La Cámara Colombiana de la Energía se complace en invitarle a participar de nuestro VI Congreso «La Transformación de los Modelos de Negocio en el Sector Eléctrico», evento que se llevará a cabo de forma virtual a partir del miércoles 4 de noviembre hasta el jueves 12 de noviembre.

El objetivo del Congreso es presentar, analizar y compartir con los empresarios del sector los nuevos modelos de negocio que se están desarrollando como resultado de la transición energética. Es importante estar actualizado y aprovechar los nuevos espacios de negocios y mejorar la competitividad de las empresas.

Por lo anterior, reiteramos nuestra invitación a participar de este gran evento, que convocará alrededor de 600 participantes en los que se encuentran: Gobierno Nacional, Instituciones Nacionales, Presidentes, Gerentes de empresas, profesionales, Academia, entre otros. En este encuentro se generarán oportunidades muy valiosas de relacionamiento de negocios y de promoción comercial de las empresas.

Adjunto nuestra propuesta de Participación Comercial y agenda académica. Más información: https://www.ccenergia.org.co/VI-CONGRESO/

De acuerdo a la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), tras la llegada del Coronavirus a Latinoamérica y las medidas para evitar su avance, la región caerá un 9,1% durante este 2020.

Colombia estará por debajo del promedio. El pronóstico es que se deprima un 5,6%. Lo cierto es que detrás de ese número se esconde el estado de situación de miles de empresas e industrias que enfrentan una situación económica muy compleja.

Ante este contexto, Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, comenta a Energía Estratégica que cada vez más compañías se ven interesadas en ahorrar en su consumo eléctrico sin tener que invertir dinero.

Se trata del modelo de negocios ‘leasing’, donde la empresa que vende e instala el proyecto fotovoltaico asume los costos del mismo, a través de un contrato de abastecimiento de energía (PPA) que firma con su cliente.

Es decir, el comercio o industria se ve beneficiada consumiendo energía limpia más barata que la de la red, sin necesidad de invertir. “Este modelo puede ser determinante en esta coyuntura de crisis”, destaca González.

El ejecutivo explica que en el contrato las partes acuerdan un determinado plazo, que puede ir desde 8 hasta 18 años, y un precio. “Lo que se busca es que la energía fotovoltaica que pague el cliente sea inferior a la tarifa de la red convencional”, precisa el ejecutivo.

¿De cuánto puede ser el ahorro? “Lo que se garantiza es que durante todo el contrato se pague un 15 o 20% menos que la tarifa convencional”, detalla el Gerente de Ventas de Eneco.

No obstante señala que “el porcentaje del descuento dependerá de una serie de factores respecto del cliente, del análisis financiero que se haga, el costo de la construcción del proyecto fotovoltaico, la tarifa que esté pagando el cliente”.

González comenta que en estos momentos Eneco está avanzando en un contrato de este tipo con una importante industria de Colombia.

Se trata de un proyecto de 600 kW que generará energía por alrededor del 30% del total consumido por la empresa, indica.

“Creemos que este año crecerá mucho la demanda de este tipo de proyectos bajo el modelo de cero inversión, porque las empresas e industrias no tienen que destinar presupuesto y se benefician de energía más barata y limpia”, cierra González.

La estrategia de Eneco para repetir el volumen de ventas del 2019 en Generación Distribuida

El hidrógeno verde llega como una gran alternativa para apalancar los procesos de descarbonización y transición energética hacia fuentes de generación limpias y renovables en todo el mundo. En México, sería el gran aliado que podrían encontrar las tecnologías de generación “variables” como eólica y solar. 

Por ello, el Consejo Mundial de Energía – Capítulo México (WEC México), llamó al debate de expertos para que analicen las tendencias mundiales que existen y cuáles oportunidades aparecen en el escenario local y que no se deberían desaprovechar. 

“Esta década, del 2020 al 2030, va a redefinir la base de producción de energía en el mundo”, indicó Pablo Ordorica, socio y director de McKinsey & Company en México.

Durante un panel virtual, donde también participaron destacadas figuras internacionales como Cristina Marin (Hydrogène de France), Alan Sakar (Clifford Chance), Erik Zindel (Siemens Energy) y Hans Kulenkampff (Hinicio Chile), Pablo Ordorica precisó lo que para él serían los elementos necesarios para impulsar esta tecnología en México y resto de Latinoamérica. 

El primer elemento que se requeriría y que ya se estaría viendo en muchos mercados de latinoamérica es un cúmulo muy significativo de energías renovables que vaya permitiendo generar electricidad a un costo muy por debajo de un ciclo combinado. 

“Los costos utilizando renovables ya están por los 25 USD/MWh. Mientras que, en ciclo combinado -como referencia- está en el orden de los 40 USD/MWh” detalló el referente. 

Yendo puntualmente a las particularidades de la tecnología de hidrógeno verde, Ordorica consideró que también se precisaría que el equipo para hacer la electrólisis reduzca casi a la mitad su valor.  

“Hoy, un electrolizador cuesta en el orden de los 700 USD/kW. Eso es costo de capital. Sin embargo, la expectativa es que en los próximos 3 o 4 años, ese costo deberá estar en los 400 USD/kW”

Aquello debería ser así por el avance industrial de la producción de estos equipos y vendría también de la mano de una mejora en la eficiencia de esta tecnología para generar mayor hidrógeno utilizando menos energía. 

El compromiso de los países en la reducción de emisiones de CO2 sería fundamental para apoyar la adopción de esta alternativa.

“Si los gobiernos no ponen restricciones a las emisiones o no penalizan las emisiones, evidentemente se va a alargar el plazo de transición”, advirtió el especialista. 

Y agregó: “aproximadamente el 50% de todo el hidrógeno que hoy se genera se destina para producir amoníaco, 20% para producir biocombustibles y un 30% restante para procesos vinculados a mejorar la calidad de los combustibles”. 

Un quinto elemento que se requerirían serían nuevas aplicaciones. Una primera gran ola podría venir con soluciones para el sector del transporte, luego responder al almacenamiento energético en apoyo a las energías renovables y finalmente cubrir una demanda como insumos en procesos industriales.  

Finalizando, Pablo Ordorica valoró como “crítico” y “más complicado” implementar un último elemento: la infraestructura. 

