consejero delegado de Enel, Francesco Starace, intervendrá el 22 de septiembre, en el marco del Global Impact Forum, en el evento Accelerating Global Climate Action for a 1.5°C Future to Recover Better Together, así como el 23 de septiembre en la sesión Catalysing Finance and Investment for the Achievement of SDG 7, durante el SDG Business Forum. El director financiero de Enel, Alberto De Paoli, participará el 21 de septiembre como orador en el lanzamiento mundial de los CFO Principles on Integrated SDG Investments and Finance, en el marco del Private Sector Forum.
Además, Enel celebra el quinto aniversario del primer compromiso público del Grupo con los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible en 2015. Más del 90% de los 28.700 millones de euros de inversiones totales del Grupo Enel en el periodo 2020-2022, se destinan directamente a cuatro ODS: ODS 7 (Energía asequible y no contaminante), ODS 9 (Industria, innovación e infraestructuras), ODS 11 (Ciudades y comunidades sostenibles), y todos contribuyen al ODS 13 (Acción por el clima), situando la lucha contra el cambio climático en el centro de la estrategia del Grupo. Enel también se ha comprometido a promover el desarrollo social y económico (ODS 8), al tiempo que apoya la educación de calidad (ODS 4). Enel también contribuye a los demás ODS promoviendo un modelo de negocio sostenible, persiguiendo comportamientos sostenibles y aprovechando el ODS 17 para fomentar las asociaciones mundiales con el fin de hacer frente a los múltiples desafíos a los que se enfrenta el mundo.
Las petroleras con áreas en la provincia de Neuquén, el grueso de ellas sobre la formación Vaca Muertasiguen encontrando oportunidades en el exterior. Se trata de la respuesta que pudieron consolidar en el último cuatrimestre, en medio de la caía del mercado interno, signado por un derrumbe de la demanda de crudo en medio de la cuarentena,Según los datos de la secretaría de Energía de la Nación este mes habrá operaciones de venta al exterior por unos 2.424.795 barriles de crudo.
Las empresas con áreas en Neuquén vienen de exportar 2.009.000 de barriles en julio y 2.011.000 en agosto, en un período en el que las exportaciones, de acuerdo a lo que informó el gobierno neuquino, implicaron cerca del 40% de la producción total de crudo de la provincia.
Los datos del gobierno nacional indican que para este mes las siguientes empresas tienen operaciones terminadas en el mercado internacional: Tecpetrol (70.000 barriles); YPF (16.500); Vista Oil & Gas (80.000); Capex (42000); Pampa Energía (27000) y ExxonMobil (45000) y Compañía de Hidrocaburos No Convencionales SA (105.000).
Es una venta significativa: tal como lo viene informando +e desde marzo, en el mundo hay crudo de sobra y la demanda local funciona atada a la de combustibles. La menor cantidad de vehículos circulando y por ende una industria a media máquina se hacen sentir en el procesamiento de crudo en las refinerías con una caída.
De acuerdo a los datos de YPF, que tiene el 56% del mercado de los combustibles en el país, todavía resta recuperar algo así como el 35% de la demanda. En este contexto, todo lo que las petroleras puedan vender al exterior, será un bálsamo para sus golpeadas economías, afectadas por las condiciones internas para el sector desde agosto del 2019.
En estas ventas, tuvo rol sustancial la suba del petróleo del último mes, luego de que en marzo el precio tocara fondo con valores que oscilaron entre los 10 dólares de entonces y la brecha de los 40 dólares para el crudo Brent del Mar del Norte, la referencia para el mercado argentino. Ya se había notado también en agosto pasado.
Hoy la cotización internacional llegó a 43 dólares, una señal de precios que acerca el valor al que rige por decreto en Argentina, de 45 dólares.
Esos 43 dólares del exterior implican una opción importante, si bien dista de ser el mejor escenario para las petroleras, que encuentran flujo de fondos para capear el temporal de una crisis mundial que suma otros escollos en el mercado argentino.
Por cada barril, hay entre cuatro y cinco dólares de descuentos, por cuestiones impositivas y vinculadas al rendimiento del hidrocarburo que se extrae en Vaca Muerta, que se abre paso en el mundo en medio de una crisis histórica. Así, a las empresas les quedan unos 37/39 dólares por cada barril puesto afuera del país.
En la Cuenca Neuquina, con todo, queda mucho para recuperar los niveles de actividad previos a la crisis. El camino de las exportaciones hasta hace poco más de un año se desprendía de un escenario de crecimiento de la producción.
Por el contrario, ahora se trata de oportunidades en medio del estancamiento, con las que las grandes compañías del mundo con áreas en la Cuenca Neuquina logran atenuar el impacto de la crisis y sostener niveles relativos de actividad.
La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) manifiesta su creciente preocupación por la grave situación actual ante los injustificados atrasos en la actualización de los precios de referencia que lleva a que la actividad de fraccionado del gas envasado se encuentre ante una situación de déficit insostenible. “El desfasaje producido por la falta de actualización de precios genera una situación crítica en un mercado de 18 millones de consumidores y de una actividad que da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas”, describió Pedro Cascales, director de CEGLA.
En efecto, el atraso es tan grave que mientras la estructura de costos obliga a un precio mayorista (sin impuestos) de $ 354 por cada garrafa de 10 kg. en planta de fraccionamiento de zona central del país y de $ 400 en el norte, el precio de venta determinado por la Autoridad de Aplicación, dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, es de apenas $ 185 de manera uniforme para todo el territorio nacional. Es decir, los precios actuales no alcanzan siquiera al 50% del valor que se necesita para operar con normalidad.
El retraso es alarmante y coloca a la actividad en una situación totalmente irregular. Comparando con otras alternativas, el precio al público se encuentra muy por debajo del equivalente a la energía eléctrica e incluso en el AMBA por debajo del precio del gas natural.
Es importante resaltar, además, que se trata de un sector que exige cuantiosas inversiones para el mantenimiento de un parque de 18 millones de envases en poder del público, así como para la conservación de la flota de transporte y de la infraestructura de plantas de fraccionado, almacenaje y equipos especiales.
