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YPF y su Fundación entregaron notebooks y material educativo a escuelas de Ushuaia y Río Grande

YPF y la Fundación YPF entregaron 195 notebooks para estudiantes de 4° año de escuelas técnicas secundarias de Ushuaia. Y en un acto posterior entregaron 282 notebooks para estudiantes de 4° año de escuelas técnicas secundarias de Río Grande, Tierra del Fuego.

El gobernador Gustavo Melella destacó al respecto que “con esta iniciativa se busca contribuir a que las chicas y chicos tengan igualdad de acceso a educación de calidad y a la tecnología”. “hoy es un día especial para la provincia. Quiero agradecer a YPF y su Fundación por la oportunidad que le están dando a nuestros estudiantes”.

En tanto la ministra de Educación provincial, Analía Cubino, señaló: “Estamos orgullosos de poder acompañar a nuestra empresa nacional que está refundando la oportunidad del empleo. Estas computadoras vienen a reparar una deuda, a garantizar un derecho”.

En los respectivos actos estuvieron presentes el intendente de Ushuaia, Walter Vuoto,  y su par de Río Grande, Martín Perez.  Ambos coincidieron en agradecer a la Compañía por articular junto al Estado herramientas para dar soluciones para acortar la brecha digital, para achicar las desigualdades sociales”.  “YPF es nuestra empresa de bandera, el petróleo es pilar en el desarrollo de Tierra del Fuego, y que YPF siga invirtiendo en nuestra Provincia significa futuro para nuestra región”, agregó.

 En tanto, la diputada nacional, Carolina Yutrovich, comentó: “Como Estado tenemos la obligación de darles herramientas a los jóvenes estudiantes para que puedan continuar con sus estudios y mejorar su aprendizaje”. “Con esta acción, YPF está defendiendo hoy la soberanía argentina y patagónica. Es un gran gesto colaborar con la educación”.

En tanto, la senadora, María Eugenia Duré, manifestó: “Lo que YPF está llevando adelante en nuestra provincia es federalizar derechos. Este Programa significa que el Estado está presente, que YPF está cerca de ustedes para seguir ampliando derechos”.

 En tanto, Matías Bezi, gerente de Asuntos Externos de la Regional Sur de YPF, afirmó: “lo importante de hoy es que ustedes accedan a un derecho que les permita acortar la brecha digital. La idea de este programa es poder brindar condiciones para que ustedes tengan oportunidades. Quiero agradecer el gran sentimiento de recepción que los fueguinos le brindaron a YPF”.

Asimismo,  destacó que “esta acción busca que no sean pocos los que se llevan mucho y cada vez sean más los que se lleven un poco más”, y agregó “en nombre del presidente de YPF, Pablo González, quiero reafirmar el profundo compromiso que tiene YPF con la Provincia y quiero ratificar que YPF no se va de Tierra del Fuego”.

Gustavo Gallo, gerente de Educación de la Fundación YPF destacó: “El objetivo de esta iniciativa es brindar una herramienta que se sume a los programas educativos de la Fundación que promueven la enseñanza y aprendizaje basados en proyectos para fortalecer la educación en ciencias”, como los talleres para docentes, niños, niñas y adolescentes, cursos de educación técnico profesional además de las becas de grado y concurso de Desafío Eco YPF”.

También estuvieron presentes en los actos la jefa de Asuntos Institucionales de Tierra del Fuego, Norma Aguirre;  y el jefe de la Planta Orion, Sergey Martynyuk.

El programa Igualdad que despliega YPF comprende la entrega en varias provincias de 4.500 notebooks a estudiantes de escuelas técnicas secundarias. Los dispositivos cuentan con más de 100 recursos educativos disponibles en formato offline, provistos por Educ.ar y Fundación YPF.

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Acuerdo Energía-Arsat para ampliar conectividad digital en 14 provincias

Por una iniciativa de la Secretaría de Energía de la Nación, la empresa estatal Arsat S.A. podrá disponer de 4.400 kilómetros de fibra óptica no utilizada en tendidos de energía eléctrica “que mejorarán la conectividad y fortalecerán las telecomunicaciones, reduciendo la brecha digital para miles de argentinas y argentinos”, se comunicó.

La firma de la adenda se llevó a cabo en la Jefatura de Gabinete de Ministros, de la que participó el Jefe de Gabinete, Juan Manzur, quien señaló que “este trabajo conjunto entre distintas áreas de Gobierno permitirá disponer de más de 4 mil kilómetros de fibra óptica que no está siendo utilizada en tendidos de energía eléctrica y ahora podrán ser usados para reducir la brecha digital en 14 provincias del NOA y de la Patagonia”. 

La Secretaría de Energía de la Nación, la Empresa Argentina de Soluciones Satelitales S.A. (Arsat), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico (CAF) y la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener S.A) suscribieron la adenda al Convenio Marco de 2010 y el Convenio Específico Número 1 que permiten la cesión del derecho de uso a la empresa Arsat S.A. de tres pares de fibra óptica que no se utilizan en 15 tendidos construidos en las ampliaciones del “Plan Federal de Transporte Eléctrico en 500kV I”.

Además del desarrollo satelital, la empresa dependiente de la Secretaría de Innovación Pública de la Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación cuenta entre sus funciones con la explotación, uso y/o prestación al público de servicios de telecomunicaciones, el almacenamiento y la transmisión de datos. 

La cesión gratuita de los tres pares de fibra remanente no iluminada por 30 años, prorrogables, reforzará la Red Federal de Fibra Óptica (REFEFO) y dará conectividad a localidades aisladas.

Sin implicar erogación presupuestaria para la Secretaría de Energía, el acuerdo representará un ahorro significativo para Arsat en cuanto a inversiones en obra civil, así como de costos de operación y mantenimiento, ya que le permitirá desplegar equipos de comunicaciones y reforzar su conectividad a través de 4.405 km de línea en las provincias de Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca, Tucumán, Salta, Jujuy, Santiago del Estero, Santa Fe, Entre Ríos y Buenos Aires. 

“Entendemos el mandato del presidente y la vicepresidenta de construir un país más federal, y en esta posibilidad potenciamos las herramientas de ARSAT para llegar a las provincias que no se está llegando y además con seguridad, para que cada vecino y vecina pueda tener conectividad”, expresó el secretario de Energía, Darío Martínez. 

Por su parte, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo destacó que “esta iniciativa contribuye con los objetivos políticos de llevar la conectividad de telecomunicaciones a todo el territorio nacional en beneficio de todos los argentinos y argentinas”.

En cuanto a los términos y condiciones, por medio del Convenio Específico 1 se establece que Transener S.A. realizará la fusión de las fibras ópticas en estaciones transformadoras, suministrará energía a las cabinas de telecomunicaciones (shelters) de Arsat y realizará las tareas de mantenimiento preventivo y correctivo, mientras que la empresa satelital realizará el tendido en los puntos intermedios y la bajada hasta los shelters, así como la iluminación de las redes cedidas. 

Participaron del encuentro el presidente de la Empresa Argentina de Soluciones Satelitales S.A. (Arsat), Néstor Pablo Tognetti, el presidente ejecutivo del Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico (CAF), Luis Barletta, y el director general de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transener S.A),  Pablo Fernando Tarca.

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El Gobierno y Dow Química discuten las condiciones de continuidad en Argentina

El ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matias Kulfas, el gobernador de la Provincia de Santa Fe, Omar Perotti, y el presidente de Dow para America Latina, Javier Constante, se reunieron en la sede del Ministerio para formalizar la apertura de una mesa de diálogo con el objetivo de discutir las condiciones de competitividad que permitan la continuidad de la operación de la planta San Lorenzo, ubicada en la localidad de Puerto General San Martín. 

Por su parte, Constante comunicó que Dow retira el anuncio de cierre de la planta, reiteró el compromiso de la empresa con la República Argentina y se mostró confiado en que la buena predisposición de las partes involucradas permitirá un diálogo constructivo para beneficio del cordón industrial de San Lorenzo/Puerto General San Martín y de toda la cadena de valor industrial, tanto a nivel provincial como nacional.

El encuentro tuvo lugar luego de varias semanas de reuniones entre representantes de Dow, funcionarios provinciales y nacionales.

La semana pasada la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (CNDC) emitió un dictamen ordenando a la firma Dow Química Argentina S.R.L. no innovar, no alterar ni modificar los activos productivos que posee en su planta de Puerto General San Martín, en Santa Fe, “salvo que la acción llevada adelante tenga como fundamento el mantenimiento, reparación o mejora de estos, hasta tanto se resuelva la cuestión objeto de investigación de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Defensa de la Competencia”.

Las actuaciones se iniciaron de oficio a instancia del ministro de Desarrollo Productivo a raíz de la comunicación oficial que realizó Dow Química Argentina, donde informó su decisión de cerrar y poner fin a las operaciones de la planta y seguir proveyendo a sus clientes locales desde su planta ubicada en Brasil.

Según dicha comunicación, la fábrica permanecería en funcionamiento hasta mayo de 2022, y el cierre completo y el desarmado se llevarían a cabo a finales del mismo año.

La medida cautelar, motivada en la decisión del cierre de la planta y la inutilización de los activos productivos involucrados, se enmarca en una investigación por presunto abuso de posición dominante por parte de la firma investigada.

Dow Química Argentina S.R.L. abastece el 73 % de la oferta local de polioxi propilenglicol y el 41,5 % de éteres glicólicos, por lo que tiene posición dominante en el mercado argentino.

Estos productos petroquímicos son insumos de uso difundido fundamentales para la industria automotriz, fábricas de colchones y electrodomésticos. La industria petroquímica se caracteriza por sus procesos productivos continuos e integrados, uso intensivo del capital, fuerte presencia de economías de escala y alto grado de especificidad de los activos productivos involucrados.

La pérdida de recursos económicos ante la destrucción innecesaria de los factores productivos conlleva a un aumento de los costos de entrada de nuevos competidores, un aumento en los costos de transacción para la adquisición de los productos que se dejan de fabricar en nuestro país, y una afectación directa en el mercado laboral, comunicó el Ministerio antes de la novedad de las inminentes discusiones.

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TGS amplía la capacidad de tratamiento en su planta Tratayén

La compañía de servicios integrados tgs continúa creciendo en Vaca Muerta y duplicó la capacidad de tratamiento de condensados en su planta Tratayén, ubicada en el corazón de la cuenca neuquina.

La empresa amplió sus operaciones de midstream en Neuquén, donde está llevando adelante nuevas obras en sus instalaciones ubicadas en Tratayén, que le permitirán captar cantidades crecientes de gas natural a través del Gasoducto Vaca Muerta, de su propiedad.

Esta inversión en desarrollo permitirá operar de manera más estable el Sistema Vaca Muerta de tgs, gracias al incremento de la capacidad de recepción y estabilización de los condensados provenientes del gas natural, de 600 metros cúbicos día a 1.400 m3/día, destacó la compañía.

Al respecto, el CEO de tgs, Oscar Sardi, manifestó que “a pesar de las múltiples dificultades generadas por la pandemia (Covid-19), seguimos trabajando para el desarrollo energético de nuestro país. Esta ampliación, consolida nuestra posición como compañía líder en la provisión de servicios midstream en Neuquén, y refuerza nuestra decisión de asistir a nuestros clientes con soluciones creativas en todos los eslabones de la cadena de valor del gas natural”.

Cabe destacar que, en 2018, tgs invirtió 300 millones de dólares en Vaca Muerta para la construcción de un gasoducto de 150 kilómetros que atraviesa 30 áreas productivas de la formación, y permitirá el transporte de hasta 60 MMm3/día, que serán acondicionados en la planta construida en Tratayén, para ser inyectados a los sistemas troncales de transporte de gas natural.

El año pasado, consolidando su presencia como compañía de servicios midstream en Vaca Muerta, tgs firmó un acuerdo con Shell por la provisión de servicios de deshidratación, filtrado, regulación y medición de gas, mediante la construcción y operación de una planta en el yacimiento Bajada de Añelo, bloque que Shell opera junto a YPF como socia.

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YPF potencia Sustentator en el mercado de energía solar

YPF decidió aumentar su participación en la empresa Sustentator con el objetivo de potenciar su desarrollo en el mercado de energía distribuida, es decir la generación de energía solar para el sector residencial y comercial.