“Hay tres países que claramente tienen un liderazgo, por los compromisos públicos que han hecho, y por los proyectos que tienen en marcha: Japón, China y Corea. Alemania viene muy cerca y junto con los Estados Unidos y esto es muy interesante (…) porque saben que esta es la base para mantener su competitividad y su capacidad de crear valor económico”. 

“Tenemos que estar conscientes de que el mundo ya se está moviendo en esta dirección, de que el costo de oportunidad de no hacerlo es enorme y que existen grandes beneficios que podríamos derivar”, concluyó.  

“Argentina es uno de los 10 países capaces de poner este tipo de satélites en órbita. Eso nos llena de orgullo”, declaró el presidente Alberto Fernández en el día de ayer, domingo 30 de agosto de 2020, fecha que quedará grabada por haberse completado en horas de la noche la misión espacial más importante del país hasta ahora registrada.

El SAOCOM 1B ya nos mira desde lo alto. Y este hecho fue especialmente celebrado por todos los trabajadores y trabajadoras que, desde los centros de control y soporte en las provincias de Córdoba, Río Negro y Buenos Aires, debieron contener los abrazos para mantener el distanciamiento social preventivo recomendado. 

Desde Bariloche, la ingeniera electrónica y jefa del proyecto, Josefina Peres, emitió un comunicado en televisión abierta que desde el sector renovable aplaudimos especialmente. 

«La noticia de que se desplegaron los paneles solares nos pone muy felices», dijo en vivo la líder del equipo dirigiéndose a Santiago Andrés Cafiero, jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Argentina, quien aseguró estar esperando esa actualización. 

En conversación con Energía Estratégica, Hernán Socolovsky, jefe del Departamento Energía Solar de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), comentó que “esa operación es relativamente importante que se haga dentro de las primeras horas de la misión, porque garantiza que las baterías empiecen a estar en estado de carga”. 

Y así fue. La apertura de los paneles se comandó exitosamente mediante telemetría, desde la estación de CONAE en el Centro Espacial Teófilo Tabanera (CETT) en Falda del Carmen, Córdoba. No pasaron más de 30 minutos desde el lanzamiento en Cabo Cañaveral, que ya se anunciaba el correcto despliegue y funcionamiento de los paneles en órbita.  

Desde principio de año aguardábamos por ese momento. Es preciso recordar que el lanzamiento y puesta en órbita del satélite SAOCOM 1B estaba previsto para el 30 de marzo, pero la situación global de público conocimiento por el avance del coronavirus como pandemia demoraron aquel ansiado despegue. 

“Tenemos una satisfacción muy grande», resumió Socolovsky. El uso del plural está sumamente justificado: una comunidad muy grande de científicos y técnicos a lo largo del país participaron del proyecto SAOCOM. Fueron entre 800 y 900 personas de sistema científico y tecnológico quienes estuvieron involucrados. 

«Sentimos un enorme agradecimiento hacia el país por permitirnos formar parte de este proyecto», dijo emocionado jefe del Departamento Energía Solar de la CNEA.

¿Qué es lo que sigue para este grupo de expertos de la CNEA?

Por un lado, el referente consultado indicó que han asumido un próximo compromiso con la CONAE para la fabricación de los paneles solares de su próxima misión: el satélite SABIA-Mar 1. Estos tendrían la misma complejidad que los paneles del satélite puesto en órbita el día de ayer.

Tal como acusa el título de esta nota, los paneles solares que usa el SAOCOM 1B son de fabricación nacional. Para conocer las características de estos paneles solares espaciales y el origen de la proeza tecnológica, lo invitamos a leer la siguiente nota dónde se explica el detalle. 

Tecnología fotovoltaica en lo alto: cómo son paneles solares del satélite argentino SAOCOM 1B

Por otro lado, el equipo del Departamento Energía Solar de la CNEA también estaría incursionando en el desarrollo de paneles solares para satélites geoestacionarios de órbita alta (a 36000 km de distancia). Esto representa un nuevo desafío ya que el ambiente espacial es distinto al que presenta uno de órbita baja, como al que está sometido el SAOCOM 1B. Con lo cual, el equipo del CNEA estaría iniciando en los próximos años una investigación para recalificar todos los procesos de fabricación de nuevos paneles solares espaciales.

El secretario de estado acompañado por el intendente, Edgar Blanco, la Gobernadora de Tocopilla, Daniela Vecchiola, la consejera Regional Alejandra Olviden y el seremi de Energía, Aldo Erazo visitaron en el marco del Plan de Descarbonización la central termoeléctrica de Engie, donde recorrieron el sitio y se reunieron con los representantes de la compañía y dirigentes de los sindicatos.

En la ocasión, las autoridades conocieron en terreno los planes de la empresa para llevar a cabo el cierre de las unidades 14 y 15 de 270 MW de forma responsable y en coordinación con autoridades locales y sindicatos, considerando la importancia que significa el desarrollo de un plan de estas características.

Durante el recorrido por la central, el ministro escuchó los planteamientos de los representantes de los trabajadores, quienes comentaron sus opiniones frente a este proceso.

“La transición hacia una matriz energética más limpia y nuestro compromiso hacia la carbono neutralidad al 2050, es una tremenda oportunidad para mejorar la calidad de vida de los chilenos, pero no hay que olvidar que en estas zonas muchas personas están vinculadas laboralmente a estas centrales, por lo que debemos resguardar los intereses y derechos de todos”, comentó el Titular de Energie”, comentó el Titular de Energía.

Edgar Blanco, Intendente de la Región de Antofagasta, enfatizó “primero que todo agradecer su visita y que hayamos partido por aquí, en la Región de Antofagasta es importante porque Tocopilla tiene una génesis que está relacionada con la industria de energía, pero hoy día se está reconvirtiendo y hoy día tiene en sus dirigentes y en sus empresas toda la intención de poder seguir avanzando y nosotros desde el Gobierno Regional, por supuesto, con el apoyo del Presidente Piñera, estamos haciendo inversiones en Tocopilla”.

Adrian Astudillo, dirigente sindical, dijo que “para nosotros lo más importante es la empleabilidad tanto para nuestros trabajadores y de las empresas colaboradoras. Creemos que fomentando la industria y los puestos de trabajo estable, vamos a seguir avanzando, llegando a buen puerto de aquí a 2021”.