Es interesante ilustrar que en otros países de la región con precios regulados (Uruguay, Perú y Colombia) los márgenes establecidos y consolidados de las tareas de fraccionamiento y distribución se ubican en promedio por encima de los US$ 6 por carga de 10 kg. Ese valor está en el orden de los márgenes históricos en nuestro país. Sin embargo, en la actualidad, y como consecuencia de la acumulación de retrasos en la determinación de precios de referencia, la Secretaría de Energía de la Nación impone precios que ubican ese margen por debajo de los US$ 2.
Es por todo esto que las empresas fraccionadoras vienen reclamando con insistencia al Gobierno nacional que se cumpla con el artículo 34 de la Ley 26.020 y se resuelva la grave e insostenible situación de un sector con enormes inversiones y que brinda un servicio de excelencia en todo el territorio nacional. “Ofrecemos un producto de muy elevada eficiencia, con altos estándares ecológicos y de seguridad. Necesitamos que se establezca un precio de referencia para el GLP en envases que sea coherente con la estructura de costos actual tal como se estipula en la ley”, finalizó Cascales.
La macroeconomía argentina es lo más parecido a un campo minado. El Gobierno no sólo debe atender el problema de la falta de dólares y de un gasto público desbordado, dos cuestiones que de por sí exigen una gran pericia, sino que ya hay otra bomba que empieza a activarse, y que podría resultar letal en caso de que la actividad ensaye cualquier tipo de recuperación: es la energética.
Para los especialistas de la industria, la decisión del Banco Central (BCRA) de empujar a las grandes empresas a una reestructuración forzosa de sus deudas en dólares sólo contribuirá a acelerar la debacle, que comenzó a gestarse a mediados de 2019, y que tiene en vilo tanto a las empresas del sector, como a los gobernadores patagónicos, que están viendo sus finanzas arrasadas.
Y es que las características de los yacimientos argentinos obligan a la industria a mantener un continuo flujo de inversiones solo para sostener los niveles de producción, ni hablar para incrementarlos. Con un mercado de capitales ínfimo, en las compañías estiman que apenas un 20% de esas inversiones pueden fondearse localmente. Y, aun llevándose gran parte del dinero disponible para préstamos del sistema financiero argentino -YPF, Pan American Energy, Vista Oil, Pampa Energía, Total Austral están entre los 10 principales deudores del sistema-, el aporte que pueden recibir de los bancos locales es insignificante.
La inversión de las empresas energéticas depende sobre todo del fondeo internacional. “Cada año -ilustra el director financiero de una petrolera-, nosotros refinanciamos deuda por unos US$1500 millones e invertimos unos 1800 millones”. ¿Cómo harán esas empresas ahora para conseguir dinero para mantener su actividad estable si a los acreedores les dicen que por dos años no podrán pagarles lo que les habían prometido? El desafío es todavía mayor para las empresas que tienen emitidos bonos. No es lo mismo sentarse a negociar con un banco que con miles de acreedores minoristas, que podrían exigir que las empresas les paguen con el flujo que tienen en alguna cuenta en el exterior -todas las petroleras manejan dinero afuera- o ejecutando alguna garantía.
Las empresas no cuentan con los beneficios de un país: no hay inmunidad ni cláusulas de acción colectiva. No hay margen para hacerse el guapo en una negociación corporativa. En la industria de petróleo y gas, que requiere de constantes inversiones, a baja tasa y de largo plazo, no hay demasiados antecedentes de empresas que hayan defaulteado y después seguido en actividad.
En algunas compañías albergan todavía la esperanza de que el BCRA haga cambios a la norma en los próximos días. Hoy la empresa de bandera, YPF, tiene previsto plantearle el tema en una reunión al presidente del Central, Miguel Pesce. La petrolera estatal cerró a fin de julio un canje de deuda por US$1000 millones, que solo un mes y medio más tarde podría tener que revisar. En la semana, Pesce también recibirá a la AmCham, la cámara de comercio norteamericana, que incluye a empresas como Exxon Mobil, Vista Oil & Gas, AES y PAE, entre otras. Si hay algo que le reconocen al Gobierno en el sector privado, es que hay capacidad de escucha. Capacidad de reacción o de comprensión de los temas, ese es otro asunto.
Botón rojo
La medida del Central, no obstante, es el botón rojo que terminaría de activar una bomba que viene gestándose desde hace tiempo. Hace un mes, el consultor Daniel Gerold, tal vez una de las personas más respetadas en la industria, hizo una cruda descripción del sector en una presentación ante el Club del Petróleo. Según dijo, las inversiones estimadas no superarían los US$2660 millones este año, cuando la industria necesita al menos unos US$7500 millones anuales para mantenerse en forma. “O va a haber pérdidas enormes o una cadena de defaults”, advirtió entonces.
Porque empresa que no produce difícilmente genere ingresos para pagar sus deudas. La industria petrolera y gasífera argentina, dice Gerold, está fuertemente endeudada: se estima que debe unos US$17.000 millones, de los cuales solo YPF debería responder por US$7800 millones. A esto se suman otros US$8000 millones del sector eléctrico. Simplificado al extremo, según su diagnóstico, el problema solo se solucionaría con un esquema transparente de reglas, precios de mercado y una apertura de las exportaciones.
La industria está virtualmente trabajando al mínimo, cuando no paralizada. En la cuenca neuquina, por caso, hay solo siete equipos en perforación activos, contra 50 de agosto de 2019. En gas, en tanto, se pasó de un récord de 350 pozos terminados en 2018 a cero este año. Lejos quedaron los sueños de que Vaca Muerta reemplace al complejo agroexportador. Y no solo porque, con la pandemia, el precio del crudo a nivel internacional se desplomó de US$58 por barril a poco menos de US$25 -fue el caso del crudo Brent, el de referencia en el país-, lo que hizo que algunos proyectos no convencionales se volvieran financieramente inviables. Porque, pese a que la demanda global se recupera y también los precios -el viernes ya se ubicaban en US$43 el barril-, la industria sigue sin certezas de largo plazo para avanzar. Y, ahora, ya sabe además que probablemente tampoco tendrán financiamiento.