Esta nueva apuesta de la compañía en Sustentator busca potenciar la red de Agentes Oficiales actual que se dedica a la comercialización e instalación de kits y soluciones a medida para aprovechar las oportunidades que plantea este negocio en cada punto del país.

Sustentator es una empresa de capitales nacionales, con un equipo de dirección con experiencia en el mercado, y que presta un servicio de ingeniería y desarrollo de kits solares para que el usuario pueda generar su propia energía eléctrica en dónde la necesite.

Dentro de sus tecnologías se encuentra principalmente la generación fotovoltaica, que consta de energía eléctrica generada a partir de paneles solares la cual puede integrar el uso baterías de litio en lugares sin red eléctrica o inyectar el sobrante de energía en hogares u oficinas que tengan red eléctrica. También comercializa termotanques solares para el uso de agua caliente sanitaria, bombas solares para la extracción de agua de pozo en campos y bombas de calor para la climatización de agua o calefacción de viviendas.

La instalación de este tipo de soluciones energéticas, en donde es el consumidor el que genera su propia energía, es una tendencia mundial, y forma parte de la estrategia que impulsa YPF de liderar la transición energética en el país a través de la generación de energías más limpias y la producción más eficiente de hidrocarburos.

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Ex Secretarios de Energía (1986-2002) cuestionan proyecto de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas

El autodenominado “Grupo de Ex Secretarios de Energía” difundió una declaración en la cual indican que han analizado el Proyecto oficial de Ley de Promoción de Inversiones de Hidrocarburos enviado por el Poder Ejecutivo Nacional al Senado en setiembre para su consideración parlamentaria.

Al respecto, los ex funcionarios durante los gobiernos de Raúl Alfonsin, Carlos Menem, Eduardo Duhalde, y Fernando De la Rúa explicitaron que:

“Después de haber anunciado y generado expectativas desde el comienzo de su gestión, el Poder Ejecutivo envió al Senado de la Nación el proyecto de “Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas”, que además modifica
marginalmente la actual Ley de Hidrocarburos.En esencia se trata de una ley de promoción industrial al sector de los Hidrocarburos sin los debidos fundamentos y cuantificaciones respecto al alcance de la promoción; ni tampoco el costo que la misma tendría.

El proyecto otorga facultades a la autoridad de Aplicación de la Ley durante la promoción por 20 años para fijar entre otras cosas “precios de referencia o precios sostén” de forma discrecional, garantizando algunos volúmenes de exportación, la libre disponibilidad del 50 % de las divisas generadas por esas exportaciones y desgravaciones impositivas que se definen en base a parámetros sobre los cuales el Estado ha demostrado escasa capacidad de control y auditoría.

En líneas generales el proyecto procura discriminar positivamente al sector de hidrocarburos respecto a otros sectores en un contexto de inestabilidad macroeconómica y estancamiento productivo que afecta todas las inversiones en
capital fijo, aumentando la tasa de descuento de los distintos proyectos, y cercenando el acceso al financiamiento.

Establece un régimen fiscal, regulatorio, cambiario y económico ad hoc por 20 años, y deja amplios espacios de discrecionalidad y decisión para la autoridad de aplicación de la ley.

La promoción cuya aprobación por ley se pretende no forma parte de una estrategia energética nacional acordada y consensuada por via parlamentaria que defina una auténtica Política de Estado para el Sector Energético”.

PROPUESTA DEL GRUPO DE EX SECRETARIOS

“En razón de las consideraciones precedentes el Grupo de Ex Secretarios de Energía promueve el rechazo por parte del Parlamento Nacional del actual proyecto de Ley por las siguientes razones:

1) El proyecto es extemporáneo e inoportuno por ignorar las condiciones previas de contexto internacional de transición energética, y las condiciones locales de inestabilidad macroeconómica e indefinición del rumbo productivo y energético.

2) El proyecto de ley de promoción de la actividad hidrocarburífera tampoco forma parte de una Estrategia Energética nacional y de un Plan Energético de largo plazo acordado por ley del Congreso de la Nación.

3) El proyecto intenta consolidar un régimen de promoción a la actividad petrolera y de toda su cadena de valor con una duración de 20 años que compromete recursos fiscales indeterminados que el Estado no posee y que, además, no están cuantificados.

4) El proyecto compromete un régimen de estabilidad fiscal por el plazo de la promoción introduciendo modificaciones tributarias que podrían ir en contra de los compromisos e intereses internacionales de Argentina en la
lucha contra el cambio climático. Por ejemplo, la fijación de una alícuota muy baja de impuesto a las emisiones de carbono.

5) El proyecto no va a ser convocante de las ingentes inversiones privadas (nacionales e internacionales) que la Argentina necesita para desarrollar intensivamente sus recursos remanentes de petróleo y gas en la ventana de
oportunidad que abre la transición energética antes de que sea tarde”.

Firmado:
Jorge Lapeña, Julio César Araoz; Alberto Enrique Devoto; Alieto Guadagni; Emilio Apud; Daniel Montamat; Raúl Olocco.

12 de octubre de 2021

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Acuerdo Nación-Santa Cruz para obras de distribución de electricidad

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el intendente de la ciudad de El Calafate (Santa Cruz), Javier Belloni, firmaron un acuerdo marco para la puesta en marcha del nuevo Centro de Distribución de electricidad (CT) 33/13,2 kV., obra que implicará una inversión superior a los 189 millones de pesos y reforzará la red eléctrica de la provincia.

Sobre la función del CT, el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, explicó que “va a permitir anillar el sistema de distribución de la ciudad para mantener el servicio eléctrico sin cortes masivos ante problemas puntuales”. Y agregó que, “acompañamos a Santa Cruz en la realización de las obras que apoyen la recuperación productiva de la provincia”.

El ministro de Economía e Infraestructura de Santa Cruz, Ignacio Perincioli, destacó tras la firma del convenio que “esta obra muy importante para la provincia, y para El Calafate, es la continuidad de un trabajo articulado con la Secretaria de Energía de Nación, como hace un par de meses licitamos obra en energía en Caleta Olivia y también redes de gas para otras tres localidades”.

El Centro de Distribución contempla el tendido de una Línea de Media Tensión de 33kV de 3,5 km desde la doble terna existente de la Estación Transformadora 132/33/13,2 kV. , la nueva línea, con conductor de aluminio, cruzará la ruta en forma subterránea.  Además, desde el nuevo CD saldrán dos líneas de MT de 13,2 kV. y se construirán 2 subestaciones transformadoras aéreas con transformadores de 400 kVA que alimentarán las viviendas.

Este nuevo acuerdo forma parte de un conjunto de obras impulsadas por la secretaría de Energía y el gobierno provincial para ampliar tanto la capacidad de generación como la confiabilidad del sistema eléctrico en Santa Cruz.

El Centro de Distribución Calafate – Santa Cruz se suma así a la reciente inauguración de una línea de Alta Tensión de 132 kV que integró a Olivia al SADI y la línea de media tensión de 33 kV para abastecer la planta de agua potable de la misma localidad.

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MEGSA-CAMMESA: Oferta adicional de 33.350.000 m3/día de gas hasta fin de octubre

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó un nuevo concurso de precios a pedido de la Compañía Administradora CAMMESA para el suministro de gas a usinas generadoras durante el periodo que va desde el 18 hasta el 31 de octubre.

La subasta estuvo orientada a recibir ofertas por parte de los Productores que habiendo sido adjudicatarios en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales de gas natural.

Al respecto, se ofertaron 33.350.000 metros cúbicos día a un Precio Promedio Ponderado de 2,8681 dólares el Millón de BTU.

Las condiciones establecidas fueron que cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas, y además que el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el Plan Gas para cada cuenca para el período de verano.

El detalle de la subasta indica que desde la Cuenca Neuquina se ofertó la provisión de 22.350.000 M3/día a precios que oscilaron entre US$ 2,6978 y US$ 3.0012 el MBTU.

Desde yacimientos de Tierra del Fuego se proveerán en ése periodo 6.000.000 de M3/día a precios que van desde 2,7798 a 2,8126 dólares el MBTU. Desde Chubut se suministrarán 3.000.000 de M3/día a precios que van desde US$ 2,50 hasta  US$ 2,8864 el MBTU, Desde Santa Cruz, se proveerán 2.000.000 de M3/día a US$ 2,8372 el MBTU.

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YPF avanza en su plan para el desarrollo del Litio

El presidente de YPF, Pablo González, anunció la incorporación de la compañía a la Región Minera del Litio que se creó en el marco de una nueva reunión de la Mesa del Litio que tuvo lugar en El Rodeo, Catamarca, con la presencia de los gobernadores, el ministro de Ciencia y Tecnología, Daniel Filmus, y el CONICET, entre otros.

En ese marco, González explicó los principales lineamientos del plan de YPF para participar en la cadena de valor del litio y de las energías renovables, y el rol que va a jugar la recientemente creada YPF Litio S.A.

“Tenemos enormes expectativas en cuanto a las potencialidades de inversión que significa el desarrollo del litio en la Argentina y particularmente las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca”, expresó.

González remarcó que “YPF viene a esta mesa por pedido de los gobernadores; somos la empresa que más invierte en Argentina y lo venimos haciendo fuertemente en energías renovables”.

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Tras un anuncio de Putin bajó el precio del gas para Europa

Vladimir Putin, presidente de Rusia

Los precios de los futuros del gas, que en apenas dos sesiones habían disparado su cotización un 60%, bajaron bruscamente y cotizaban con caídas superiores al 7% en los contratos del mes de noviembre, después de que el presidente ruso, Vladimir Putin instruyera al ministro de Energía ruso, Nikolái Shulguínov, para que controle personalmente que la empresa gasística Gazprom respete sus compromisos.

De este modo, los contratos de futuros europeos de gas (TTF holandés) para entrega en noviembre, de referencia para el Viejo Continente y que durante el día habían subido más de un 25%, hasta un récord de más de 161 euros por megavatio, cedieron tras las declaraciones del presidente ruso más de un 7% y cotizaban en alrededor de 107 euros, tras llegar a bajar hasta los 104 euros.

Gazprom opina que le sería económicamente más preferible, más rentable pagar a Ucrania una multa, pero aumentar los volúmenes del suministro a través nuevos sistemas, precisamente por las circunstancias que he mencionado: la presión en la tubería es más alta, menos emisiones de CO2 a la atmósfera, todo resulta más barato”, dijo

“En primer lugar, no hay que poner a nadie en una posición difícil, incluida Ucrania, a pesar de todos los momentos relacionados con las relaciones ruso-ucranianas en este momento. En segundo lugar, no hay que socavar la credibilidad de Gazprom como un socio absolutamente fiable en todas las relaciones”, destacó el jefe de Estado ruso.

Además, Putin declaró que es necesario estudiar la posibilidad de aumentar los volúmenes de gas en el mercado, destacando que hay que hacerlo “con cuidado”, ya que un revuelo especulativo no servirá para nada.

Respecto a la iniciativa de una transición hacia la venta de gas en bolsa, el presidente afirmó que debe ser estudiada. Indicó que se puede realizar si esto ayuda a bajar la demanda frenética, pero no en detrimento de los intereses de Rusia.

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La VI Semana de la Energía, organizada por la OLADE impulsará los procesos de descarbonización en la región

VI Semana de la Energía del 17al 24 de noviembre del 2021. Modalidad virtual /plataforma ZOOM informaciónhttps://semanadelaenergia.olade.org/

América Latina y el Caribe se mueve, mediante diferentes transiciones energéticas hacia un sistema energético neutro en emisiones de carbono para mediados del Siglo XXI. La transición energética no es un tema unidimensional de cambio de infraestructura, ésta debe estar respaldada por un compromiso nacional y debe desarrollarse en paralelo con acciones tendientes a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética y políticas que reduzcan el consumo energético e impulsen la eficiencia energética en todos los sectores de consumo.Los países del mundo que están anunciando objetivos de carbono neutralidad para las próximas décadas continúan creciendo. Las ambiciones por la reducción de emisiones crecen a nivel global y América Latina y el Caribe no debe serla excepción.