Finalizada la visita a la central, el titular de energía se reunió con el alcalde de la comuna, Luis Moyano con quien conversó sobre los alcances del trabajo que se encuentra liderando la cartera junto con el Ministerio de medio ambiente para elaborar una propuesta de Estrategia de Transición Justa, cuyo objetivo es velar para que la transición energética hacia el carbono neutralidad de Chile incorpore un desarrollo social y ambiental justo así como equitativo, promoviendo la creación de empleos verdes.

En este contexto, Jobet también se reunió con las presidentas de las uniones comunales, quienes contaron al ministro cómo ha sido su vida en Tocopilla, cómo se han relacionado con la generación de energía y cómo vislumbran el futuro de la ciudad frente a la transición energética que afrontarán.

Energía renovable

Continuando con la agenda, el titular de la cartera de energía se trasladó hasta la construcción del proyecto fotovoltaico Tamaya de 121MW de la empresa Engie, el cual es parte del plan de desarrollo de proyectos renovables con los que la firma sustituirá la generación a carbón.

Sobre este tipo de iniciativas, el gerente general de ENGIE, Axel Levêque, afirmó que “el proyecto Tamaya implica seguir avanzando en nuestro proceso de transición energética, que considera un desafiante plan de desarrollo renovable por cerca de 1GW para los próximos años».

«En paralelo, seguimos adelante con el cierre responsable de nuestras unidades a carbón, donde ya comprometimos el cierre de 800MW de aquí al año 2024”.

En esta oportunidad, Genneia emitió dos series de Obligaciones Negociables dólar linked. En el primer caso, la Clase XXVIII por 13,2 millones de dólares se emitió a tasa 0% (cero) por un plazo de 24 meses.

Por otro lado, la Clase XXIX por un monto de 12,8 millones se emitió a una tasa fija del 2% anual por un plazo de 36 meses.

Del total emitido, 23,2 millones correspondieron a nuevos fondos y 2,8 millones fueron integrados en especie a través de la Obligación Negociable Clase XVIII con vencimiento en noviembre de 2020.

De esta manera, Genneia buscó proactivamente refinanciar sus próximos vencimientos. Los fondos provenientes de esta emisión serán mayormente utilizados para la refinanciación de pasivos de corto plazo.

Las órdenes que cubrieron totalmente el monto ofrecido provinieron en su mayoría de inversores institucionales destacados y se realizó bajo la coordinación del Banco Macro. Macro Securities S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., BACS Banco de Crédito y Banco Patagonia, actuaron como agentes colocadores. Banco Hipotecario actuó como agente sub-colocador.

Liderando el sector de empresas generadoras de energía renovable en el país, con 1.272 MW de capacidad instalada, Genneia cuenta con contratos sólidos a largo plazo que garantizan un flujo futuro de fondos estable para la compañía.

Dentro del plan de expansión que se encuentra desarrollando, el plan de inversión se ha enfocado a las energías renovables, con la puesta en marcha de sus parques eólicos Madryn y Chubut Norte (en Chubut), Villalonga y Necochea (en Buenos Aires), Pomona (en Río Negro) y su parque solar Ullum (en San Juan), además de la finalización de los parques Chubut Norte II, III y IV durante este años 2020.

El Ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, no dudó en plantear cuál será su agenda de cara a la gestión de Gobierno que acaba de iniciar.

“Vamos a promover inmediatamente la actualización de la Ley 57-07 y su reglamento que se refiere al incentivo en inversión de fuentes renovables para la producción de energía e incorporar en esa ley la nueva situación», anticipó el Ministro Almonte.

Y explica que «la ley vigente es del 2007 y si hay un ámbito que ha evolucionado mucho en el mundo, en términos de precio, de costos y de eficiencia tecnológica son los proyectos relacionados con la oferta renovable, eólica, solar y biomasa”.

La clave, explica, se enofoca en impulsar proyectos de inversión para el fortalecimiento de las redes de transmisión y las subestaciones correspondientes.

“Porque si usted no tiene una sólida red de transmisión, entonces usted va a tener limitaciones en cuanto a la inversión de las energías renovables y también va a tener dificultades en cuanto a la calidad y continuidad del servicio eléctrico que tiene que evacuarse toda la energía desde la costa Este y Sur del país hacia toda la isla”, expresó.

Insistió en que desde la gestión del presidente Abinader “vamos a facilitar las inversiones que quiera hacer el sector privado en proyectos, que ya se está hablando de gas natural para la expansión de la generación, en razón de que, aunque hoy digamos tenemos una cantidad de megavatios que podrían satisfacer la demanda».

En esta línea, agregó que «nosotros primero queremos seguir abaratando los costos de generación y en segundo lugar, tenemos que confiar en que el país recuperará su economía y esa recuperación económica significará un incremento de la demanda”.

Además, planteó que no se puede esperar que haya un déficit entre oferta y demanda de energía para empezar a construir plantas.

“El Estado no va a invertir en construcción de plantas. El gobierno de Luis Abinader no va a invertir en una Punta Catalina tres o dos, pero sí vamos a invertir esfuerzo en la promoción y facilitar a los inversionistas privados nacionales y extranjeros que quieran construir facilidades eléctricas en el país, que le de fortaleza a la generación y por consecuencia garantice la calidad y abundancia del servicio eléctrico”, concluyó.

Tres últimos contratos

En junio, la Comisión Nacional de Energía firmó nuevos contratos de concesión para la instalación en República Dominicana de parques generadores de energías renovable, entre estos con las empresas Bayasol, en Matanza Baní, StreamLine, en San Pedro de Macorís y una modificación al contrato de concesión de la empresa WCG Energy, en Mata de Palma Guerra.

La firma del contrato con la empresa “Parque Eólico Beata SRL”, define el desarrollo del proyecto Parque Solar Bayahonda (Bayasol), en Matanzas, Baní, provincia Peravia, mediante el cual el Gobierno dominicano, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), otorga la concesión definitiva para su construcción.

La planta fotovoltaica Bayasol tendrá una capacidad nominal de 50MW y hasta 63.65MW a partir de fuentes primarias renovables. El proyecto se levanta con una inversión de unos 60 millones de dólares, según informaron los ejecutivos. Contará con un promedio de 59,936 paneles solares con capacidad de 390 vatios pico por cada panel.

El Parque Solar Bayahonda (Bayasol) se suma a los activos de AES Dominicana en el marco de la estrategia que desarrolla de crecer incorporando energías renovables a su portafolio.