Toda la cadena energética está crujiendo. No solo la parte del upstream (o producción). También en el último eslabón, el de la distribución, se evidencian serios problemas. Metrogas, compañía de la cual YPF tiene el 70%, anunció hace días que no podrá pagarles a los productores por el gas contratado en junio, julio y agosto, estacionalmente los de mayor consumo, lo que equivale a unos $7500 millones.
Hasta los más pequeños de la industria, las distribuidoras de garrafas, nucleadas en Cadigas, alertaron la semana pasada que podría haber faltantes en las próximas semanas. Los números, dicen, ya no les cierran. Por cada garrafa de 10 kilos, que en el mercado deben vender a $350, pierden 110 pesos.
Existe un consenso a esta altura de que, salvo que el Gobierno tome cartas en el asunto en forma urgente, lo más probable es que el invierno que viene la Argentina tenga que volver a importar gas. Cómo hará para pagarlo a precio de mercado (más alto que el local) y en efectivo, como suele exigirse, cuando no cuenta con un colchón de dólares en el BCRA, será una incógnita. Para la política argentina, 2021 equivale al futuro lejano.
¿Habrá alguien en el Gobierno tomando nota del problema que se avecina? El energético es un sector clave de la economía; no hay actividad económica si no hay energía. Sin embargo, hace 10 meses que prácticamente no hay quien mande en el sector. Primero, fue designado Sergio Lanziani como secretario de Energía, alguien que no era del palo y al que enseguida se lo vació de poder, y ahora se lo reemplazó por Daniel Martínez, un contador que no termina de asumir.
Entre tanto, los planes que se habían planteado para resolver el problema, como el Gas IV, se paralizaron. En el presupuesto 2021 que presentó la semana pasada el ministro Martín Guzmán -ahora responsable de la Secretaría de Energía- está previsto destinar US$200 millones a la producción de gas, apenas 18% de lo que se estima que requiere el sector. ¿Significa eso que subirán entonces las tarifas en al menos un 100%, en un año electoral, para que cierren las cuentas? Ingenuo plantearlo, por más que el ministro ya anticipó que no deseaba un crecimiento real de los subsidios.
Bancos nerviosos
En el cortísimo plazo, está claro que la mirada del equipo económico está en contener la sangría de reservas, que no aflojó la semana pasada aun después del endurecimiento del cepo. En los bancos hay gran nerviosismo. Hasta el viernes no habían logrado ajustar sus sistemas a la nueva operatoria. Es prácticamente imposible cumplir con todo el cotejo de datos que ahora les exige el BCRA para liberar la compra de US$200 por home banking. Algunos temen que el fragor de la crisis cambiaria lleve a sus clientes a ponerse nerviosos y buscar retirar los dólares que tienen depositados en el sistema. Hay depósitos en moneda extranjera por US$19.712 millones.
Guerreros ya de varias batallas -todas recientes-, los bancos comenzaron la semana pasada los trámites para importar de la Reserva Federal unos US$500 millones en billetes, que estarán llegando en estos días. El sistema solo tiene prestados el 30% de sus dólares, el resto los tiene líquidos. Después de la corrida de agosto de 2019, ninguno quiere asumir riesgos. De hecho, para evitar dolores de cabeza ya en los últimos días varios bancos grandes dieron la orden en sus sucursales de no tomar nuevas colocaciones en dólares de sus clientes.
También entre las provincias que en los últimos años emitieron bonos hay gran incertidumbre. Economía fijó estrictas pautas para la renegociación de las deudas provinciales. Córdoba, Mendoza, Entre Ríos, Salta, Buenos Aires son solo algunas de las que están en tratativas para avanzar en canjes, siempre acordes con los lineamientos de Guzmán.
Al igual que la Nación, que hasta febrero pasado siguió pagando los cupones para evitar caer en default, algunas buscan mantener sus pagos al día mientras negocian. Pero en estos casos ahora no está claro si el BCRA les dará los dólares para cubrir los vencimientos que vienen. El primer test le corresponderá a Santa Fe, que tiene que pagar US$8,75 millones pasado mañana, y luego Córdoba, el 12 de octubre, US$26 millones. ¿Habrá cadena de defaults corporativos y además subsoberanos? Falta poco para saberlo.
Cualquier negocio en la Argentina con este nivel de cepo parece inviable.
Difícil plantear un negocio de largo plazo en la Argentina cuando la dirigencia está enfrascada en el cortísimo día a día, no ofrece la más mínima perspectiva de largo plazo y desatiende cuestiones que al fin y al cabo son fundamentales para poder sortear los problemas de hoy.
La Argentina es el quinto productor de energía eólica en el continente americano, detrás de Estados Unidos, Brasil, México y Canadá. En el país hay 46 parques eólicos con una capacidad instalada de 2205 mw, y este año deberían sumarse otros 14 según el cronograma de Cammesa, la compañía que regula el mercado eléctrico, pero hay demoras por la cuarentena del Covid-19. El atractivo del sector fue determinante para captar inversiones de los principales fabricantes de aerogeneradores del mundo, Vestas y Nordex. Ya comenzaron, también, los primeros pasos en exportación pero su continuidad no está garantizada. Todo es incertidumbre y buena parte de las empresas están frenadas esperando definiciones del Gobierno para renovables.
A fines de julio, desde el puerto bonaerense Dock Sud se realizó la primera exportación de torres eólicas de la Argentina; en total son 60 tramos de torres del proyecto Outlaw. Hay un segundo proyecto, denominado Pryor, con 42 tramos más. Ambos son para Estados Unidos. Gri Calviño Towers Argentina, la empresa responsable del producto, surgió de una asociación entre la española Gestamp Renewable Industries con Metalúrgica Calviño S.A, una empresa local que fabrica equipamiento industrial, especializada en puentes grúa y grúas pórticos de servicio pesado.
En el 2011 la firma argentina comenzó su unidad de negocios para la fabricación de torres eólicas para generadores de alta potencia y, hace tres años, cerró la alianza con la española que se dedica al diseño, fabricación y comercialización de toda la cadena de valor del sector industrial eólico. Forma parte del holding de la Corporación Gestamp y cuenta con una docena de fábricas en el mundo. La inversión es de US$20 millones con el objetivo de producir 300 torres al año.