Diversos organismos internacionales están trabajando en escenarios energéticos libre de carbono para el 2050. Las transiciones energéticas tienen un mismo objetivo,pero diferentes caminos posibles y el camino elegido dependerá de la disponibilidad de recursos, condiciones internas (técnicas, financieras, políticas, etc.), la posibilidad de integrarse y los recursos financieros. Cada país o región transitará un camino hacia sistemas energéticos más limpios y flexibles.

Economías ricas en capital y con pocos recursos naturales de origen fósil avanzarán más rápido en su transición,que economías con menos recursos de capital o aquellas que poseen todavía grandes recursos energéticos de origen fósil como el carbón, el petróleo o el gas natural.

El hecho de atravesar transiciones no implica necesariamente abandonar las fuentes de energía del pasado, éstas pueden seguir presentes en la matriz de consumo, aunque irán perdiendo importancia relativa.En este contexto la Semana de la Energía,que se desarrollará del17-24 de noviembre del 2021en suVI edición organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade)y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), en modalidad virtual, busca incentivar el debate regional sobre el avance de los procesos de transición energética y como la región debe afrontar estos procesos, cuál será el rol de las fuentes tradicionales de energía y cómo será su desplazamiento por energías limpias renovables (convencionales y no convencionales).Profundizaremos el concepto de transiciones justas y si éstas deben tener un carácter regional, subregional o local.

Finalmente, buscaremos ahondar en cuestiones como la importancia de la innovación tecnológica, los nuevos vectores energéticos como el hidrógeno verde, las inversiones (públicas y privadas) en tecnologías limpias en un contexto postpandemia,y el rol cada vez más preponderante que tienen nuevos insumos básicos para las transiciones energéticas: los minerales críticos, muchos de ellos presentes en los países de nuestra región.

La VI Semana de la Energía constituye una importante plataforma para impulsar la ambición de la transición energética en Latinoamérica y el Caribe. Los actores regionales mostrarán las acciones realizadas para alcanzar los caminos hacia la descarbonización en sus distintos campos de acción. La VI Semana de la Energía se centrará en 4 áreas claves:-Innovación en el sector energético-Desarrollo energético sostenible: acceso a la energía, eficiencia energética, renovabilidad-Género y energía-Integración energéticaAdicionalmente se desarrollará: Diálogo inter-agencias-LVI Junta de Expertos-LI Reunión de Ministros con el Diálogo Político Ministerial.

Regístrate aquí:https://semanadelaenergia.olade.org/El ingreso a las sesiones de la Semana Energía es de acceso libre, a excepción de la Junta de Expertos y Reunión Ministros.Este encuentro que nos ha llenado de orgullo y satisfacciones, ya que hemos recibido una gran aceptación los años anteriores con la participación de más de 700 asistentes y 56 empresas participantes. Resultados que nos motivan y nos comprometen cada vez más a realizar este tipo de eventos en beneficio de nuestra región.

Disertantes principalesLa VI Semana de la Energía contará con la presencia de los representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de Olade y como disertantes principales participarán: el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco; la Secretaria Ejecutiva de laConvención Marco de las NacionesUnidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), Patricia Espinosa; el Jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Ariel Yépez; representantes de la Agencia Internacional de Energía (AIE, por sus siglas en inglés), la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés), entre otras autoridades destacadas del sector.

Para conocer detalles de la agenda de VI Semana de la Energía y más información sobre la apertura de registro, les invitamos a visitar nuestra página webHome VI -Semana de la Energia (olade.org)y redes sociales:Organización Latinoamericana de Energía@OLADEORG, www.olade.org/https://semanadelaenergia.olade.org/#semanaenergia2021Contacto prensa Semana de la Energía 2019: gabriela.jarrin@olade.org Comité organizador: pablo.garces@olade.org

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Presidente de YPF recorrió Y-TEC con Mary Carlson, de la embajada de EE.UU.

La encargada de Negocios de la Embajada de los Estados Unidos en Buenos Aires, Mary Kay Carlson, visitó Y-TEC, la empresa de tecnología emplazada por YPF en Berisso (provincia de Buenos Aires), creada en 2013 por YPF y CONICET, cuya misión es brindar soluciones tecnológicas y formar especialistas para el desarrollo de la industria de la región.

La recorrida por la Planta se produjo tras la visita del Presidente de YPF, Pablo González, a la Embajada el mes pasado. González y Carlson vienen manteniendo reuniones en las que se llevan adelante conversaciones sobre oportunidades para proyectos en colaboración entre ambos países.

La funcionaria de la embajada de EEUU, fue recibida por el Presidente de YPF, el CEO de la compañía, Sergio Affronti y el gerente general de Y-TEC, Santiago Sacerdote, con quienes recorrió el edificio que cuenta con 47 laboratorios y 12 plantas y donde construye el futuro de una empresa que busca ser vanguardia en investigación aplicada a la transición energética y el cambio de la matriz: las energías renovables, el litio, el hidrógeno y hasta la provisión de servicios a otras firmas.

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La OPEP+ seguirá adelante con el aumento de su oferta y dispara el precio del petróleo

Los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los representantes de los productores aliados, liderados por Rusia, que juntos forman la denominada OPEP+, han acordado seguir adelante con el incremento gradual de la oferta de crudo en 400.000 barriles diarios para el mes noviembre, tal y como había sido pactado en julio, lo que ha provocado una fuerte reacción al alza del precio del barril de petróleo.

La decisión puede provocar tensiones con China, Estados Unidos y Europa que temen que inflación haga descarrilar la recuperación economica, señalaron a la agencia EFE.

Con su decisión de este lunes, los ministros de la OPEP+ han ratificado la hoja de ruta para el reequilibrio de los mercados petroleros acordada en la cumbre mantenida el pasado mes de julio, cuando establecieron un incremento mensual de 400.000 barriles hasta eliminar el ajuste de 5,8 millones de barriles diarios implementado hace un año en respuesta a la crisis por la pandemia de coronavirus.

Con las expectativas de un incremento de la producción mayor de lo estipulado, el precio del barril de crudo Brent, de referencia para Europa subió por encima de los 81 dólares, mientras que el crudo WTI, de referencia para Estados Unidos, cotizó en máximos desde 2014 al superar los 78 dólares.

En concreto, el precio del barril de petróleo Brent se situó en los 81,46 dólares, su mayor nivel desde octubre de 2018, con una revalorización de casi el 60% en lo que va de año, mientras que el barril de crudo WTI escaló hasta los 78,13 dólares, un 3% por encima de su cierre anterior y en su nivel más alto desde noviembre de 2014.

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Un Manual de Empresas Públicas

El ex subsecretario de hidrocarburos Juan José Carbajales publicó una compilación de trabajos sobre las empresas públicas argentinas.

Con un  estudio preliminar de Pino Solanas y prólogo de Jorge Lapeña y bajo el título “Manual de empresas públicas de Argentina (1946-2020), de la centenaria YPF a las actuales SABIE” Juan José Carbajales, cuyo equipo de investigación está integrado por Melina Cosso, Ezequiel Cufari, Santiago Sánchez Osés y Arturo Trinelli analiza los diferentes regímenes jurídicos que a lo largo de los años rigieron a las empresas públicas en la Argentina y pone el foco desde YPF hasta las actuales sociedades anónimas con control estatal y plantea el desafío de consolidar y unificar las normas que dan forma a estos emprendimientos.

Juan José Carbajales

Carbajales sostiene que si bien hay un entendimiento colectivo de que durante el período neoliberal de los años 90 todo fue privatizado, se advierte mediante su investigación, que si bien esto efectivamente ocurrió con las empresas más rentables con participación estatal, el fenómeno más importante no fue la venta de empresas al capital privado, sino que el Estado nacional descentralizó esas funciones y la mayoría pasó a la órbita provincial o incluso local, bajo control de algunos municipios o hasta cooperativas, aún en mayor medida que aquellas que se vendieron al capital privado.

La investigación indaga en las empresas públicas -nacionales, provinciales y municipales- como instrumento que usa el Estado, en un fenómeno que adoptó diferentes modalidades a lo largo del tiempo, y que estudia principalmente a los 36 casos que, como actores centrales del desarrollo económico y social del país, actualmente se encuentran bajo esta órbita: YPF, AySA, IEASA, CAMMESA, TRANSENER, e INVAP, entre otras.

Para acceder al manual, puede hacerlo desde aquí: https://edunpaz.unpaz.edu.ar/OMP/index.php/edunpaz/catalog/view/65/76/252-1

Para Carbajales a mediados de los años cuarenta se crean algunas empresas emblemáticas como Gas del Estado, se les da una nueva impronta a las empresas públicas, con una nueva ley que engloba a todas las herramientas estatales, que es la Ley de las Empresas del Estado, que luego tuvo varias modificaciones a lo largo del tiempo, entre las que surgieron la Ley de Sociedades del Estado.

El manual refiera al rol de estas empresas durante la dictadura cívico-militar iniciada en marzo de 1976 y “el quiebre histórico de los años 90” y señala que con la dictadura cívico-militar comienza un ciclo de endeudamiento muchas de estas empresas y con la vuelta a la democracia se empieza a intentar rescatar las actividades y el rol que tenían.

Tras el denominado Consenso de Washington el gobierno Menem-Cavallo imponen el el modelo neoliberal mediante las privatizaciones y a partir de los primeros años del 2000, tras el agotamiento del sistema se retomó el camino y rol de las empresas estatales.

Además del repaso histórico, “el manual propone un decálogo con el objetivo de consolidar un formato societario para las empresas públicas bajo injerencia estatal que conjugue dos mundos: por un lado el de las sociedades comerciales, que como sociedades anónimas buscan lucro y ganancia e incluso en algunos casos puedan ser autosostenibles, pero que tienen además una finalidad propia típica del interés público”, dijo a la Agencia Estatal Télam el coordinador del libro.

“Esto implica que las compañías tienen que ser eficientes y cumplir con altos estándares de transparencia, integridad, acceso a información pública, creación de valor y lo que hoy se conoce como gobierno corporativo y compliance, además de que se desempeñen competitivamente, pero no pueden ser tratadas como una empresa más en un mercado”, agregó.

En esa línea, argumentó que “se precisa crear una posición intermedia respecto del régimen jurídico, que es compleja y específica para estas compañías que están en cabeza del Estado y que en última instancia es el pueblo argentino el que decide invertir parte de su patrimonio para crearlas, capitalizarlas y gestionarlas”.

“Esa función social que le reconocemos a las grandes empresas históricas se explica porque han estado a la vanguardia de la producción industrial, de los avances tecnológicos e innovación, pero también del sentimiento nacional que en muchos casos hace que las llamemos empresas de bandera y que estén en el ideario colectivo”, sostuvo Carbajales.

“Hay ciertos principios de derecho público que tienen que prevalecer al estar el Estado participando como los que tienen que ver con el acceso a la información pública, por ejemplo”, delineó el coordinador.

“Es necesario que estas empresas cumplan con ciertos estándares que se basan en una formulación proveniente del derecho internacional que se aplica en nuestro país, y así lo estableció por ejemplo la Corte Suprema en un caso de YPF, sobre la explotación de recursos no convencionales en Vaca Muerta, en una disputa que llegó a esta instancia judicial y analizó el formato en que se desenvuelve esa empresa de acuerdo a quiénes eran sus accionistas”, contextualizó Carbajal.

Para el desarrollo de esta propuesta, en el plano internacional el libro refleja la experiencia de Brasil “que en su propia constitución nacional incluye esta cuestión, porque tienen grandes empresas públicas, como Petrobras, que consideran como sociedades mixtas, manejadas por el Estado pero que permiten participación privada e incluso pueden cotizar en Bolsa”.

“En Argentina el desafío que tienen por delante las empresas con participación estatal es cómo vincularlas con las políticas públicas y ministeriales de cada área y poder diferenciarlas tanto de las reglas estatales para la administración centralizada, como de las compañías comerciales, y la forma de hacerlo es dictando una regulación específica”, dijo Carbajales.

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Enel creó Gridspertise, soluciones innovadoras para operar redes

Enel lanzó Gridspertise, una nueva empresa que estará dedicada a ofrecer soluciones innovadoras, flexibles, sostenibles e integradas a los operadores del sector eléctrico y de la distribución. Gridspertise nace con el plan de dar impulso a la transformación digital de las redes eléctricas en el marco de la transición energética.
Del evento digital de lanzamiento participaron el Director General de Enel, Francesco Starace; Antonio Cammisecra, Responsable de Infraestructura y Redes; y Robert Denda, Responsable de Innovación e industrialización y responsable de Gridspertise.