Otro de los contratos de concesión firmados por la CNE se corresponde con la empresa Streamline Integrated Energy Corp. (SIE) con el que se autoriza la construcción de una planta de valorización energética que utilizará como insumos una hibridación de residuos sólidos urbanos y gas para la generación de electricidad, planta que se instalará en San Pedro de Macorís, pudiendo procesar RSU desde cualquier punto del país.

La empresa generadora de electricidad a partir de RSU tendrá una capacidad de 50 MW, por lo que se estima con esta tecnología se podrán mitigar los efectos negativos de los RSU, al tiempo que realiza un aporte a la salud y al sistema eléctrico nacional.

De igual manera, fue firmado un contrato con la empresa WCG ENERGY con el que se modifica el contrato de concesión definitiva suscrito con dicha empresa, con lo cual se le autoriza a la construcción de una línea de transmisión de 69Kv que facilitará la inyección de la energía que produce en su parque solar ubicado en Mata de Palma, Guerra.

Durante el encuentro, hicieron un pormenorizado diagnóstico del sector energético, y repasaron juntos la agenda de los principales temas del área.

A continuación, el Presidente definió los principales objetivos y lineamientos del Gobierno en materia de política energética. En este sentido, ahondó en la necesidad de motorizar la producción como eje del desarrollo nacional, generando más empleo, incorporando progresivamente mayor valor agregado y tecnología nacional, para abastecer adecuadamente las necesidades internas, reemplazar importaciones, y generar mayores saldos exportables que produzca una creciente balanza comercial energética favorable.

El Presidente Fernández remarcó la importancia de que las definiciones en materia energética incluyan una visión federal y de desarrollo y resaltó la necesidad de que haya un seguimiento de gestión y políticas desde el territorio. En este sentido, la secretaria tendrá su sede central en el edificio de Hacienda y un asiento en Neuquén.

Tras la reunión, Darío Martínez expresó que “coincidimos con el Presidente en la necesidad de armonizar los distintos intereses de los actores del sector, conscientes plenamente del mandato político y socioeconómico que tenemos. Transitaremos, el camino del diálogo para potenciar el trabajo conjunto y colectivo tras los objetivos que nos planteamos.”

Más adelante, Martínez afirmó que “es un importante acierto del Presidente el traslado de la secretaría de Energía a la órbita del Ministerio de Economía”.

Agregó que “las principales decisiones en materia energética, impactan en la macroeconomía, responsabilidad del Ministro Guzmán, que viene realizando una excelente y eficiente tarea, y con quien será un placer trabajar mancomunadamente”

La operación de compra se materializó a través de ISA Perú, filial del grupo, una vez cumplidas las condiciones de cierre, entre ellas, la autorización del Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual en Perú (INDECOPI).

Las compañías se adquieren, libres de caja y deuda, por USD 152 millones. A la fecha de cierre, según reporta el vendedor, el saldo en caja de estas compañías es de USD 6,5 millones y no tienen deuda financiera, con lo cual el desembolso total de recursos es de USD 158,5 millones.

Las seis concesiones ubicadas en el centro y el norte del país en los departamentos de Ancash, Cajamarca, Huánuco, Lambayeque y Uyacali, operan en el Sistema Primario de Transmisión del Perú (SPT) y el Sistema Secundario de Transmisión (SST).

Los 746 kilómetros de circuito de línea a 220 y 138 kV representan el 2,4% de los ingresos del mercado de transmisión de energía del Perú con lo cual la participación de mercado del Grupo ISA pasa al 73%, consolidándose así como el mayor trasportador de energía en ese país.

“Perú es uno de los países clave en nuestra estrategia al 2030 y esta operación nos permite seguir fortaleciendo nuestra posición en el sector de trasmisión de energía eléctrica allí. El sector eléctrico de Perú ha crecido en los últimos años y lo consideramos clave en la futura configuración de la integración regional.

Somos conscientes que pasamos por momentos desafiantes en el Perú y en Latinoamérica en medio de esta pandemia, pero esta adquisición es una muestra clara de la confianza y el compromiso de ISA en seguir generando conexiones”, indicó Bernardo Vargas Gibsone, presidente de Grupo ISA.

En esta transacción Scotiabank actuó como asesor financiero de ISA Perú y la asesoría legal fue conjuntamente liderada por el Estudio Echecopar, miembro de Baker & McKenzie International en Lima, ypor la oficina de Baker & McKenzie en Nueva York.

Sobre ISA en Perú

ISA Perú es una compañía 100% propiedad del Grupo ISA y opera las líneas de transmisión eléctricas Oroya–Carhuamayo–Paragsha-Derivación Antamina a 220kV con una longitud de 262 km y la línea Aguaytía-Pucallpa a 138 kV de 131 km. A través de esta compañía, Consorcio Transmantaro y Red de Energía del Perú, el Grupo ISA opera alrededor de 12.000 km de líneas que recorren 21 departamentos del país, impactando de forma positiva a más de 2,000 comunidades a lo largo de las líneas.

Entre los proyectos en construcción más importantes de Grupo ISA en Perú se destacan los enlaces Mantaro-Nueva Yanango-Carapongo y Nueva Yanango-Nueva Huánuco, los cuales beneficiará al centro y sur del país.

Así mediante Decreto Supremo (DS) 023-2020 del Minem, publicado en el diario El Peruano, se determina la incorporación de una disposición transitoria al reglamento de Transmisión, aprobado por DS 027-2007 del Minem, y se establece medidas para los proyectos vinculantes en los Planes de Transmisión.

En los considerandos de la norma, se explica que resulta necesario establecer un procedimiento transitorio que permita seguir con el proceso de elaboración y revisión del Plan de Transmisión 2021-2030, pues la restricción a la libertad de tránsito y la suspensión de plazos en la administración dispuesta por el Gobierno para evitar la propagación de la covid-19, ha impactado en la secuencia de etapas y plazos correspondiente al proceso en mención.

Se señala, además, que es necesario establecer un procedimiento expeditivo para que los proyectos vinculantes de Planes de Transmisión aprobados, que luego de la publicación del DS 018-2016 del Minem califican como refuerzos, puedan ser ejecutados en el corto plazo a fin de garantizar la seguridad y confiabilidad de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Plan de Transmisión 2021-2030

En el DS 023-2020 del Minem, se establece la incorporación de la sexta disposición transitoria al reglamento de Transmisión que señala que para el proceso de elaboración, revisión y aprobación del Plan de Transmisión 2021-2030, se siguen una serie de etapas y plazos.