Después de abastecer a distintos proyectos en el mercado local y ante la tendencia decreciente del sector desde hace poco más de un año, Gri Calviño buscó la alternativa de a exportación para manera mantener operativa la empresa.
La otra salida al mundo de la industria eólica fue hace unas semanas a través del puerto de Zárate; la concretaron la empresa española-argentina Haizea Sica, conformada por los grupos Haizea Wind Group y Sica Metalúrgica Argentina S.A. Embarcaron 27 tramos torres eólicas para Vestas. La compañía es una pionera en la industria eólica nacional, con una planta industrial preparada para producir unos 450 tramos de torres anuales.
Haizea Sica opera desde 2017 y proveyó equipos para 60 proyectos eólicos del programa Renovar en Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y la Patagonia. En el corriente mes volverá a despachar, serán 39 tramos más. Tanto la santafesina Sica y la bonaerense Calviño son empresas que venían de otros rubros y que, asociadas con capitales internacionales, se especializaron en tramos de torres eólicas.
Un proceso similar pero para la producción de torres de hormigón es el que realizaron Prear, Pretensa y Fabri. En el caso específico de aerogeneradores, llegaron dos líderes mundiales: el primero fue la danesa Vestas que tiene su planta en Campana (Buenos Aires) y el otra fue Nordex Group (Nordex y Acciona) que cerró un acuerdo hace poco más de un año y medio con la Fábrica Argentina de Aviones (FAdeA), ubicada en Córdoba. No sólo realiza el ensamble de componentes sino también la fabricación de palas.
El futuro
¿Son estas operaciones “brotes verdes” de un sector con futuro en la exportación? Para Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica, “no hay señales de ningún tipo” de la Secretaría de Energía sobre qué va a pasar con las renovables. “Para que el sector siga creciendo hay que modificar la actual ley y llevar la meta al 30% en vez de al 25% para 2030. Así la industria tendría que producir unos 600MW al año que son unos 200 aerogeneradores, y ya es volumen. Sino, llegaremos al 2020 con 4500MW instalados y creceremos unos 150MW por año. Con 60 generadores no hay base”. Desde Energía no hubo respuestas a las consultas de La Nacion.
Pagani plantea también que la industria debe avanzar en producir no sólo torres, que son el 23% del aerogenerador completo, sino el resto de las partes. Las dos empresas argentinas que los hacen son RNG Patagonia (de 1,5MW) e Impsa (de 2,2MW y tiene uno avanzado uno de 4,9). Pagani insiste en que la clave para la evolución de la industria es crecer en la generación de renovables. “El mundo tiene como objetivo llegar a la mitad de la matriz con esa característica en 2050”, ejemplifica.
Pablo Díaz Delfino, consultor titular de Bitácora, dice que hay potencial para generar cadenas de proveedores para la industria eólica. “Están los recursos, lo complejo es el transporte y la clave es la financiación. Por ejemplo, en el caso de las torres se requiere de volumen para que el negocio sea competitivo; unos 100 tramos al año de producción es la base necesaria. Hace falta previsibilidad porque si no nadie invierte”.
A su criterio, las exportaciones logradas no son fruto de “una gestión comercial” y del planeamiento del sector, sino que ayuda el contexto internacional. “La guerra entre Estados Unidos y China tiene coletazos para el sector, entonces proveedores que deben cumplir con acuerdos en diferentes partes del mundo echan mano de las estructuras que tienen. Los costos se van compensando. Para sostener las operaciones hace falta una política clara y acompañamiento“.
Los grandes
Todavía en la Argentina está en desarrollo la cadena industrial relacionada a la generación de energías renovables; la mayor parte de la oferta se asienta sobre industrias metalmecánicas y proveedores de equipos y componentes eléctricos (transformadores, conductores, baterías). Desde el sector estiman en un centenar las firmas que podrían trabajar como proveedoras. Hace poco menos de dos años la argentina Newsan (productora de pequeños electrodomésticos) transformó su planta de Campana en una de aerogeneradores de última tecnología en sociedad con Vestas, líder mundial.
En Campana, donde se invirtieron US$22 millones, se hacen los “nacelle” (el componente principal de la turbina eólica ubicado encima de las torres). El objetivo de la danesa era avanzar en la integración de partes nacionales en el ensamblaje hasta alcanzar el 50% en 2023. A fines del año pasado, Andrés Gismondi, Country Manager de Vestas en la Argentina, admitió que para la sostenibilidad de la producción requieren un mercado de 1000 megavatios por año de energías renovables (unos 700 de eólica); por debajo de esos parámetros sería más competitivo importar equipamiento.
En ese momento habían empezado a evaluar posibilidades de exportación a los países vecinos. “Estamos en hibernación”, fue la definición de voceros de Vestas internacional. Newsan es el “brazo industrial” de la danesa; no tiene juego propio en el sector de las energías.
Una mirada similar a la de Vestas tuvo la europea Grupo Nordex al asociarse con FAdeA hace poco más de un año para ensamblar aerogeneradores: “Vamos a consolidarnos primero en el mercado interno y después pensaremos en exportar”, dijo José Luis Blanco, CEO mundial. La clave para iniciar esa etapa era ganar volumen local para hacerse más competitivos.
Para Díaz Delfino hay posibilidades de “seguir desarrollando” proveedores ya que la matriz energética argentina es “antigua”. Admite que entre la pandemia por el coronavirus y la inestabilidad macroeconómica argentina hay demoras en los proyectos locales de parques eólicos. “Con dos por año, de 15 aerogeneradores, se requieren unos cien tramos de torres, la base que necesita un fabricante. Así es un mercado muy chico. Se podría exportar a países vecinos básicamente”.
Un dato que aporta es que Brasil está “muy desarrollado”; la energía eólica es la segunda fuente de su matriz energética. Según la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), la capacidad instalada en el país alcanzó los 16 GW en el primer semestre de 2020. Hay 637 parques eólicos y 7738 aerogeneradores..