El mundo de las redes está viviendo una veloz transformación: en los próximos diez años las redes captarán a nivel global inversiones por 800 mil millones de euros, tres veces los recursos actualmente asignados por el sector. Con más de 2,2 millones de kilómetros de líneas eléctricas gestionadas en 8 países y un liderazgo de más de 44 millones de medidores inteligentes instalados en el mundo, Enel ha dado un paso más hacia la aceleración de la transición energética. “Hemos comenzado a pensar que podríamos ofrecer esta gran experiencia adquirida en los últimos 15 años a un amplio número de operadores de red que quieran recorrer el mismo camino “, dijo Cammisecra. “Creemos firmemente que es importante poner a disposición nuestra experiencia, abriendo al resto del mundo las tecnologías e innovaciones que hemos desarrollado e integrado en nuestras redes a lo largo de los años.”

En la actualidad Gridspertise ya cuenta con un equipo de un centenar de personas pero se prevé un plan de incorporación a nivel global para apoyar el desarrollo y las ambiciones de crecimiento de la nueva sociedad en Europa, Sudamérica y luego, Norteamérica y Asia-Pacífico. La nueva compañía trabajará en tres ejes principales: medición y digitalización de la red; digitalización de la infraestructura de red y digitalización de las operaciones en terreno. Como lo describe Robert Denda: “Seremos la mejor elección debido a nuestro conocimiento único de las redes”.
“Una vez que hayamos descarbonizado el sector de la energía podemos utilizarla para muchas otras cosas no concebibles hoy en día como, por ejemplo, la transformación del mundo del automóvil. Para hacerlo debemos tener la capacidad de distribuir energía de manera más fácil, funcional y con mucha más calidad y resiliencia. Una red completamente digitalizada es el futuro de nuestro sistema, con nuevas funciones para los clientes”
, señaló Starace.

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Comenzaron a llegar componentes electromecánicos para Aña Cuá

En nueve camiones de gran porte arribaron a la zona de obras de Aña Cuá los revestimientos del tubo de aspiración de las Unidades Generadoras 1 y 2 de la central hidroeléctrica complementaria en Yacyretá, que tienen un diámetro de 10,45 metros y una altura de 4,58 metros, y las piezas del revestimiento del pozo de turbina de una unidad generadora, con un diámetro de 12 m y una altura de 5,20 metros, informó la EBY.

“Este es el primer paso importante del contrato de componentes electromecánicos de la nueva central” indicó el Gerente de Obras de Añá Cuá, Fabián Ríos, destacando que “esta es la provisión de materiales que conformarán la parte más profunda de la central hidroeléctrica”.

Estos equipamientos que integran los componentes electromecánicos serán empotrados en la estructura de hormigón armado de la casa de máquinas de Aña Cuá.

Estas estructuras metálicas fueron fabricadas en la planta industrial de la firma paraguaya CIE S.A., la misma es subcontratista de la empresa alemana VOITH LTDA, adjudicataria de las obras electromecánicas en Aña Cuá.

Las obras de la nueva central avanzan de acuerdo con el cronograma previsto, alcanzándose actualmente un 90 % de avance en la excavación en roca y un 15 % en obras civiles, manteniéndose como fecha de finalización de las obras en julio del 2024. Los trabajos se desarrollan en un contexto de emergencia hídrica en la región por la escasez de lluvias en la cuenca Paraná-Paraguay-Iguazú.

La maquinización de Aña Cuá significará un aumento del 10 % en la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico de Yacyretá, con una potencia instalada de 270 megavatios, con tres turbinas tipo Kaplan de 90,20 MW de potencia cada una.

LA EXCAVACIÓN

El jueves 30 de setiembre, bajo la coordinación del equipo de Gestión Social, Ambiente, Seguridad y Salud, se realizó la última detonación controlada en el área de excavación de las obras de maquinización en Aña Cuá. Fue la voladura número 186 desde que se inició este proceso para realizar los banqueos (etapas de excavación en roca) y llegar a la cota necesaria. En caso de ser necesario, se realizarán nuevas explosiones controladas de corrección, informó la EBY.

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El hidrógeno y la Patagonia, mucho más que buenos vientos

Desde hace mucho tiempo se ha mencionado la posibilidad de utilizar el viento de la Patagonia para generar hidrógeno, sin embargo, la región puede ofrecer mucho más que dicho potencial.
En este artículo presentaremos las principales oportunidades y desafíos que tiene la región patagónica, así como el resto del país, para convertirse en un actor líder en el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno. Para que esto sea posible, se deberá realizar sucesivas etapas de desarrollo poniendo foco en los eslabones más redituables de esta cadena.

Escribe: Luis Alberto Giussani

Nunca en la historia de la humanidad ha habido un consenso tan amplio como lo hay actualmente en la necesidad de reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Este consenso no sólo abarca a las organizaciones ecologistas, sino también a una diversidad de organismos multilaterales, a los inversionistas privados y a diversas empresas que abarcan desde las tecnológicas a las petroleras. Dentro de ese contexto la opinión general le otorga al hidrógeno un rol significativo en dicha transición. Sin embargo para el uso universal del hidrógeno se plantean dos problemas, su costo de producción y su costo de transporte.

Planteadas estas dos grandes dificultades, a corto plazo el camino que argentina debería seguir es el de continuar desarrollando la cadena de valor del hidrógeno, incorporando al hidrógeno verde en las instalaciones donde hoy se utiliza el hidrógeno gris.

¿A qué nos referimos con los diversos colores con los que se identifica al hidrógeno? Debido a la creciente importancia que se espera que tenga el hidrógeno como vector energético en una economía con bajas emisiones de CO2 se ha desarrollado toda una paleta de colores para describir su origen y las emisiones de CO2 asociadas.

El hidrógeno marrón es producido a partir de carbón y vapor de agua mediante gas de síntesis; el hidrógeno gris es producido por reformado de gas natural con vapor; el hidrógeno azul proviene del mismo método pero incluye la captura y almacenamiento del CO2 emitido en el proceso; el hidrógeno verde proviene de la electrólisis del agua utilizando fuentes de generación renovables y el hidrógeno rosa se realiza utilizando energía nuclear.

Fuente: Elaboración Propia

Es de muy relevante tener en cuenta el nivel de emisiones de la electricidad utilizada para la electrólisis. Si se utilizara el promedio mundial de emisiones de la generación de electricidad, el hidrógeno producido por medio de electrólisis generaría una mayor cantidad de emisiones de CO2 que el producido por reformado de gas, debido a la importancia que aún tiene el carbón en la generación de electricidad a nivel mundial. Como dato curioso, sucede una situación similar con los autos eléctricos, que de acuerdo al mix de fuentes de generación de electricidad que utilicen para su carga pueden llegar a generar más emisiones de CO2 que un vehículo de combustión interna.

Volviendo al desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno, a continuación describiremos los recursos con que contamos: las posibilidades de generación eléctrica renovable, la disponibilidad de la red de transporte de alta tensión, el factor de capacidad de las instalaciones a utilizar, los principales productos elaborados a partir del hidrógeno, y las instalaciones de almacenamiento, embarque y transporte disponibles.

1 La generación de electricidad

La Patagonia es, luego de la Antártida y Groenlandia, la zona con mejores condiciones para la generación de energía eólica del mundo, logrando alcanzar factores de capacidad equivalentes a los observados en generación off shore, sin requerir los altos costos de instalación y mantenimiento que la producción costa afuera trae aparejado.

Velocidad media del viento a 80 metros de altura

Las inversiones en generación eólica realizadas en la región patagónica por numerosas empresas, muchas de ellas del sector petrolero, han permitido demostrar que la energía potencial que indicaban los estudios es una realidad. Sin embargo, ese mismo éxito hoy ha llevado a un nuevo desafío, debido al aumento de la potencia eólica instalada se ha alcanzado el límite de la capacidad de transporte desde la Patagonia a los principales centros de consumo. Ese desafío se puede superar ampliando la capacidad de transporte o haciendo operar a los equipos de ciclo combinado de base como respaldo de la energía eólica, lo cual no incrementaría la oferta de potencia, o, mejor aún, desarrollando el sector industrial de la región, siendo una de las industrias a desarrollar la del hidrógeno verde.

El aumento de la demanda patagónica también podría movilizar otras inversiones, ya que en el mercado eléctrico se pueden realizar operaciones de canje de electricidad, llamados swaps. Mediante swaps de electricidad, se podría utilizar en la Patagonia energía renovable obtenida en otro sitio, como podría ser la energía solar del noroeste del país. En dicha zona, debido al alto porcentaje de días soleados y lo diáfano del cielo se alcanzan los mejores rendimientos a nivel mundial, en este caso para la energía solar.

Irradiancia global W/m2

Tanto la generación eólica como la solar son fuertemente variables, sin embargo en la Argentina dichos equipos alcanzan los mejores niveles de productividad del mundo. Alcanzando factores de capacidad de 60% en eólica y 25% en solar, lo que permitiría que los equipos de electrólisis operen más del 70% del tiempo con energía renovable. (Ver “Alta productividad de la energía renovable. Revista Energía y Negocios, noviembre 2019”)

La combinación del recurso eólico y solar es bien conocida por la Agencia Internacional de Energía que ha elaborado el siguiente mapa con los costos a largo plazo estimados para la producción de hidrógeno.
Costo estimado a largo plazo del hidrógeno de sistema hibrido eólico y solar.

Como queda demostrado, la Patagónica es una región privilegiada para la generación de energía eólica y de manera consecuente hidrógeno, sin embargo, hoy es imposible su transporte de manera masiva por los altos costos logísticos que conlleva. La solución sería utilizarlo in situ.

Tal como se observa en el gráfico que figura a continuación, a nivel mundial hoy la mayor parte de la producción de hidrógeno se basa en hidrocarburos, principalmente gas, seguido de carbón. Por otra parte, su uso es industrial principalmente para la mejora de los combustibles en las refinerías (en procesos como hidro desulfuración, hidrocraqueo y otros), para la producción de amoníaco, insumo clave en los fertilizantes nitrogenados, para la producción del más simple de los alcoholes, metanol, y para la reducción directa de hierro (DRI).

Por lo tanto, hoy el uso del hidrógeno es básicamente industrial, y no como combustible. Por ese motivo y por los altos costos de transporte hoy en la Argentina, el 98% de las 328 mil toneladas por año de hidrógeno que se consumen, se producen in situ en la planta que lo demanda. Y será en ese nicho en el que se podrá crecer rápidamente.

De acuerdo al relevamiento de la CNEA, hoy en la argentina existen las siguientes plantas que elaboran hidrógeno con diversos fines. Y como destaca el informe de la Agencia Internacional de Energía: “Argentina es el único país de la región con una demanda considerable de hidrógeno para las cuatro principales aplicaciones actuales del hidrógeno en la industria: refinación de petróleo y producción de amoniaco, metanol y DRI”. Debemos aclarar que las plantas mencionadas tienen diversas escalas, características logísticas, planes de expansión y por último, lamentablemente, no todas están operativas. Por sus distintas características analizaremos a la más grande, Profertil, y a una de las más pequeñas, Hychico.

Aunque al hidrógeno verde le falte madurar, hay consenso sobre su creciente importancia en el futuro cercano. Hoy los principales proyectos para su producción son pilotos o de mediana escala, lo cual brinda la posibilidad de que el país se incorpore en esta temprana etapa de desarrollo. El mayor de los proyectos de hidrógeno verde en construcción, Dyno Nobel en Australia, alcanza al 30% de la capacidad de la mayor planta de Argentina, la cual produce hidrógeno gris para la elaboración de urea y amoníaco.

Esta planta, la más moderna del país, cuenta con tecnología de punta y posee las instalaciones portuarias para colocar en el exterior los excedentes del mercado local. También se ha difundido el proyecto de ampliar dicha planta cuando se concrete el nuevo gasoducto que les posibilite acceder a mayores volúmenes de gas de Vaca Muerta. (Ver ¿Dónde vendemos el gas de Vaca Muerta? Revista Energía y Negocios, Anuario 2020.)