Así dentro de los cinco días hábiles de publicado el presente DS, el COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional) presenta al Ministerio y al Osinergmin (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería) la propuesta de actualización del Plan de Transmisión.

El Osinergmin, dentro de la primera quincena de setiembre del 2020, verifica el cumplimiento de las políticas y criterios establecidos por el Ministerio para la elaboración y actualización del Plan de Transmisión y remite al Ministerio, de ser el caso, su opinión favorable.

En caso de existir observaciones, devuelve la propuesta al COES debidamente fundamentadas, y pone en conocimiento del Ministerio. El Osinergmin publica en su portal institucional las observaciones formuladas.

El COES dispone de un plazo de 25 días hábiles para subsanar las observaciones formuladas por Osinergmin y para remitir su propuesta definitiva del Plan de Transmisión al Ministerio y a Osinergmin, con los informes y cálculos sustentatorios.

Se determina que en un plazo de 10 días hábiles contados desde la recepción de la propuesta definitiva que presente el COES, Osinergmin remite al Ministerio su opinión sustentada sobre dicho planteamiento.

Recibida la opinión de Osinergmin, el Ministerio, a más tardar el 31 de diciembre del 2020, publica la Resolución Ministerial que aprueba el Plan de Transmisión. Asimismo, difunde en su portal institucional los informes y cálculos sustentatorios del Plan de Transmisión aprobado.

Se establece que el Ministerio puede efectuar modificaciones a la propuesta definitiva del Plan de Transmisión.
Proyectos vinculantes de transmisión

Se establece, además, disposiciones para la ejecución de proyectos vinculantes aprobados en los planes de transmisión.

Así en el plazo de 45 días hábiles contados a partir de hoy, el Osinergmin determina la propuesta de base tarifaria de proyectos vinculantes incluidos en anteriores planes de Transmisión aprobados, que a la fecha califiquen como refuerzo y que cumplan con ciertas condiciones.

Estos proyectos vinculantes deben cumplir con requisitos como: la propuesta de base tarifaria no haya sido fijada con anterioridad y que el Organismo Promotor de la Inversión Privada competente no haya convocado a proceso de promoción de la inversión privada o que habiendo sido convocado dicho proceso, haya sido declarado desierto.

Se determina que el Osinergmin solicita al COES el anteproyecto respectivo y de ser necesario, la información a los titulares de los proyectos vinculantes para la determinación de la propuesta de base tarifaria. El COES y los titulares deben remitir la información solicitada por regulador en un plazo máximo de 25 días hábiles.

Una vez aprobada la propuesta de base tarifaria, los respectivos titulares tienen un plazo de 15 días hábiles para ejercer su derecho de preferencia.
Se determina que el presente DS entra en vigencia a partir de mañana.

El pasado 22 de julio, el presidente Andrés Manuel López Obrador envió a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) un memorándum donde enlista las 17 prioridades de política pública de su administración para el sector energético, con el objetivo de revertir en gran medida la reforma energética de 2013.

México necesita un mercado energético eficiente y competitivo. Pemex y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tienen el mandato de generar valor económico y rentabilidad para el Estado Mexicano1, lo que implica invertir únicamente actividades productivas y dejar de lado operaciones que generen pérdidas.

Este documento responde al memorándum del presidente y presenta propuestas de política pública para abonar en la discusión y fortalecer la competitividad del mercado energético en beneficio de los mexicanos. Las inversiones realizadas por la actual administración en segmentos energéticos no rentables tendrán un costo aproximado de 244 mil 365 millones de pesos, equivalentes al 5.5% del Presupuesto de Egresos de la Federación 2020.

El IMCO recomienda las siguientes medidas de política pública para tener un mercado energético eficiente y competitivo:

• Invertir en el suministro de gas natural a precios competitivos. La estabilidad de precios en productos energéticos se puede promover de forma más eficiente si el país maximiza su ventaja comparativa al explotar su red de tratados comerciales y su infraestructura de gasoductos para aprovechar los bajos precios del gas natural en Texas.

• Buscar alianzas para rehabilitar las refinerías existentes y en cuanto a la extracción, enfocarse únicamente en campos rentables. En el actual entorno global, Pemex será exitoso en producción y refinación sólo si cambia sus estrategias enfocándose hacia la rentabilidad:

1. Replantear las proyecciones de producción de crudo.
2. Explorar asociaciones con refinadores privados para rehabilitar las seis refinerías existentes, donde Pemex mantenga una participación controladora en los proyectos.
3. Posponer la construcción de Dos Bocas y el tren de refinación en el complejo de Cangrejera dos años. Una vez pasado ese periodo, evaluar los resultados de la rehabilitación de las seis refinerías y tomar decisiones en consecuencia.

• Realizar un análisis de valor presente neto para los proyectos de generación eléctrica en Baja California Sur y la península de Yucatán y priorizar los proyectos más rentables en términos financieros y ambientales.
• Promover una generación hidroeléctrica de forma más eficiente y retomar las propuestas en el Proyecto de Nación, durante la campaña presidencial:

1. Continuar con el plan de renovar las 60 hidroeléctricas existentes.
2. Invertir en la generación de pequeñas, mini y micro hidroeléctricas con capital del sector privado (menos de 30 Mw).
3. Habilitar estructuras hidráulicas existentes para la producción de electricidad.

• Reanudar las rondas de hidrocarburos y subastas eléctricas de largo plazo:

1. Las rondas de hidrocarburos suspendidas desde 2018 siguen generando inversión. Hasta ahora han acumulado 11 mil millones de dólares.El impacto de la cancelación de las rondas petroleras debe medirse no solo por el costo de oportunidad de la inversión no recibida en el sector, sino por el impacto negativo en el ambiente para la inversión a nivel país.
2. Las subastas han sido altamente exitosas en términos de precios de energías renovables. Estas han representado 3 mil millones de dólares anuales en nueva capacidad de generación.

• Transparentar los subsidios en los sectores de petróleo, gas y electricidad y posteriormente decidir cuáles eliminar y cuáles mantener. Las pérdidas por subsidios tienen un impacto importante en los estados financieros de la CFE. Únicamente en 2019, la CFE recibió una transferencia de 75,185 millones de pesos por parte de la Secretaría de Hacienda para compensar pérdidas por subsidios.