El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético: por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable Crédito: Gentileza
El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético: por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable. Esto se dio por un conjunto de factores climáticos que permitieron que la energía eólica y la solar generaran más electricidad que su media, pero también porque entraron al sistema varios parques nuevos en los últimos meses.
A futuro, sin embargo, las perspectivas son negativas, ya que, por la crisis de financiamiento y la incertidumbre de no tener un horizonte claro, hace un año están paralizados la mayoría de los nuevos proyectos.
De todos los tipos de energías limpias, la principal proveedora de electricidad es la eólica, que el sábado representó al 70,89% del total abastecido, con 2051,67 mega watts (MW).Luego le siguieron la solar, con 18,95% del total y 548,53 MW; la hidráulica, con 6,29% y 182 MW, y bioenergías, con 3,86% y 111,8 MW.
Las energías renovables tienen prioridad de despacho; es decir, toda la electricidad que generan entra al sistema y abastece la demanda de forma automática. El resto de la generación necesaria se complementa con la energía térmica, la hidroeléctrica no renovable y la nuclear.
Al día de hoy hay 146 proyectos de energía renovable habilitados comercialmente, que tienen una potencia instalada de 3383 MW. De ese total, en los últimos cuatro años se inauguraron 89 proyectos por 2534 MW, que fueron impulsados por el nuevo marco regularorio Mater (el mercado mayorista donde operan los grandes usuarios) y el programa Renovar.
Cammesa publica de manera regular qué porcentaje promedio del total de la demanda eléctrica es abastecida por energía renovable Crédito: Gentileza
Aun con todos los proyectos nuevos, la generación promedio de energía eléctrica representa un 11% del total de la demanda. Esto es mucho mayor a los menos de 2% que representaba hasta julio de 2018 y al 8% con el que cerró 2019, aunque está por debajo del 12% que se tendría que haber alcanzado el año pasado, según las metas impuestas en la ley 27.191 de energías renovables, aprobada por unanimidad en 2015. El objetivo final es llegar a 20% para 2025.
De total de proyectos renovables, 46 son parques eólicos, que tienen una capacidad instalada de 2205 MW y 31 son solares, con 461 MW. Con respecto de la energía hidráulica, la ley de fomento nacional para el uso de fuentes renovables incluye solo a los proyectos de centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW, por lo cual no se toman en cuenta en los registros de renovables las grandes represas como Yacyretá o El Chocón.
Este año se habilitaron comercialmente 22 proyectos nuevos, que tienen una capacidad instalada de 734,8 MW. La última gran incorporación que está en período de pruebas es el parque solar Cauchari, en Jujuy, que tiene una capacidad de 300 MW. También entraron en funcionamiento grandes parques eólicos como Vientos Neuquinos, de la generadora estadounidense AES, y Vientos la Genoveva, de Central Puerto.
El parque Vientos Neuquinos, de la empresa AES, se encuentra operativo en su totalidad desde junio pasado, y cuenta con una capacidad de generación por 100 MW. Crédito: Gentileza
En los próximos dos meses, además, entrarán en funcionamiento 18 proyectos más por 580 MW, que también están haciendo pruebas. Aquí se incluyen el parque eólico Los Teros, de YPF Luz, en la ciudad de Azul, con una capacidad de generación instalada de 122 MW, y la planta Generarbio, que generará energía a partir de biomasa en Santa Rosa, Misiones, de la empresa Papelera Mediterránea, por 12,5 MW.
No comienzan nuevos proyectos desde hace un año
En contraste a todas las inauguraciones de parques renovables de los últimos meses, la realidad del sector es pesimista cuando se mira a futuro. Desde hace un año, luego de las PASO y de la disparada del riesgo país, el inicio de nuevos proyectos quedó paralizado.
Al igual que todas las industrias energéticas, el sector de renovables se caracteriza por ser capital intensivo y, por lo general, al financiamiento hay que buscarlo en el exterior. Con las sucesivas devaluaciones que tuvo la moneda en los últimos dos años, el aumento de la tasa de interés para créditos en la Argentina y las actuales restricciones al comercio exterior, la construcción de nuevos parques se hizo cuesta arriba.
La falta de interlocutores claros en el Gobierno tampoco ayuda a la industria, que trató en un primer momento con la sanjuanina Andrea Polizzotto, quien iba a estar a cargo de la Dirección Nacional de Energías Renovables, pero que al final nunca asumió y se nombró a Guillermo Martín, quien se desempeñaba como Subgerente Operativo Regional Patagonia en el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Ahora, con la llegada de un nuevo secretario de Energía, su continuidad está en duda.
Hay 31 parques solares en país, con una capacidad de generación instalada de 461 MW Crédito: Gentileza
«La situación está paralizada. Por falta de financiamiento, hoy no hay ningún proyecto nuevo comenzado, salvo algunos que ya tenían el financiamiento cerrado que siguen su curso. Al momento, el Gobierno no sacó una resolución considerando la problemática macroeconómica, para ver cómo se pueden dar de baja los contratos sin aplicar multas o que se avancen con ejecuciones. Solamente suspendió los plazos de los contratos desde el 12 de marzo, lo que solo sirve como un paliativo momentáneo», dice Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.
El viernes pasado, mediante una resolución firmada por Osvaldo Arrúa, subsecretario de Energía Eléctrica, se prorrogó hasta el 15 de noviembre la suspensión temporal del cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos y la intimación por incumplimiento de las fechas programas de avance de obras.
«La gran discusión que hay que dar es qué se hará con esos proyectos que no se llevarán a cabo por falta de financiamiento, que representan 2000 MW. Cada uno de ellos fue asignado con una capacidad de transporte, que es el gran cuello de botella. Mientras que no se den de baja, no se van a poder reasignar nuevos proyectos, porque tienen que tener asegurado que se pueda evacuar la energía», explicó Gustavo Castagnino, director de asuntos corporativos de Genneia, la empresa que tiene siete parques eólicos y uno solar en funcionamiento, y está por terminar de construir tres más.
Algunos analistas recomiendan dar un incentivo a los operadores de esos proyectos que no avanzaron para dejarlos ir y que se den de baja los contratos con una penalidad menor, ya que para el Estado será complicado ejecutar las garantías.