Si se toma la decisión de instalar equipos de electrólisis en dicha fabrica, se podría tener una de las plantas de hidrógeno verde más grandes del mundo, donde ya se cuenta con las instalaciones para su industrialización en forma de amoníaco y de urea. Así como la infraestructura de almacenamiento y embarque en puerto de aguas profundas de escala mundial, lo cual reduciría los costos de ingreso a este nuevo mercado.

La mencionada empresa ya ha firmado contratos de largo plazo para utilizar electricidad de fuentes renovables para sus consumos eléctricos. Dando un paso adicional de instalar equipos de electrólisis y certificar que parte del origen del hidrógeno es verde, podría operar en un mercado que aún no existe pero pronto se desarrollará, el mercado de productos derivados del hidrógeno verde. El amoníaco verde y la urea verde, productos que tienen demanda potencial por parte de los agricultores orgánicos y para su uso aditivo en vehículos diésel de última generación, donde un catalizador transforma el NOx en vapor de agua y nitrógeno.

No podemos dejar de mencionar a una empresa pionera en la investigación de las nuevas aplicaciones del hidrógeno como vector energético que es Hychico S.A., perteneciente a CAPEX S.A., que desde hace más de 10 años realiza un aprovechamiento integral de las posibilidades del hidrógeno en la Patagonia. La empresa cuenta con dos parques eólicos que generan más de 30 MW, con los cuales se abastece a una planta de electrólisis desde la cual se genera hidrógeno que es almacenado en un yacimiento de depletado de gas. Este hidrógeno luego es utilizado en un motogenerador para producir electricidad cuando no hay viento.

Usos del hidrógeno a mediano plazo y su demanda

Primero analizaremos la demanda en los procesos industriales que en la actualidad requieren del hidrógeno. Estos procesos lo seguirán requiriendo y su demanda evolucionará de acuerdo a la de los respectivos productos. Como mencionamos, hoy la principal demanda de hidrógeno se debe a su uso en la refinación de petróleo, si bien dicho proceso cada vez es más hidrógeno intensivo, para disminuir el contenido de azufre, en un escenario de bajas emisiones de GEI el uso de combustibles fósiles llegaría a un máximo para luego decaer. La segunda mayor demanda en volumen se debe a su uso en la elaboración de amoníaco (y urea) los cuales se esperan que crezcan de acuerdo a la evolución de PIB mundial (si no se considera el uso de amoníaco como combustible).

El tercero es su uso para la elaboración de metanol, el cual se proyecta que crezca fuertemente en las próximas décadas. Sin embargo, la demanda de hidrógeno en la industria del hierro, el cuarto uso en importancia en la actualidad, seguiría una tendencia diferente. Se espera un crecimiento muy significativo porque el reciclado de chatarra de requiere un mayor uso de hidrógeno que cuando se utiliza hierro proveniente de la minería. Por este motivo, para 2050 esta podría ser la mayor demanda del sector industrial.

Además de la evolución de los usos actuales, como mencionábamos antes, se espera que el hidrógeno se utilice como vector energético, como combustible en el transporte, como fuente de calor y para la generación eléctrica.

Se espera que el hidrógeno tenga una participación muy relevante en el transporte, sin embargo, de acuerdo al estado actual de la tecnología y las investigaciones en desarrollo, se espera que el mercado de autos, camionetas y vans sea dominado por vehículos eléctricos con batería.

En cuanto a los camiones y colectivos, principalmente de mediana y larga distancia se lo considera como un combustible potencialmente conveniente por la mayor autonomía que permitiría. En este caso, se utilizarían tanques presurizados a 700 BAR, lo cual es 3,5 veces superior a la presión actualmente utilizada en el GNC: 200 BAR. El hidrógeno podría ser usado en un motor de combustión interna o por medio de una celda de combustible, que permitiría la carga de pequeñas baterías prolongando la autonomía.

En cuanto a su uso en trenes, el sistema ferroviario es actualmente el medio de transporte más electrificado, y el uso de trenes provistos de hidrógeno y celdas de combustible podría permitirles funcionar en los tramos no electrificados. En Alemania se encuentran dos formaciones en funcionamiento. En el segmento donde se espera que tenga mayor incidencia es en el transporte marítimo.

Aquí se plantean distintas posibilidades, utilizando hidrógeno en estado líquido o en forma de amoníaco. En estado líquido tiene mayor costo de almacenaje, mientras que en la forma de amoníaco tiene una menor densidad energética que los combustibles usados actualmente. Con una u otra configuración podría generar electricidad mediante celdas de combustible o utilizarlo en motores o turbinas. Por último, en cuanto a la aviación, la generación de vapor de agua a las alturas de los vuelos comerciales es contraproducente, ya que son GEI, por lo tanto para la aviación se proyecta el uso de biocombustibles líquidos.

Otras demandas potenciales para una economía de bajas emisiones de CO2 es el uso del hidrógeno como fuente de calor, tanto de alta temperatura en procesos industriales en sectores como la química, el cemento o el papel, entre muchas otras o de baja temperatura en la calefacción domiciliaria. Ya muchos países europeos han establecido diversos límites que permiten la inyección de hidrógeno en la red de gasoductos existentes. Mediante este blend se incrementaría la demanda.

Por último, se espera que el hidrógeno se convierta en un vector para la generación eléctrica. Lo mismo que realiza la empresa argentina Hychico S.A. pero en mayor escala. Esto se realizaría por distintas vías: mediante el uso de celdas de combustible o mediante el uso del hidrógeno en equipos de generación flexibles que usen distintas mezclas de combustibles.

En resumen, las posibilidades de uso fututo del hidrógeno son variadas y existe un amplio consenso sobre su rol en un mundo con menores emisiones de GEI. Sin embargo, antes de que el hidrógeno irrumpa en estos nuevos mercados, se deberá des carbonizar los actuales mercados del hidrógeno y aquí, a la Argentina se le presentan oportunidades.

Argentina cuenta con todos los recursos y el potencial para ser un líder mundial en la economía del hidrógeno, pero deberá hacerlo de manera inteligente, desarrollando mercados de exportación de productos diferenciados como lo será el amoníaco verde o la urea verde. De esta manera podrá aprovechar su potencial sin generar sobrecostos a la industria local. Esto le permitirá desarrollar las capacidades tecnológicas en este mercado creciente.

No debe apuntar a los mercados de bajo valor como el del hidrógeno gaseoso. Por último y de capital importancia para Argentina es que los proyectos que permitan la reducción de emisiones de GEI posibilitan el acceso a líneas de crédito a bajas tasas de interés.

Bibliografía:

Giussani, L. Alta productividad de la energía renovable. Revista Energía y Negocios, noviembre 2019” https://www.energiaynegocios.com.ar/2019/11/alta-productividad-de-la-energia-renovable

Giussani, L. ¿Dónde vendemos el gas de Vaca Muerta? Revista Energía y Negocios, Anuario 2020. https://www.energiaynegocios.com.ar/wp-content/uploads/2020/12/Anuario-2020-cambios.pdf

Green shift to create 1 billion tonne ‘green ammonia’ market? Argus. June 2020

IAPG – Conferencia online Comisión Innovación Tecnológica “Del Viento al Gas: Almacenando H2 Verde en un Yacimiento Depletado de Gas”. 20 de septiembre de 2021

IEA, International Energy Agency. The Future of Hydrogen Report prepared by the IEA for the G20, Japan Seizing today’s opportunities. June 2019

IEA, International Energy Agency. Hydrogen in Latin America From near-term opportunities to large-scale deployment, Agosto 2021.

IEDS ‐ CNEA Hidrógeno como vector de Energía
https://www.cab.cnea.gov.ar/ieds/images/extras/energia/2009/conocimientos_minimos_hidrogeno.pdf

IRENA, International Renewable Energy Agency, Renewable Power to Hydrogen Innovation Landscape Brief, IRENA 2019.

IRENA Policy Talks 2020. “Green Hydrogen: Perspectives and Policies”, 19 de noviembre de 2020.

Pérez, A et al. “Patagonia Wind – Hydrogen Project: Underground Storage and Methanation” 21st World Hydrogen Energy Conference 2016. Zaragoza, Spain. 13-16th June, 2016.

PROFERTIL S.A. Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables. 25 de marzo de 2021
https://www.iea.org/fuels-and-technologies/hydrogen

Y-TEC:Perspectivas del hidrógeno en Argentina. Ciclo de Charlas ACIGRA – AGUEERA, 13 de agosto de 2020.

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Uruguay : debate de alto nivel sobre la energía del futuro

Por Fernandeo Schaich

Una típica mañana muy soleada del final del invierno nos esperaba en el LATU. Ya como es tradicional, AUDER organizó su Congreso LATAM Renovables. En esta ocasión la VII edición, pero ahora con el condimento adicional del primer Congreso WEC Capítulo Uruguay. Los invitados presenciales (apenas por encima de una centena por protocolo COVID) iban llegando de manera desordenada pero constante para volver a reencontrarse después de dos años (la edición anterior había sido 90% virtual).

Claramente el Uruguay no es tan atactivo por su tamaño de mercado pero lo es por su arraigo a las reglas de juego claras a lo largo del tiempo e independiente del color político de turno. Estos y otros temas que repasaremos en este artículo, generan siempre una atención especial a este ya tradicional Congreso en Latinoamérica y fuera de ella. Unos 350 asistentes de Uruguay, Argentina, Chile, Brasil, Colombia, México, España, Estados Unidos, Panamá, Costa Rica y Alemania, de los cuales 120 fueron presenciales (debido al máximo aforo permitido por la emergencia santaria) escucharon e interactuaron con las mesas redondas durante dos días.

La apertura del evento estuvo a cargo del Ing. Omar Paganini Ministro de Industria, Energía y Minería junto al Ministro de Ambiente, Adrían Peña y al presidente de AUDER, Ing. Marcelo Mula.

En otros pasajes participaron la Presidenta de UTE, Ing. Silvia EMALDI, el Presidente de ANCAP, Ing. Alejandro Stipanicic, el Director de Energia, Mag. Fitzgerald Cantero y en el cierre, la Intendenta de Montevideo, Ing. Carolina Cosse quien además de cerrar el evento con palabras auspiciosas hacia nueva transición energética, presentó el Plan Ejes Metrolpolitanos de Transporte, que toma una muy vieja idea de agilizar el transporte colectivo en algunas rutas esenciales que llevan y traen mucha gente desde el Este y el Noreste de la ciudad de Montevideo. En este caso, con la utilización de buses eléctricos (con baterías). Nos preguntamos por qué no con tranvías o con trolley buses, pero eso puede quedar para otra discusión ya que merece un capítulo aparte.

Los temas del Congreso fueron muchos y variados, Hidrógeno Verde, Generación distribuida y acumulación, Energias Renovables en Sudamércia, El futuro de las compañías petroleras en un mundo hacia la descarbonización, Tendencias tecnológicas en el sector energético, movilidad eléctrica y más.

Intentaré destacar los mas interesantes de manera resumida.

Hidrogeno Verde

Se ha escrito mucho sobre este tema en los últimos meses y la cantidad de eventos que se centran en esta temática es tan abundante como variable en calidad.
En este evento hubo dos mesas redondas que abordaron el tema, una desde el punto de vista regional y la otra, más enfocada a la mirada del inversionista privado. Tuve el honor de moderar la segunda pero si les soy sincero, en ambas me quedé con ganas de ver más proyectos concretos y no tanto buenas intenciones que seguro las hay y muchas.

No voy a responsabilizar a los actores en sí mismos por ello, sino que el boom del hidrógeno aún tiene ciertas interrogantes del lado del offtaker que por algunos años deberá pagar mas caro o serán necesarias variadas ayudas que subsidien o creen mercados artificales. Para los que me conocen, saben que hablo desde el total convencimiento del H2 verde como el gran vector descarbonizador pero justamente por ello es que espero mucha mas actividad real y no tanto en los “papeles”. Si nuestras economías (me refiero a Latinoamérica) realmente quieren ser actores principales, es hora de ir al terreno. Hace cuanto que Chile está hablando que será el gran suministrador de H2 verde del mundo, y Brasil y Colombia? Al final el único proyecto de H2 verde real tiene ya muchos años y se encuentra en la Argentina. Se trata de un grupo de visionarios provenientes del negocio petrolero que vieron esto y apostaron. A escala pequeña pero apostaron en la economía real. Se trata de la gente de Hychico que desde el año 2008 opera una planta eólica conectada a dos electrolizadores que produce aproximadamente unos 120 Nm3/h de H2 verde.