• Reformar a fondo la estructura de Pemex y de la CFE. Las investigaciones recientes son un reflejo de la corrupción en el sector y en el país. Se tiene que:

1. Reestructurar la composición del Consejo de Administración para fortalecer el gobierno corporativo y su independencia.
2. Aumentar el número y periodicidad de las auditorías a las contrataciones de empresas filiales, tanto de Pemex como de la CFE.
3. Convertir a Pemex y a la CFE en empresas públicas que coticen en el mercado de valores mexicano.

• Modificar el esquema de los derechos de paso para promover una red de gasoductos competitiva, al permitir que los dueños de la tierra reciban una renta durante el periodo de vida del proyecto, en lugar de recibir una indemnización única. El área de oportunidad para expandir el mercado del gas natural y generar una mayor rentabilidad para la CFE depende de la expansión y plena operación de la red de gasoductos.

México necesita un mercado energético eficiente y competitivo. Pemex y la CFE sólo se podrán reformar y fortalecer de forma sostenible en un ambiente de competencia. Para ello se necesita promover el estado de derecho en el sector mediante un respeto pleno al marco normativo vigente, la garantía de la independencia de los reguladores, el combate a la corrupción y la reducción de los costos de extorsión en todos los eslabones de las cadenas productivas. Lo anterior facilitará el tendido de infraestructura, tanto pública como privada, para  fortalecer la competitividad del país en los mercados globales de energía e incrementar el bienestar de los mexicanos con productos de mayor calidad a mejores precios.

Fuente: IMCO

Brasil debate dos notas técnicas que abrirán paso a las nuevas modalidades de exportación de excedentes de energía eléctrica de fuentes renovables hacia la República Argentina y la República Oriental del Uruguay.

Se trata de las denominadas Nota técnica nº 13/2019/CGDE/DMSE/SEE y Nota técnica nº 6/2020/CGDE/DMSE/SEE.

Los documentos que se encuentran sometidos a consulta pública hasta mañana viernes 28 de agosto de 2020 recibieron aportes de dos asociaciones con representación en aquellos mercados de la región. 

Es el caso de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), que realizó comentarios a ambas notas técnicas, y la Organización Mundial de Cooperación y Desarrollo para la Interconexión Energética (GEIDCO, por sus siglas en inglés) que hizo hincapié en las directrices para exportar energías renovables no hidroeléctricas.

A modo de introducción GEIDCO Latinoamérica felicitó y destacó la iniciativa MME: «sin duda demuestra que la exportación de energía eléctrica de fuentes alternativas es un paso importante en la transición energética y modernización del sistema eléctrico tanto en Brasil como en sus países vecinos».

De allí consideró que los beneficios de la integración eléctrica regional que podrían potenciar a las normas técnicas bajo consulta son diversos e incluyen: estimulación de la competencia (aprovechar las diferencias en los precios de la energía en los sistemas eléctricos interconectados), aprovechar las complementariedades (diferencias en la estacionalidad y producción horaria de los recursos), optimizar el uso de los recursos existentes, mejorar la confiabilidad, seguridad y calidad del servicio (gestión de variabilidad de recursos y condiciones de emergencia) además de brindar mayor flexibilidad al sistema eléctrico, reduciendo las distorsiones de precios entre diferentes combustibles y mercados (transparencia informativa), genera mayores oportunidades para los agentes.

GEIDCO evalúa crear organismos nacionales y regionales para trabajar una interconexión energética sostenible global

Dicho aquello y para contribuir a esta Consulta Pública, GEIDCO sugirió la revisión de algunos puntos, enumerados a continuación:

1. Intercambios de excedentes de energía considerando régimen de exportación e importación

Sugerimos la existencia de transacciones eléctricas internacionales para la exportación e importación de excedentes, las cuales deben ser de carácter vinculante para las partes involucradas, programadas con un horizonte de hasta 24 horas y restringidas a la capacidad de las líneas de exportación e importación de energía eléctrica. Como objetivo de largo plazo, sería interesante evaluar la creación de un Mercado de Excedentes de Corto Plazo entre Argentina, Uruguay y Brasil.

Se entiende que:

– Las transferencias eléctricas internacionales no deben afectar los precios internos del país exportador y se sugiere que los países no impongan restricciones específicas a las importaciones o exportaciones de energía.
– Si existen por razones de seguridad o generación insuficiente para abastecer su demanda interna, los países no estarán obligados a exportar energía.
– El país exportador recibirá una tasa por el uso de su red de transmisión, la cual debe ser conocida por los operadores de la red antes de realizar el despacho económico.

2. Envío económico coordinado

Se sugiere ampliar el alcance de esta consulta para evaluar la oportunidad de contar con un Despacho Económico coordinado el día anterior y ejecutado por el operador del sistema del país exportador, utilizando la curva de oferta y la curva de demanda valorada en los centros de gravedad de cada línea internacional.

Todos los Operadores del Sistema de cada país que formen parte de este mercado de corto plazo tendrán acceso a la información con la que se determina el Despacho Económico.

Se sugiere que los ajustes al Despacho Económico resultantes del mercado intradiario sean realizados por un operador del sistema designado, utilizando las nuevas curvas de oferta y curvas de demanda evaluadas en los centros de gravedad de cada línea de transmisión internacional. Los precios y cantidades de los intercambios resultantes del despacho coordinado del mercado del día anterior y del mercado intradiario deben constituir una obligación financiera vinculante para las partes involucradas.

3. Aspectos operativos

El operador del sistema designado debe ser responsable de liquidar los intercambios internacionales. Se sugiere que se establezca una entidad designada por cada país para la administración comercial de los intercambios y que tenga la facultad de facturar y pagar dichas transacciones de acuerdo con la liquidación que provea el operador designado.

4. Planificación de intercambios internacionales

Al planificar la expansión de los sistemas de transmisión en cada país, en este caso:
Argentina, Brasil y Uruguay y sus respectivas líneas de transmisión internacional, se sugiere que los países planifiquen con sus respectivas normativas internas, tomando en cuenta los potenciales intercambios de electricidad a nivel regional.

Con el fin de promover el intercambio internacional, los países podrían evaluar conjuntamente las necesidades de infraestructura de transmisión, futura integración y armonización del mercado eléctrico.