René Vaca Guzmán, director de PCR, señala que para la construcción de los dos parques eólicos que tiene la empresa por 326 MW se invirtieron US$400 millones. «La clave pasa por el financiamiento. El Gobierno está cumpliendo con los pagos, pero están demorados los incentivos de la ley, como la devolución de IVA y el bono fiscal por utilizar componente nacional. El gobierno anterior tampoco los estaba pagando, porque el Estado no tiene un peso. Esto seguirá todo frenado», concluyó el también presidente de la Cámara Eólica Argentina..
Brasil incrementará la demanda de gas para impulsar la industria. La Argentina busca mercados para colocar su producción de gas y atraer inversiones. Gestiones en marcha y proyectos en danza. La diplomacia argentina en Brasil avanza con el proyecto de construir un gasoducto de 2.400 kilómetros de extensión que una Vaca Muerta con Porto Alegre. Según datos recopilados por Ámbito, esa megaobra costará casi u$s5.000 millones y ya está en exploración de viabilidad. La hoja de ruta se comentó en el Foro de Davos, se trazó con la última renovación de autoridades de YPF y se cumple ahora con la instalación de Daniel […]
La organización Women in Mining Argentina, abocada al desarrollo de la mujer en la minería argentina, participará de la Expo San Juan Minera 2020 organizada por Panorama Minero, a realizarse de manera extraordinaria en formato virtual el próximo 21, 22 y 23 de octubre. De esta forma, la principal exposición federal de minería del país, además de ser la primera en modalidad online del sector en el año, se posiciona como un encuentro plural y multi-partícipe abierto a toda la comunidad.
Desde Women in Mining señalaron que participarán de la Expo a través de un stand, desde el cual darán acompañamiento a las iniciativas de equidad de género que impulsa el sector minero para responder a las exigencias sociales, económicas y culturales actuales. El objetivo de la participación es brindar información a las mujeres interesadas en participar en la industria minera y potenciar vínculos estratégicos con miras a aumentar la participación laboral femenina. También, WiM Argentina dará conferencias especializadas y planea la realización del Encuentro Anual de Mujeres Mineras de Argentina en el marco de la Expo.
“Women in Mining Argentina se encuentra abierta a toda la comunidad y son bienvenidas todas las mujeres que deseen participar de la iniciativa. Las esperamos en Expo San Juan Minera 2020”, sostuvo al respecto Mercedes Rodríguez, Directora RR.PP de la organización.
Pablo Iuliano, vicepresidente del Upstream no Convencional confirmó la inversión de USD 50 millones para la puesta en operación de once equipos en Vaca Muerta. “El primer paso del plan de YPF para la reactivación de la actividad”, aseguró. El vicepresidente de Upstream No Convencional, Pablo Iuliano, de YPF, anunció la puesta en marcha de once equipos en el yacimiento de Vaca Muerta. El ejecutivo destacó que es “el primer paso del plan de YPF para la reactivación de la actividad y retomar el sendero de crecimiento de la producción que necesita el país”. Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF […]
Las tres áreas clave, Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, donde opera YPF con socios, mantuvieron su producción de shale en julio y agosto. La producción en el área caliente de Vaca Muerta, operada por YPF, se sigue sosteniendo en este esquema de pandemia. En agosto, tres de las áreas más ricas, que producen el 70% del petróleo de esa empresa nacionalizada, sostuvieron casi el mismo nivel de producción de shale oil de julio. De acuerdo con el informe de la Secretaría de Energía de la Nación, hubo una caída del 0,6% de la producción de julio a agosto en los […]
Puso en marcha un programa para reducir 30% los gastos, mejorar la competitividad y apuntar a la exportación. Busca bajar un 50% el costo de producción de cada barril. YPF puso en marcha un plan estratégico de recuperación de la severa crisis derivada de los malos resultados de los últimos años y de los estragos que causó la pandemia del coronavirus en su negocio. La idea es apuntar al mercado exportador para generar caja y reactivar las operaciones en los yacimientos. La compañía busca confeccionar un nuevo marco de relacionamiento con proveedores y contratistas de toda la cadena de valor y […]
El titular del Instituto de la Energía General Mosconi se refirió al Plan Gas 4, aún en revisión en el área energética nacional. Lapeña habló sobre aquellos puntos necesarios que apunten a reactivar la producción gasífera en áreas no convencionales del país. Desde el Instituto de la Energía General Mosconi se emitió semanas atrás un documento sobre el Plan Gas 4, que hasta aquí se conoce por trascendidos periodísticos. Su presidente, Jorge Lapeña, dialogó con Santa Cruz Produce (SCP) y expuso las principales dudas planteadas en torno a la iniciativa, que apunta a reactivar la producción gasífera en áreas no convencionales del país. Argentina no […]
Problemas para acceder a financiamiento conspiran contra la expansión del sector. El mercado entre privados, por otra parte, puede traccionar la demanda. En los últimos años la participación de las energías renovables para abastecer la demanda eléctrica, fue en aumento. Según datos de CAMMESA, en agosto cerca de un 12% del consumo total fue provisto por esta vía: en enero de 2017, por ejemplo, apenas se acercaba al 2%. Sin embargo, el futuro para el sector presenta una serie de desafíos y contratiempos, vinculadas sobre todo a la falta de acceso al financiamiento para desarrollar nuevas inversiones. Aunque, también –según […]
La macroeconomía argentina es lo más parecido a un campo minado. El Gobierno no sólo debe atender el problema de la falta de dólares y de un gasto público desbordado, dos cuestiones que de por sí exigen una gran pericia, sino que ya hay otra bomba que empieza a activarse, y que podría resultar letal en caso de que la actividad ensaye cualquier tipo de recuperación: es la energética. Para los especialistas de la industria, la decisión del Banco Central (BCRA) de empujar a las grandes empresas a una reestructuración forzosa de sus deudas en dólares sólo contribuirá a acelerar la debacle, que comenzó […]