Si estaremos aún en pañales que en más de una ocasión y en más de un foro he escuchado la palabra “hidrólisis” al querer referirse a la “electrólisis”. De todas maneras, sigo siendo optimista y creo que en los próximos años viviremos una revolución que no me quiero perder.

Energias Renovables en Sudamércia

En este tema realmente podríamos detenernos y ahondar muchísimo en detalles. Para empezar, lo primero que llama la atención es la diversidad de políticas que aún sigue mostrando latinoamérica respecto de las renovables. Mientras en el panel se mostró el camino recorrido y a recorrer por Chile en donde se han alcanzado nuevamente valores muy bajos de energía eléctrica de orígen renovable en la última licitación (Julio de 2021) alcanzándose un mínimo de 14,84 USD/MWh y un máximo de 31,4 USD/MWh (fundamentalmente Solar FV con almacenamiento o híbrido con eólico), vemos con asombro como México sigue con su política regresiva hacia las renovables. Algo, a esta altura, casi inexplicable en el contexto mundial. Brasil que avanza a paso seguro pero algo lento y que parece tener bastante blindado el mercado renovable de los vaivenes políticos pero que sufre una sequía muy profunda en estos meses y por otro lado, Argentina que demostró que alcanzaron unos pocos años de apenas mostrar al mundo una intención de políticas a favor de las energías renovables, para que una cantidad considerable de inversionstas extranjeros se volcaran hacia ese mercado. Muchos de los proyectos quedaron en el camino, es cierto, pero otros muchos se han construido y se siguen inaugurando hasta el día de hoy totalizando algo mas de 5700 MW operando o en construcción furndamentalmente de energía eólica, solar FV y en menor escala Mini-Hidro y Biomasa.

El futuro de las compañías petroleras en un mundo hacia la descarbonización.

En este tema es quizás donde se notó un quiebre notable en una tendencia. SI bien ya hace dos ediciones de este mismo congreso, la entonces Presidenta de ANCAP Ing. Marta Jara había comenzado a mostrar el interés de ANCAP (que este año cumple 90 años) por el H2 verde y la descarbonización, es claro que el hecho que haya habido una mesa redonda exclusivamente dedicada al tema que el título resume, es sin dudarlo, más que significativo y alentador para el futuro.

Si a eso le sumamos que volvió a haber un espacio para el actual presidente de ANCAP en un congresode renovables y que por ejemplo ARPEL manifestó de manera clara y precisa que su objetivo de cara a este tema es: “Contribuir al desarrollo de una hoja de ruta para las Transiciones Energéticas en los países de la región”, creo que estamos en el camino correcto. SI bien ese enunciado no menciona explícitamente que se trata de la Transición Energética hacia la descarbonización de la matriz productiva, entiendo que está implícito.

En esta misma línea estuvo la presentación del Ing. Nicolás Spinelli de ANCAP en la que claramente se mostraron los efectos de la pandemia en el negocio de los combustibles pero también los desafíos de las empresas petroleras. Se citaron algunos ejemplos como el de Shell que apunta a la reducción absoluta de emisiones al 2050 con herramientas como duplicar la venta de electricidad o instalar 2,5 millones de puntos de carga para vehículos eléctros. Sí! Aunque parezca mentira estamos hablando de Shell.

Y si hablamos de la región, ANCAP en sus principales líneas de trabajo destaca: un piloto de H2 verde (la iniciativa H2U), biojet, producción de H2 verde con energía eólica offshore, captura y valorización de CO2 (esto es algo que se viene repitiendo y si bien tiene algunos desafíos económico/tecnológicos, es un pilar fundamental en donde se debería apoyar la futura transición energética). Y cruzando el charco tenemos YPF que también participó con una presentación a cargo de la Lic. Silivina Oberti y que es conocido que tiene ya hace un tiempo entre sus activos (y creciendo) una cantidad apreciable de generación de energía eléctrica de fuente renovable cercana a los 400 MW instalados. En la preentación también llamaron la atención de los participantes dos proyectos de I+D en nuevas soluciones tecnológicas enfocadas en el tema Litio e Hidrógeno.

El congreso tuvo destacadas presentaciones en los temas de Generación distribuida y acumulación asi como las Tendencias tecnológicas en el sector energético. Esas y todas las presentaciones del Congreso pueden accederse en el siguiente link: https://drive.google.com/drive/folders/1cMTmRUS6_-PMkvyUvXxhepj0NzfyhWrs

Movilidad eléctrica

Por último, y antes del cierre a cargo de la Intendenta de Montevideo, la mesa de movilidad eléctrica y la exposición de vehículos eléctricos disponibles ya en el mercado uruguayo, mostraron que esto ya no es un tema del futuro en estos mercados sino, que estamos hablando de hoy.

El responsable de SADAR (representante de BYD y Peugeot en Uruguay) Mag. Santiago Güelfi mostró en la mesa de esta temática la explosión en la venta de vehiculos eléctricos no utilitarios que en los últimos dos años aumentó 330 % y 250 % respectivamente en 2020 y 2021. Esta tendencia parece no detenerse y si a eso le sumamos la venta de utilitarios eléctricos, los valores son aún mas sorprendentes. En esa mesa se destacaron tambien las presentaciones de los responsables de Santa Rosa (representante de Renault y Nissan en Uruguay) y de ENEL X, Ing. Alexandre Jordao e Ing. Mauricio Miranda respectivamente. Pero quizás lo mas interesante estuvo afuera del auditorio en donde se pudieron ver y probar, unidades 100% eléctricas de BYD, Peugeot, Renault y también un camión eléctrico Dongfeng de Global EV que es la única empresa de venta de vehículos exclusivamente eléctricos del mercado y quien prácticamente tiene unos 20 camiones y utilitarios eléctricos (mas del 90% del mercado de camiones) ya rodando por las calles del Uruguay. Todas novedades muy agradables para quienes hace años soñamos con calles mas silenciosas y sin emisiones.

Parece obvio hoy en día entonces que el camino está trazado en Latinoamérica y no hay ya muchas dudas (salvo como mencionamos, en países que se han distraído por el camino pero que ya se enfocarán en senda de la descarbonización) y este tipo de eventos, lo demuestran cada vez más. Que participen las empresas petroleras una y otra vez, no es ni casualidad ni una excepción. Será la regla cada vez más y bienvenida esta “nueva realidad”.

Hasta la próxima.

schaich@segingenieria.com

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Informe del IAE confirmó aumento en la producción crudo y gas en agosto

En agosto de 2021 la producción total de petróleo aumentó 7.5 % interanual y se redujo 0.6 %  en el acumulado anual (a.a.) de los últimos 12 meses. Al discriminar por tipo de producción, la de petróleo convencional se redujo 1.2 % i.a. y cayó 7.7 % en los últimos 12 meses (a.a.). En cambio, la producción no convencional (28 % del total) se incrementó 32.7 % i.a y 22.9 % a.a.

En lo que respecta a la producción de gas,  en agosto último aumentó 6.4 % i.a y se redujo 5.8% a.a. que es el equivalente a 7.5 MMm3/día, indicó el informe de tendencias del sector energético elaborado por el IAE Mosconi.

La producción de gas convencional (56 % del total) se redujo 7.3 % i.a y 7 % a.a. mientras que la producción no convencional aumentó 24.1 % i.a., aunque disminuyó en los últimos doce meses 4.3 % a.a.

 La cuenca Neuquina con el 62 % de la producción nacional, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, explica gran parte de la caída anual del país mostrando una reducción del 6.2 % a.a en su producción.

DEMANDA

En agosto de 2021 las ventas de naftas y gasoil disminuyeron 3.4 % i.m. (inter mensual) y aumentaron 14.6 % i.a. y 5.3 % anualizada.

Durante los últimos doce meses, las ventas de gasoil fueron 3.7 % mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de nafta fueron 8.1% superiores.

La demanda total  de gas natural aumentó 8 % i.a. en junio. La demanda acumula una reducción del 3.5 % (4.1 MMm3/d menos) en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior. Esto indica que la producción interna cayó más que la demanda en igual periodo, lo cual implicó un aumento de las importaciones de gas y utilización de combustibles líquidos en la generación eléctrica.

La demanda total de energía eléctrica se redujo 6.1 % en agosto de 2021 respecto al mes anterior y aumentó 8.7 % respecto a igual mes de 2020. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 2.8 % a.a.

La demanda total de energía Eléctrica se redujo 0.4 % en julio de 2021 respecto al mes anterior y aumentó 1.8 % respecto a julio de 2020. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 1.5 % a.a.

En términos anuales, se revirtió el comportamiento de la demanda industrial de energía, que muestra un aumento del 4% a.a., mientras que la demanda comercial continúa disminuyendo. Por otra parte, el consumo residencial aumenta
anualmente.

SUBSIDIOS ENERGETICOS 

                                   
Según ASAP los subsidios energéticos acumulados a julio de 2021 fueron $ 471 mil millones, esto es US$ 5.162 millones, y aumentaron 115.7 % respecto a igual periodo de 2020. CAMMESA lideró las transferencias recibidas con $ 304 mil millones y un aumento de 100.5 %, ocupando el 65 % de los fondos ejecutados.

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YPF Ruta abastecerá a fuerzas de seguridad de la provincia de Buenos Aires

YPF y el Ministerio de Seguridad de la provincia de Buenos Aires firmaron un acuerdo para la utilización de YPF Ruta para el abastecimiento de combustibles y lubricantes en la flota de las fuerzas de seguridad de la provincia compuesta por casi 12.000 vehículos.

El Ministerio, a través de YPF RUTA, podrá mejorar el control del uso de la flota y con ello economizar el consumo de combustibles. Además, podrá utilizar la red de Boxes para el cambio de lubricantes.

El presidente de YPF, Pablo González, destacó al respecto que “este acuerdo que estamos firmando le otorga previsibilidad al suministro de combustibles a la flota de la policía de la provincia de Buenos Aires y les permitirá
realizar su tarea en forma más eficiente. Ponemos a disposición de la seguridad de la provincia las más de 520 estaciones de servicio que operamos Buenos Aires”.

Por su parte, el gobernador de Buenos Aires, Axel Kicillof, señaló que “nosotros ponemos, YPF pone y los vecinos y vecinas van a disponer de una herramienta que tiene que ver con la eficacia, la eficiencia, el control, y la
transparencia de los gastos del Estado provincial”.

Asimismo, el ministro de Seguridad bonaerense, Sergio Berni, dijo: “A partir de ahora la nafta dejó de ser un problema en las operaciones policiales, gracias al avance y el trabajo conjunto en la unificación de tecnología de nuestros
especialistas con YPF”.

La firma del Convenio se realizó en el Centro de Operaciones y Monitoreo del Municipio de Almirante Brown con la presencia del gobernador Kicillof; el ministro Berni; el intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares; y el presidente de YPF, Pablo González, entre otros funcionarios y otras funcionarias provinciales y municipales.

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Crisis de suministro y precios de la energía en Europa

Europa está transitando una escalada histórica de los precios del gas y de la electricidad. El ritmo de aumentos obligó a los gobiernos a tomar medidas fiscales que no están resultando suficientes para evitar el impacto en las facturas de los consumidores. El aumento de la demanda por el frío inminente , el escaso almacenamiento de gas y el menor suministro debido al consumo mayor de los países asiáticos, en especial China, presionan al alza los actuales niveles.

Esta situación movilizó a los principales representantes de los gobiernos europeos que convocaron a una nueva reunión del Consejo de la Unión Europea, de la Eurocámara y de la Comisión, donde se discutirán soluciones para frenar la corrida de precios.

La Comisión Europea presentará el martes 5 de octubre diferentes propuestas que podrian emplear los estados miembros para dar batalla al impacto de factores externos sobre los precios de la energía y así proteger a los consumidores. Seria una salida temporal, advirtieron.