Brasil se prepara para exportar energía renovable a Argentina y Uruguay

Por su parte, CIER agregó como principales temas de debate la eliminación de subsidios y la operacionalización del proceso de ventas:

«En vista de las condiciones presentadas en la Consulta en cuestión y todas las aclaraciones presentadas, recomendamos que la búsqueda de una regulación que haga posible la exportación de esta posible energía renovable no convencional, en particular la energía eólica y solar, sea factible cuando no sea posible. asignación al SIN.

Esta oportunidad merece una atención especial, por tratarse de una modalidad energética sin aún una forma adecuada de acumulación, necesitando ser consumida cuando esté disponible.

Así, ante las dificultades derivadas de los subsidios puestos a disposición de esta modalidad energética, sugerimos estudios para eliminar estos subsidios de manera proporcional, vinculados a la porción de energía a exportar.

En cuanto a la operacionalización del proceso de venta, sugerimos que cuando una planta específica de energía renovable sea lanzada a la exportación, se adopte un proceso de comercialización bilateral directo entre el comprador y el comerciante del lado brasileño, similar al que ha hecho posible el Ordenanza 418/2019″.

Ver contribución GEIDCO

Ver contribución CIER

Los enfoques basados en la tecnología blockchain para avanzar en la transición a las fuentes de energía renovables están haciendo progresos en nuevas regiones.

El 25 de agosto, la empresa blockchain australiana Power Ledger anunció su próximo lanzamiento de un mercado para comercializar certificados de energía renovable (REC) en toda Tailandia y la región del sudeste asiático.

El proyecto se basa en la colaboración de larga data de Power Ledger con la empresa tailandesa de energía renovable BCPG. Su primer proyecto conjunto se remonta a 2018, cuando llevaron a cabo un ensayo de comercio de energía renovable peer-to-peer en uno de los recintos centrales de Bangkok.

Desde entonces, Power Ledger ha colaborado con BCPG y la empresa tailandesa Digital Energy Development (TDED) en el desarrollo de una plataforma de energía digital basada en blockchain para impulsar la adopción de fuentes de energía renovable en el país.

Basándose en su exitoso ensayo en Bangkok, Power Ledger y BCPG planean utilizar la plataforma blockchain para apoyar un mercado REC pionero que se extienda a toda la región.

BCPG planea vender sus REC – basados en las lecturas de los medidores derivadas de la plataforma P2P – en un mercado REC que se extiende por todo el sudeste asiático. Todo el proceso de emisión, comercio y retirada de los certificados se registrará en blockchain.

REC es un instrumento basado en el mercado diseñado para proporcionar a las organizaciones un incentivo económico para la generación y el consumo de electricidad a partir de fuentes de energía verde.

La Norma Internacional REC proporciona un estándar global para el seguimiento de los atributos energéticos: cada REC emitido representa una prueba de que se ha producido 1 megavatio de energía renovable.

Los defensores de REC afirman que los certificados son una forma eficaz de mejorar la sostenibilidad y de alentar a las organizaciones y a los gobiernos a cumplir sus objetivos de reducción de emisiones.

La confianza en la circulación y el historial de transacciones de los certificados es crucial para la compra y venta de los REC.

«Las organizaciones quieren asegurarse de que cualquier REC comprado no ha sido ya utilizado, así como resolver esa transacción rápidamente», dijo el cofundador y presidente ejecutivo de Power Ledger, la Dra. Jemma Green.

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La tecnología blockchain puede apoyar el intercambio comercial transparente, seguro y auditable en el sector, según Green, sin necesidad de que los brokers sirvan de intermediarios.

Power Ledger ha desarrollado ampliamente herramientas basadas en blockchain diseñadas para apoyar el intercambio de energía, la financiación de activos renovables y mercados de crédito de carbono y energía renovable más eficientes.

Estos instrumentos se han utilizado a nivel mundial, en proyectos en Estados Unidos, Francia, Australia y Japón.

El año pasado también se estableció en Corea del Sur una plataforma REC separada basada en blockchain, bajo la supervisión del Ministerio de Ciencia del país.

Por Marie Huillet

Marie Huillet es una cineasta independiente, con experiencia en periodismo y publicaciones. Nómada por naturaleza, ha vivido en cinco países diferentes en esta década. Ella está fascinada por el potencial de las tecnologías blockchain para remodelar todos los aspectos de nuestras vidas.

Meza es abogada graduada de la Universidad de Costa Rica (UCR), cuenta con cursos de especialización en la Universidad Utrecht, y un post grado en Desarrollo Local.

Es experta en desarrollo sostenible con más de 20 años de experiencia en formulación de políticas públicas y ejecución de proyectos. Ha trabajado en más de 15 países de América Latina en proyectos multidisciplinarios financiados por diversos organismos multilaterales (BID, Banco Mundial, CAF, Unión Europea, PNUD), bilaterales (AECID, GIZ) y gobiernos nacionales.

Desde el 2015 ejerce como directora de la Dirección de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente y Energía, desde donde coordinó la formulación técnica del Plan Nacional de Descarbonización y de la Política Nacional de Adaptación.

Y ha sido jefa de delegación en procesos de negociación internacional. Meza participó en la negociación por Costa Rica del Acuerdo de París y ha sido clave en el fortalecimiento de programas que coordinan acciones de eficiencia y sostenibilidad con la empresa privada y el sector municipal

Tras manifestar la ilusión que representa el reto que asume, Andrea Meza, aseguró que consolidará la labor de los últimos años. “Este sector tiene retos profundos, pero también la oportunidad de seguir contribuyendo sustancialmente al desarrollo del país”, manifestó.

Agregó que, “Costa Rica debe apostar por una agenda de desarrollo que genere puestos de trabajo e impulse el crecimiento en las distintas zonas del país para apuntar a la economía del futuro. Esa es una economía que baja las emisiones, aumenta la resiliencia y regenere ecosistemas clave”.

“El camino para responder a estas crisis económicas, de biodiversidad y climática pasa por crear empleos verdes, azules y naranjas y por articular innovación, tecnología y conocimientos tradicionales. La articulación entre el sector público, la empresa privada, la sociedad civil y la academia será central en este proceso”, concluyó Meza.