Lidiando contra sus diferencias intestinas, el Gobierno analiza cómo estimular la producción de gas con el menor costo posible. Los aproximadamente US$1.300 millones anuales que costaría el Plan Gas 4, suspendido en el momento de su anuncio, serían un escollo fiscal y político insalvable para funcionarios con pudor otorgar esa ayuda directamente a las petroleras. Sin embargo, no todo está perdido para las empresas que ansían un empujón estatal, empezando por la propia YPF. En las huestes oficiales hay consenso de que es necesario hacer algo desde el Estado para que se incremente la producción, que cayó en julio 12,2% en relación al mismo […]
Pese al adverso panorama económico nacional e internacional, el Gobierno inicio gestiones formales con el vecino país. Si bien la grave coyuntura económica del país torna poco creíble la llegada de fondos frescos desde el exterior para viabilizar grandes proyectos energéticos, el potencial de Vaca Muerta le da cierta chance a los esfuerzos gubernamentales en tal sentido. Solo el tiempo se encargará, como ha venido sucediendo desde hace varios años con otros anuncios, de poner blanco sobre negro en lo que hace a una iniciativa que ya comenzó a ganar presencia en los medios periodísticos: la construcción de un gran […]
Los empleos son para cubrir puestos en el área de tecnología de la información (IT) y educadores. El sueldo puede llegar a ser hasta mas de $300 mil por mes. En medio de la pandemia del coronavirus, el gobierno de Canadá busca atraer profesionales formados en la Argentina. La demanda de trabajadores es para cubrir puestos en el área de tecnología de la información (IT) por un año, con sueldos que varían entre los 68 mil ($323.132) y 80 mil dólares canadiensese ($380.156) por mes. La convocatorias se abre todos los años y para todos los países del mundo. No obstante, para los argentinos, […]
El Gobierno nacional buscará dinamizar la matriz del transporte de cargas y de pasajeros que intensifique la utilización del Gas Natural Comprimido (GNC), para lo cual se proyectan “corredores verdes” en las principales rutas del país que garanticen el abastecimiento de las flotas de camiones y buses. A través de los ministerios de Transporte y de Desarrollo Productivo y del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) se viene promoviendo la implementación del gas en varios proyectos con destino al transporte público de pasajeros, camiones recolectores de residuos y propulsados a GNC de larga trayectoria industrial en el país, aunque también […]
El presidente la empresa, Juan Bosch, explicó en diálogo exclusivo con +e en qué consiste el plan en la Central Térmica Uruguaiana, su gran inversión en Brasil. Argentina podría recuperar un mercado que perdió en 2008: Brasil. Cuando el país no puso continuar enviado gas natural, buena parte de la confianza con el gran socio del Mercosur se perdió. SAESA decidió invertir en la Central Térmica Uruguaiana con el objetivo de suministrarle gas al estado de Río Grande do Sul, que cuenta con una capacidad total de 640MW y utiliza hasta 2,5 Millones de m3 de gas natural por día La energía térmica es cara y sus consecuencias […]
El Ministerio de Trabajo de la Nación llevará adelante nuevas rondas de audiencias por la conciliación obligatoria entre las cámaras empresarias y los sindicatos petroleros del país. La Federación Argentina Sindical de Gas y Biocombustible y la Cámara de Industria del Petróleo (CIP) se reunirán de forma oficial este martes para darle continuidad al debate por la pauta salarial, que ya se ha encaminado y podría darse un acuerdo. El secretario general de esa federación, Pedro Milla, dio cuenta a La Opinión Austral que la cláusula de revisión correspondiente a 2019 contempla un incremento del 13,5% y espera que el conflicto quede atrás. Yacimientos Sin embargo, el […]
En la semana de la Movilidad Sustentable, el guiño del ministro de Transporte de la Nación no fue para la movilidad eléctrica sino para el transporte público a gas. «Queremos avanzar para la descarbonización del transporte», declaró el Ministro de Transporte de la Nación, Mario Meoni en su visita a las instalaciones de Scania en General Pacheco. En la ocasión, Scania le presentó el portafolio disponibles de vehículos a GNC. «Desde el Estado debemos promover un nuevo sistema de transporte, creo que el GNC es una de las opciones más importantes», agregó el funcionario en función de una posbile transformación del transporte […]
Destacan avances para la instalación de fábrica de biocombustibles “Omega Green”. La firma del contrato de Zona Franca entre el Estado y la empresa ECB Group representa la “piedra angular” para seguir en los procesos de firmar contratos con clientes y proveedoras de materia prima, además de iniciar la construcción de la fábrica de biocombustibles, el proyecto “Omega Green”. Así destacaron en conferencia de prensa virtual autoridades locales, quienes aseguraron que se trata de una inversión de US$ 800 millones. El proyecto de la industria de biocombustibles prevé la salida de los productos para su exportación por el río Paraguay, […]
El gobierno está discutiendo los detalles finales de un decreto que extenderá el plazo en que regirá la prohibición para cortar los servicios de gas, electricidad, agua, telefonía, TV por cable e Internet. La norma modificará el Decreto Nº 311/2020 firmado por el presidente Alberto Fernández el 24 de marzo de este año, pocos días después de que se estableciera el primer aislamiento social y obligatorio (ASPO) por la expansión del Covid-19.
En ese momento, se impidió a las empresas prestadoras interrumpir el servicio para usuarios morosos con hasta tres facturas impagas consecutivas. El borrador en el que trabaja el Ejecutivo —al que accedió EconoJournal— eleva ese indicador hasta las siete facturas sin abonar. De aprobarse la medida, el artículo 1 del Decreto 311 quedaría redactado de la siguiente manera: “Las empresas prestadoras de servicios de energía eléctrica, gas por redes y agua corriente, telefonía móvil e Internet y TV por cable no podrán disponer la suspensión o corte de los respectivos servicios a los usuarios indicados en el artículo 3, en caso de mora y falta de hasta siete facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1º de marzo de 2020”.
Cobrabilidad
Entre los impulsores de esta resolución se encuentra Federico Bernal, interventor del Enargas, que había promovido el primer decreto de marzo. Las cifras publicadas por el ente regulador, sin embargo, no dan cuenta de una caída tan significativa de la cobrabilidad del gas que consumen hogares y PyMEs.