Según los expertos la escasez si bien se prevé será generalizada , afectará a Alemania, España, Italia, Reino Unido y en menor medida a Francia merced a sus nuclearesA día de hoy los niveles de almacenamiento de gas se sitúan en el 73% de media en Europa, cuando los niveles normales por estas fechas serían de un 95-100%. Existen países con graves problemas como Portugal, Países Bajos, Austria o Alemania, y algunos se sitúan en buenos niveles como Francia o Reino Unido.

En el caso de España, los almacenamientos se sitúan al 72% mientras sigue mejorando el dato de gas almacenado en las regasificadoras, aunque sigue bastante bajo de lo normal. El peligro de quedarse sin suministro de gas está ahí. Por eso la tensión en los precios de gas. En la actualidad, el precio del TTF se sitúa por encima de los 70€/MWh y ha llegado a alcanzar días atrás los 75 €/MWh.

Los analistas cargan la responsabilidad a especulaciones de Rusia que se aprovecharía, aseguran, de la actual crisis para elevar el precio del gas.

La AIE reclamó más gas en momentos en que Putin permitirá a Rosneft, la compañía petrolera estatal rusa, a suministrar gas a Europa a través del gasoducto Nord Stream 2. Pero este ducto comenzaría a despachar en Enero 2022. Gazprom dice no tener ninguna capacidad adicional disponible en los gasoductos de tránsito que atraviesan Ucrania, según la agencia de noticias estatal rusa Interfax.

La compañía también reservó solo 33% del espacio ofrecido en el gasoducto Yamal, que pasa por Polonia.
La decisión provocó un nuevo aumento de los precios mayoristas del gas en Europa, que se han duplicado en los últimos 2 meses.

Los políticos tanto en Europa como en los Estados Unidos han criticado a Gazprom, sospechando un movimiento geopolítico de Rusia. Según el vocero ruso Dimitri Peskov, “Gazprom cumple con todas sus obligaciones” y nadie tiene ninguna queja al respecto. “¿Está preparado Gazprom para firmar más contratos? A Gazprom esto le interesa”, aseguró el funcionario. “Nuestros consumidores en Europa son nuestros socios principales, y Gazprom siempre demuestra su fiabilidad en cualesquiera circunstancias”, dijo durante un programa del canal Rossiya-1. .
Peskov argumentó que la actual situación en Europa, donde no consiguieron llenar los depósitos subterráneos a tiempo, se debe a la creación de “una enorme cantidad”
de plantas de licuefacción de gas natural en las zonas costeras, con las que pretendían aumentar la competencia en el mercado del gas natural licuado (GNL) pensando que esto conllevaría la caída de los precios.

Sin embargo, como resultado de esta política surgieron dificultades que impidieron bombear las cantidades necesarias del gas en los depósitos, continuó Peskov, quien subrayó que “es imposible llenar los depósitos subterráneos en cuestión de varios días tan solo abriendo la válvula al máximo”, porque “existe una velocidad tecnológica de bombeo”.


“Según todos los cálculos, no podrán llenarlos ahora”
, concluyó el vocero del Kremlin, al criticar la política antimonopolio de los europeos que “a veces se salen del marco de lo razonable”. “Dijeron que el que extrae el gas no lo puede transportar; el que lo transporta no lo puede vender. Deben ser tres personas jurídicas diferentes”, resumió Peskov la legislación europea “en términos generales y de forma muy primitiva” que, en su opinión, ha contribuido a la existente escasez del hidrocarburo en la región.

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Coincidencias y disidencias por un proyecto polémico

Una semana después de la presentación por parte de Alberto Fernández, el secretario de Energía, Darío Martínez, declaró a la prensa regional que desde el Gobierno están dispuestos a modificar la redacción de algunos artículos del proyecto de Promoción de las Inversiones de Hidrocarburos. No obstante, es preciso señalar que la potestad de modificar el proyecto está ahora en cabeza del Poder Legislativo

“Hemos decidido dar certezas para que nadie ande a ciegas, viendo cómo puede cambiar esto en los próximos meses y años, ya que prevé una estabilidad en 20 años para que las reglas no sean alteradas”, afirmó el presidente Alberto Fernández al presentar el proyecto Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas en el Museo del Bicentenario.

En esa oportunidad Fernández dijo que el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas “trata de mejorar la capacidad productiva de hidrocarburos y de gas que la Argentina necesita”, y destacó como “un rasgo distintivo que es una iniciativa donde todos fueron escuchados”, señaló también que la iniciativa busca preservar el “acuerdo social y la sustentabilidad ambiental”.

Sin embargo todo indica que ni todos fueron escuchados ni hay un acuerdo social en torno al proyecto y tras la crisis de gabinete desatada por el brutal resultado de las PASO trascendió que los dos proyectos más importantes que el Poder ejecutivo presentará en estos días –Proyecto de Presupuesto (antes del 15 de noviembre) y el de Promoción de las inversiones Hidrocarburíferas sufrirán severas modificaciones. Es posible que éste último reciba los santos óleos en plena Comisiónn antes de su debate en el Recinto.

INESPERADAS COINCIDENCIAS

La oposición encabezada por el ex secretario de Energía Jorge Lapeña que comanda el Instituto de la Energía General Mosconi, fue de las primeras voces en oponerse al proyecto, en coincidencia con el kirchnerismo más intransigente. Paradojas de la política, aunque por razones de campaña, desde el sector que conduce Cristina Fernández de Kirchner hicieron saber su descontento con el proyecto, no en forma directa sino que enviaron señales por vías oficiosas.

La vicepresidenta habría rechazado previamente, varios proyectos de ley de promoción de las inversiones hidrocarburíferas. “Los beneficios que se otorgan son excesivos, no tiene sentido subsidiar las ganancias de las petroleras, si el negocio no es rentable, que lo abandonen, pero el proyecto significa asegurar subsidios por 20 años al sector mas rico de la Argentina” aseguró un asesor de la bancada kirchnerista. Pero fue la voz del periodista Horacio Verbitsky la que dio la mala nueva públicamente “el proyecto de ley de hidrocarburos podría consolidar, por su parte, la dolarización de la energía, incluyendo el gas, lo cual sería un obstáculo a su posible uso para el crecimiento industrial”.

Del otro lado de la grieta, el Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” rechaza el proyecto porque “ compromete recursos fiscales que el Estado no posee, concede beneficios por largos períodos de tiempo, tiene un diseño institucional que no es transparente, crea inequidades que serán motivo de reclamo y, además, se contrapone con criterios elementales de la transición energética”.

Según el informe emitido desde el IAE, el proyecto comprende 8 programas o regímenes de promoción que se presentan como novedosos, pero que en realidad repiten incentivos que fracasaron en los últimos 7 planes de promoción implementados en los últimos ocho años.

En líneas generales, el proyecto discrimina positivamente al sector de hidrocarburos y sus derivados en detrimento de otros sectores de la economía, dice el informe del IAE. Establece un régimen fiscal, regulatorio, cambiario y económico ad hoc y deja amplios espacios de discrecionalidad para la autoridad de aplicación.

El proyecto incluye la promoción por 20 años de la producción de petróleo y gas: fija precios de referencia de forma discrecional, garantiza volúmenes de exportación y libre disponibilidad del 50% de las divisas generadas y otorga desgravaciones impositivas que se definen en base a parámetros sobre los cuales el Estado ha demostrado escasa capacidad de control y auditoría.

Estos programas de promoción perpetúan en el tiempo el actual mecanismo de formación de precios de la energía que desacopla el precio que paga la demanda del que recibe la ofertan y generan una diferencia que se cubre con crecientes subsidios que el Estado Nacional no tiene posibilidad de financiar.

“Está claro que siendo el régimen de promoción de 20 años la estabilidad fiscal tiene ese plazo. Esta estabilidad fiscal se contrapone con decisiones que seguramente nuestro país va a tener que adoptar en el futuro en el marco de compromisos globales que el país adquiera. Uno de ellos será la cuestión de los impuestos al carbono (impuestos a las emisiones de gases de efecto invernadero) que según todo indica formarán parte de las herramientas de disuasión para consumidores que emitan gases de efecto invernadero. Es claro que la Estabilidad Fiscal podría llegar a tener un alto costo político y económico para la Argentina en los próximos años.” señala el texto.


“Observamos con preocupación al régimen de promoción al desarrollo de infraestructura. Con el objetivo de reducir el costo de financiamiento, un “Consejo de Inversiones” de amplias facultades definirá y priorizará proyectos a los que asignará beneficios”
señala el informe del IAE que concluye. Este Consejo de Inversiones no tiene prevista ninguna representación provincial, desconociendo así el dominio original de los recursos naturales en sus territorios establecido en el artículo 124 la Constitución de 1994 y en las leyes posteriores, como la ley 26.197, que interpretan esta disposición constitucional.

PROVINCIAS

A mediados de agosto, las provincias de la Ofephi habían reclamado al secretario de Energía, Darío Martínez, que envíe una copia del Proyecto de Ley de Promoción a las inversiones, en clara señal de la exclusión sufrida por nada menos que el poder concedente, habida cuenta de que son las provincias las titulares del dominio del subsuelo.

Las provincias productoras nucleadas en la Ofephi (Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Salta, Formosa, Jujuy, La Pampa) reclamaron que nunca accedieron al texto final del proyecto y que sólo tomaron conocimiento tras el anuncio de Alberto Fernández.

El gobernador neuquino Omar Gutiérrez y presidente de la Ofephi indicó que desconoció la letra chica del proyecto de ley, al menos hasta que se dio a conocer públicamente, lo que indica que no participó de la elaboración del texto.

“Vamos a esperar la formalización de la presentación de este proyecto de ley. Nos han dicho que antes de ser presentado, lo van a girar a la Ofephi para que tengamos conocimiento del mismo y ver cuáles de esas observaciones que hemos planteado han sido consideradas”, agregó respecto al nuevo esquema de Promoción de Inversiones.

EMPRESARIOS Y TRABAJADORES, UNÍOS

Al concluir el anuncio del Proyecto en el Museo del Bicentenario, el empresariado se mostró conforme e incluso entusiasmado con el anuncio.

Pablo González Ceo de YPF dijo que “esta ley va a tener un impacto fuerte teniendo en cuenta la actividad de toda las compañías. En el caso de YPF que es una compañía integrada tiene la obligación de garantizar el autoabastecimiento en virtud de la ley 26.741 y seguir aumentando la producción que este año, gracias al Plan Gas, ha logrado cumplir los objetivos.”

Por su parte, Marcos Bulgheroni dijo que “este fue un proceso muy virtuoso. En los últimos meses estuvimos aportando en lo que creemos son las bases que hacen a un proyecto exitoso”

Para Marcelo Mindlin, se trata de una ley muy importante porque “va a dar previsibilidad por 20 años. Es una ley donde intervinieron todos los sectores, y ministros trabajadores que le dan una solidez muy importante que es lo que necesita ser ratificada por el Congreso le va a dar el marco de previsibilidad que necesitamos.”

“Celebro la iniciativa” dijo Sean Rooney. “Los recursos naturales de la Argentina son una fortaleza. Hay que aprovecharlos mejor. Con esta iniciativa se da la oportunidad de atraer inversiones que se necesitan para aprovechar el potencial. Agradezco al Gobierno por lanzar esta iniciativa.”

A su tiempo, Carlos Seijo de Total manifestó que “Es el resultado de un trabajo que venimos haciendo con el Gobierno, con las provincias y la Secretaría de Energía desde hace más de dos años y es muy positivo para la industria porque le da confiabilidad y previsibilidad y eso va a permitir que la industria invierta en el mediano y en el largo plazo”.

Los representantes de los trabajadores también se manifestaron, pero esta vez de forma excepcional coincidiendo con el empresariado. Guillermo Pereyra, el longevo Secretario General del Sindicato de Trabajadores del Petróleo y Gas Privado dijo que “quiero decir que el compañero Secretario de Energía Darío Martínez, tuvo la amabilidad de que cuando hizo el esqueleto de empezar a consultar a la organización sindical y estamos de acuerdo porque este proyecto de ley contempla todo aquello que sea incrementar”

LA VOZ DE LAS PYMES

El conjunto de entidades de Pymes nacionales que conforma el Observatorio para el Desarrollo Industrial del Petróleo y el Gas Argentino, (ADIMRA, GAPP, CAPIPE, CAFMEI, CIPIBIC, CAFMEI, CAFAS, Clúster PGyMCba. y Clúster de Energía MdP, Cipibic) pidió ser convocado para analizar los detalles de la ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas, a la vez que alentó “un programa industrial complementario con acciones para la articulación armónica de la cadena de producción”.