El ministro de Ambiente y Energía, Carlos Manuel Rodríguez, celebró el nombramiento de una profesional calificada y con experiencia en temas de cambio climático y sostenibilidad, “como directora de la Dirección de Cambio Climático en los últimos cinco años, jugó un rol clave para procesos importantes como el Plan Nacional de Descarbonización”, dijo.

“Desde su gestión supo cómo poner a trabajar en conjunto al sector público, el sector privado y la sociedad civil, mientras que a nivel internacional ha sido una voz respetada por nuestros socios y países amigos. Con su nombramiento, se garantiza la continuidad en temas de conservación y sostenibilidad en el Ministerio. Felicito al presidente Carlos Alvarado por la elección”, concluyó.

Desde principios de agosto hasta ayer, martes 25, la SEA entregó Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) a 14 proyectos de energías renovables, todos solares fotovoltaicos que totalizan por 760 MW y a una línea de transmisión eléctrica.

Según el organismo de evaluaciones ambientales, estos 15 proyectos que motivarán inversiones por 778 millones de dólares.

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La mayoría de las plantas (11) son de potencia neta menores a 9 MW, calificando como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).

El emprendimiento de mayor envergadura en obtener RCA fue el “Proyecto Solar Antofagasta”, que consiste en la construcción y operación de dos plantas fotovoltaicas idénticas de 250 MWAC cada una, denominadas FV-1 y FV-2, una Subestación Transformadora 33/220 kV y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de simple circuito.

“El presente Proyecto tiene como objetivo la construcción de dos plantas fotovoltaicas idénticas que aprovechan la alta radiación solar existente en la región de Antofagasta para generar energía, evitando así la emisión de gases de efecto invernadero, y contribuyendo a la diversificación matriz energética y al desarrollo de las energías renovables del país”, destacaron desde Grupo Ibereólica, empresa promotora de la obra que costará unos 532,5 millones de dólares.

Otro emprendimiento que se destaca por su tamaño es el Parque Solar Fotovoltaico Punta del Viento, de 145 MW, propiedad de la firma Energía Renovable Verano Tres.

La obra, que requerirá de una inversión de 138 millones de dólares, consiste en la construcción y operación de un parque solar fotovoltaico para la generación de energía eléctrica que se ubicará en la Comuna de La Higuera, Provincia de Elqui, Región de Coquimbo.

El Proyecto estará conformado por 411.152 paneles fotovoltaicos sobre seguidores horizontales de un eje. Los módulos irán conectados a 24 transformadores de 5.760 kW de capacidad cada uno.

Existirá una subestación elevadora que evacuará la energía del parque al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de una línea de evacuación de alta tensión aérea hacia la subestación Punta Colorada.

Este mes un nuevo proceso de licitación vinculado al sector energético renovable se vio intervenido en México. Se trata de una convocatoria a proyectos de menos de 500 kW para cubrir parte de los consumos de los principales edificios estatales de la capital de Baja California Sur.

En esta oportunidad, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) negó la solicitud de interconexión para una instalación a realizarse en el edificio «Hospital Salvatierra», argumentando que, según estimaciones propias, se excedería la incorporación de nueva potencia proveniente de sistemas de generación distribuida en aquel lugar.

“El oficio mediante el cual comunicaron la cancelación del proyecto fotovoltaico para el hospital Salvatierra, cita que el CENACE dijo que no hay capacidad para recibir energía renovable”, repasó un empresario consultado. 

Y advirtió: “¡Pero en realidad eso no debería decirlo el CENACE, sino CFE!”.

No obstante, en atención a la negación de interconexión del CENACE, el Gobierno del Estado de  Baja California Sur debió cancelar aquel proyecto que se incluía en su licitación LA 903011992-E1-2020, modificando los pliegos de aquella convocatoria. 

La movida tomó por sorpresa a los empresarios que elaboraron ofertas de servicio de instalación y mano de obra para aquel proyecto. 

“El sistema de ese hospital, representaba el 40% de la capacidad de generación de la suma de los nueve edificios contemplados en el proyecto”, comentó uno de los participantes de la licitación a este medio.

¿No hay capacidad en la red? ¿Acaso CFE no había determinado como factible la interconexión de aquel sistema días antes? ¿Por qué intervino CENACE en este momento de la licitación? Fueron algunas de las preguntas que surgieron. 

“No notamos en este gobierno federal una apertura para promover fuertemente el desarrollo de las energías renovables, sino todo lo contrario”, apuntó un empresario consultado al respecto.

Por otro lado, las entidades federativas sí estarían haciendo lo propio para promover aún más la incorporación de estas tecnologías; una de estas sería Baja California Sur.

Resta ahora esperar al viernes para ver si los otros ocho proyectos que permanecieron en la licitación lograron encontrar éxito en la convocatoria y adjudicarse un precio competitivo. De lograrse sería una noticia alentadora en medio de muchas otras que no lo son no tanto. 

Darío Martínez asumirá formalmente hoy al frente de la secretaría que dependía del Ministerio de Desarrollo Productivo y pasa ahora a la órbita del Ministerio de Economía que conduce Martín Guzmán.

Tras la reunión de trabajo, Guzmán sostuvo que “el desarrollo del sector energético es clave para la estabilidad macroeconómica y dinámica productiva de mediano y largo plazo».

Y agregó que «por eso, desde el Ministerio de Economía vamos a impulsar el crecimiento del sector con una visión integral y federal, trabajando coordinadamente con el ministerio de Desarrollo Productivo en una agenda que resulte en más inversiones, empleo y exportaciones”.

“Con Darío Martínez estamos articulando una agenda de trabajo que nos permita administrar las cuestiones más urgentes y prioritarias y, al mismo tiempo, definir los lineamientos estructurales de la política energética”, añadió el ministro.

Por su parte, Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo remarcó que “compartimos la visión de que la energía es una palanca muy importante para el desarrollo productivo del país. Por eso planificamos el trabajo conjunto para desarrollar la cadena de valor del sector energético, con el aporte de trabajo argentino y tecnología nacional”.

A su turno, Darío Martínez señaló: “Tenemos que potenciar la producción y el trabajo, y sin energía nada de eso es posible. Desarrollar nuestros recursos energéticos nos va a volver a poner en el camino del crecimiento”.

“El trabajo conjunto de todas las áreas y todos los actores le da valor agregado a nuestra energía e impulsa el desarrollo nacional”, concluyó.