Al 4 de septiembre, fecha de la última actualización, la cobrabilidad en el sector de gas oscilaba entre un 81% (Distribuidora de Gas Cuyana) y un 92% (Camuzzi Gas Pampena). Son números inferiores a los de la situación pre-pandemia, pero evidencian un deterioro mucho menor que el esperado por consultores.
El nuevo decreto podría publicarse esta semana en coincidencia con la caducidad del plazo de 180 días que estableció el Decreto 311, que expira el 24 de septiembre. La vigencia de prohibir el corte de servicio por falta de pago se establecerá hasta el 31 de diciembre de 2020.
“El gobierno no quiere correr riesgos. Si bien la cobrabilidad en el área de energía no cayó tanto como se esperaba por la crisis, no quiere descartar un problema político si les cortan a los usuarios que no pagan”, explicó un consultor.
El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica llevó a cabo la primera edición del evento virtual más importante de Latinoamérica de la industria eólica: la Cumbre Eólica 2020.
El segundo panel, moderado por Rubén Sánchez Perco, Director de SIDERGY, estuvo conformado por Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios en Chile y Colombia de AES Gener; Francisco Jauregui, responsable de Renovables de ENGIE, y Benigno Villarreal, Director General de Vive Energía.
Los especialistas hablaron del potencial eólico registrado en las que son consideradas las zonas con mejores recurso de Latinoamérica, haciendo foco en la Patagonia argentina, la zona sur de Chile, La Guajira colombiana y la Península de Yucatán mexicana.
“Debajo del paralelo 42, el potencial on-shore (en tierra) es de 2.000 GW. Esto significa 65 veces la capacidad instalada del país”, introdujo Sánchez Perco sobre la Patagonia argentina.
Sin embargo, advirtió que el sistema de alta tensión, necesario para despachar la energía que pudiera producirse hacia el centro del país, donde se encuentran los principales centros de consumo eléctrico, “no crece desde el 2015 y se encuentra prácticamente saturado”. “Ese es un cuello de botella”, lamentó el Director de SIDERGY.
De tal introducción se hicieron eco el resto de los panelistas. Comentaron que algo similar está sucediendo en los países donde operan: las zonas de mayores recursos eólicos no está lo suficientemente interconectada. E inclusive presentan problemas en la calidad del servicio, llegando a sufrir faltantes del suministro.
Villarreal contó que la Península de Yucatán “funciona como una isla energética”. Explicó que en la zona hay una capacidad instalada de generación de 2.300 MW, pero que en términos netos funcionan sólo 1.000 MW. El resto está fuera de servicio por diversas cuestiones. “Esto hace que se exija mucho del Sistema Interconectado Nacional”, manifestó.
El Director de la empresa mexicana Vive Energía explicó que existe sólo un punto de interconexión y que esa línea permite el traslado de 1.080 MW. A veces por, sobre exceso de demanda, se generan cortes de suministro, admitió.
En esa línea, indicó que para este verano se esperaba (antes de la pandemia) una demanda máxima de 2.400 MW. “Pero la generación en sitio es de 1.000 MW, faltan 1.300 MW y la línea tiene una capacidad de trasladar 1.080 MW, a la que se le puede llegar a enviar 1.200 MW pero por poco tiempo si no revienta. Es crítico”, resumió.
Hay planes del Gobierno de México de instalar allí cerca de 1.000 MW de nuevas centrales pero todas termoeléctricas, a gas natural. “Estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y que el futuro de la electricidad es renovable”, manifestó en disenso Villareal.
Por su parte Hartung se refirió a los mercados de Chile y Colombia, plazas que también enfrentan el mismo problema. En el país andino, La Guajira se destaca por tener “los mejores vientos de Sudamérica” , señaló la Directora de AES Gener.
Contó que en ese territorio del norte de Colombia podrían generarse unos 15 GW eólicos, aunque hay estudios que señalan que la explotación llegaría a los 25 GW. De todos modos, Hartung advirtió sobre la necesidad de interconexión.
Recordó que en la subasta del año pasado, el Gobierno adjudicó 1.370 MW, de los cuales más de 1.000 MW son eólicos. Todos ubicados en La Guajira. Pero la línea Colectora, necesaria para despachar la energía, está presentando problemas para avanzar por falta de permisos ambientales, entre ellos el de consultas previas que habiliten la construcción de la obra.
No obstante a ello, la Directora de AES Gener destacó la iniciativa que está llevando a cabo el Gobierno en el departamento del Atlántico, donde por la debilidad del sistema (donde se presentan cortes de luz repentinos) se prepara una licitación para construir un proyecto de 50 MW de baterías para brindarle soporte.
Para Hertung la administración nacional de Chile debería iniciar un proceso similar en ciertos sectores. Respecto a ese país, la especialista contó que las zonas más importantes se ubican en el sur, en Biobío y la Araucanía.
“Hoy día en el polo eólico del sur de Chile tenemos en operación 430 MW; en construcción cerca de 450 MW; aprobados ambientalmente alrededor de 2.850 MW; y por aprobar ambientalmente 1.500 MW. Lo que hace un potencial de 4.500 MW”, precisó.
La ejecutiva observó que Chile tiene gran potencial para el desarrollo de renovables, sobre todo para hacer frente al proceso de descarbonización acelerada que está iniciando el Gobierno, aunque insistió: “La transmisión ha sido escasamente adaptada”.
Sobre este proceso de cierre la totalidad de plantas a carbón para el año 2040, se refirió Jauregui. El responsable de Renovables de ENGIE explicó que ellos se están adelantando a este cronograma. “Tenemos el compromiso de cerrar 800 MW de carbón al 2024”, destacó.
“El año pasado, hemos cerrado en nuestro complejo de Tocopilla, las unidades 12 y 13, siendo la primera compañía en cerrar centrales carboneras. Y a finales del año que viene estaremos cerrando en el mismo complejo las unidades 14 y 15”, celebró el ejecutivo español.
Y enfatizó: “el cierre de todas estas centrales es equivalente a quitar el 20% del parque automotriz chileno”.