De ese modo, señaló un comunicado del Observatorio, se evitaría “la reiteración de medidas que, en pos del otorgamiento de beneficios a ciertos sectores, generan la desprotección de otros”.

Según la agrupación, ese “fue el caso de las normas promocionales para la reducción o exención de aranceles a las importaciones de bienes de capital nuevos y usados”. El Observatorio, que agrupa a unas 1.500 empresas, mayormente Pymes, que generan alrededor de 100.000 puestos de trabajo, coincidió con los ejes del nuevo régimen.

Consideró en ese sentido que “el país cuenta con una oportunidad para aprovechar la riqueza en recursos naturales que posee y que permita multiplicar las externalidades a toda la cadena de valor”.
“La posibilidad de articular en conjunto entre sector público y privado será indispensable para multiplicar los efectos positivos y que esto permita avanzar en el camino al desarrollo”.

ESTACIONEROS

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) expresó u respaldo al proyecto de la Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, aunque reclamó por la falta de la mención al sector y señaló que “los incentivos deben contemplar también al eslabón de la comercialización al público”.
“Las expendedoras de combustible cumplen un rol central en la actividad, facilitando el abastecimiento interno en el mercado local. Los incentivos previstos en esta ley deben contemplar necesariamente también al sector del downstream”, sostuvieron de CECHA mediante un comunicado.

Según explicaron desde la Confederación, incorporar a las Estaciones permitirá generar “un circuito virtuoso que abarque no solo la exploración, producción, almacenamiento y transporte de hidrocarburos y energías alternativas, sino también a la comercialización”.En ese sentido, desde CECHA plantearon agregar un artículo a la ley que incluya a las PyMEs titulares de estaciones de servicio o bocas de expendio como beneficiarios del régimen de estabilidad fiscal y de los beneficios impositivos que establece la ley.

Este punto tiene además como objetivo lograr que el sector pueda adelantarse a los cambios que provocará la llegada de nuevas matrices energéticas más limpias y renovables, tales como los automóviles eléctricos, un cambio que requerirá de inversión y de apoyo por parte de las autoridades.

OTRAS COINCIDENCIAS Y DISIDENCIAS

La prensa en general reflejó las opiniones de los diferentes sectores involucrados en forma directa con la aplicación del proyecto de ley.

El ex secretario de Energía Emilio Apud de Fernando de la Rúa y el exdirector de YPF durante la gestión de Cambiemos, señaló que la ley no es suficiente para atraer inversiones. “La promoción de hidrocarburos por un Gobierno que es la continuidad de los tres que lo precedieron hasta 2015, y que paralizaron la industria, es una fantasía. La producción e industralización requiere de cuantiosas inversiones que no vendrán por una simple ley, menos promovida por el kirchnerismo”, dijo al matutino Ámbito, quien señaló tambiñen que “Es una pérdida de tiempo promover una ley que no va a tener ningún tipo de efecto en las inversiones necesarias para poner en valor los inmensos recursos energéticos que tenemos en hidrocarburos, sobre todo teniendo en cuenta que es un recurso que en 30 o 40 años va a dejar de usarse, y no podemos perder tiempo”,

Por su parte, Martín Bronstein, politólogo e investigador del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (CEEPYS) aseguró que la norma es una “buena herramienta” para fortalecer la industria y poner en valor el potencial de recursos de gas y petróleo. “Lo interesante es que no solo se centra en el desarrollo no convencional, sobre todo Vaca Muerta, sino que además contempla la revitalización de los yacimientos maduros”.

La ley prevé beneficios tributarios, arancelarios y cambiarios para los proyectos especiales, como los de exploración y sísmica para explotación convencional con una inversión mínima de US$ 6 millones y un plazo máximo de 3 años o la explotación de petróleo o gas natural de origen convencional o con recuperación secundaria y/o terciaria con inversiones por US$100 millones en cuatro años.

Para Bronstein que esas medidas estén vigentes por 20 años generan un “horizonte de previsibilidad” en la actividad, Bronstein dijo también que “Es fundamental para sobrellevar la inestable situación macroeconómica que viene atravesando nuestro país hace tiempo. Las inversiones en la industria de los hidrocarburos requieren capital intensivo y las mismas se recuperan en el largo plazo. Debemos garantizar un marco de confianza en el sector privado” y agregó: “Si esto se concreta la habilitación en firme de exportaciones ante el aumento de la producción esto permitirá evitar la salida de divisas para la importación de energía, como sucede actualmente con el gas natural. Posteriormente esto permitirá generar saldos exportables y conseguir dólares tan necesarios para nuestro país. Además, si se logra un crecimiento sostenido permitirá generar puestos de trabajo en la industria”.

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Los países de la OPEP perdieron casi 43% en 2020

Los ingresos petroleros de los países de la OPEP se hundieron un 42,9 % en 2020, hasta niveles de 2004, debido a la histórica caída de la demanda de crudo por la pandemia de coronavirus.

El volumen de exportaciones se situó en US$ 321.000 millones, mientras que el 2019 se alcanzaron US$ 562.000 millones , indica el boletín estadístico anual de la OPEP que se difundió hoy en su sede de Viena.

Esa caída total de US$ 241.000 millones afectó a los 13 Estados de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), pero en términos absolutos Arabia Saudí es el que la mayor bajada sufrió, con más de US$ 81.000 millones de pérdida en comparación con 2019.

De forma proporcional el país más afectado es Libia, cuyos ingresos cayeron en tres cuartas partes, desde unos 24.200 millones en 2019 a 5.700 millones el año pasado.

Venezuela también es uno de los más golpeados por la caída de las exportaciones petroleras al perder más del 55 % de los ingresos respecto a 2019.

Si en ese año Caracas ingresó 18.335 millones de dólares, en 2020 la cifra se redujo a 7.960 millones de dólares.

La OPEP certifica además que en 2020 la demanda y la producción mundial de crudo experimentó un descenso histórico debido a la desaceleración económica global que causó la pandemia.

La producción mundial total de crudo disminuyó el año pasado en 6,15 millones de barriles diarios (mbd), un 8,2 % respecto a 2019. En el caso de los países de la OPEP la caída fue más pronunciada, hasta el 12,7 %.

La demanda también cayó en cifras históricas en 2020, hundiéndose hasta 90,7 mbd, un total de 9,3 mbd menos que en 2019.

Los países miembros de la OPEP exportaron un promedio de 19,70 mbd en 2020, una fuerte caída de 2,78 mbd, o del 12,4 %, en comparación con 2019.

La mayor parte del crudo de la OPEP -14,43 mbd o el 73,2 %- se exportó a Asia, particularmente a China e India.

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IEASA suministrará gas a la CT Uruguaiana, de Brasil

Integración Energética Argentina (IEASA) suscribió con la empresa Ámbar Uruguaiana Energia S.A., un contrato de venta de gas natural de exportación, en condición interrumpible, para el suministro a la Central Térmica de
Uruguaiana, ubicada en la República Federativa de Brasil.

El contrato, comunicó IEASA, prevé la exportación de hasta 2.400.000 m3 por día de gas natural, para el
funcionamiento de esa central generadora térmica, y se explicó que “en una primera instancia, el suministro de gas natural se hará mediante la adquisición por parte de IEASA de volúmenes de GNL en la terminal de Escobar, los que serán posteriormente regasificados y transportados hasta la frontera argentino-brasilera.

La empresa estatal (ex ENARSA) destacó que “la prioridad para IEASA es dar respuesta a la demanda generada en
nuestro país. Una vez cubierta la demanda interna, se procederá a la exportación mencionada”. El comunicado no refiere detalle de condiciones de precios de tal suministro de gas.

El Presidente de IEASA, Agustín Gerez, manifestó al respecto que “con la firma de este acuerdo empezamos a materializar la regionalización de la política energética contribuyendo con el desarrollo humano y productivo de los países vecinos. Iniciando un camino virtuoso que tiene como objetivo el equilibrio de la balanza comercial energética”.

Asimismo agregó que “el acuerdo es el resultado de un trabajo en coordinación con las autoridades de la Secretaría de Energía y la Embajada Argentina en Brasil que han impulsado y colaborado durante todo el proceso para alcanzar este importante logro”.

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YPF perfora el primer pozo horizontal no convencional en Santa Cruz

 YPF detalló que avanza con la perforación del primer pozo horizontal en la provincia de Santa Cruz con el objetivo de alcanzar los reservorios de la formación no convencional D-129 de características TIGHT, es decir depósitos de muy baja permeabilidad, pero de gran capacidad de almacenaje.

Para conocer los detalles de este hito para la provincia, autoridades de YPF y del Instituto de Energía realizaron una recorrida por el bloque Cañadón León – Meseta Espinosa, cercano a la localidad de Cañadón Seco, donde YPF se encuentra perforando el pozo CL- 2495(h).

La particularidad de este pozo, se indicó, es que una vez alcanzado los 2.400 metros de profundidad (ya está cerca de los 1.500 metros), navega de manera horizontal por 1.000 metros dentro de los reservorios tight con petróleo ya comprobado.

De la visita participaron por YPF el vicepresidente de Upstream, Gustavo Astie; el gerente regional de Excelencia Operacional, Anibal Gariniani; el gerente de Perforación, Lucas Giallionardo; el gerente de Asuntos Externos Regional Sur, Matias Bezi; y las autoridades del gobierno provincial, Matías Kalmus, presidente del Instituto de Energía, y Juan Carlos Morales, gerente de Hidrocarburos de ese Organismo.

 

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El ENRE reestructuró el esquema de atención y protección a los usuarios

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad creó un nuevo departamento con el fin de mejorar la atención y protección de los derechos de las personas usuarias del servicio público de distribución de electricidad.

A través de la Resolución 324/2021 el ENRE reestructuró  los sectores de atención de los usuarios y de gestión de sus reclamos, y creó en el ámbito del Área de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias, el Departamento de Protección a las Personas Usuarias (DPPU).

Las áreas de atención a las personas usuarias y de gestión, se explicó, “carecían de una correcta articulación, producto de la ausencia de una estructura y de roles claros en el sector”, y describe que, al llegar la Intervención del ENRE,  se detectó un stock de más de 40 mil reclamos por resolver, algún de ellos con una antigüedad de más de 5 años.

Asimismo, se explicó que en razón de los cambios generados en los últimos años tanto en el sector eléctrico, como así también en la economía nacional en su conjunto, se hace necesaria una modificación de la estructura existente.

En este sentido, el Departamento de Protección a las Personas Usuarias (DPPU), estará integrado por la Mesa de Entradas de Personas Usuarias (MEDPU), la Coordinación Administrativa (CA), la Coordinación de Tarifas Especiales (CTE), la Coordinación de Electrodependientes (CED) y la Coordinación de Relaciones Gubernamentales (CRG).

A su vez, se crea en el ámbito del DPPU, la División de Atención a la Persona Usuaria (DAPU), integrada por la Coordinación de Atención Telefónica (CAT) y la Coordinación de Atención al Público y Virtual (CAPyV); y la División de Gestión de Reclamos (DGR) integrada por la Coordinación Técnica y Calidad de Servicio (CTyCS), la Coordinación de Daños en Artefactos y/o Instalaciones (CDAI) y la Coordinación Facturación y Comercial (CFC).

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Atucha II iniciará un proceso de optimización y cambio de combustible a uranio levemente enriquecido

La Central Nuclear Atucha II iniciará el año próximo una serie de obras que le permitirán operar con mayor eficiencia, lo que obligará a algunas paradas prolongadas, a la par que se encarará un cambio de combustible de uranio natural a uranio levemente enriquecido. A diez años de la puesta en funcionamiento de la central que lleva el nombre del ex presidente Néstor Kirchner, la empresa operadora Nucleoeléctrica SA (NASA) prevé las obras que requerirá el reactor para su optimización y aggiornamento a la nueva tecnología existente. El vicepresidente de NASA, Jorge Sidelnik, explicó que Atucha II tiene “algunas modificaciones que realizar que no hacen a la seguridad de la operación pero sí a la necesidad de aggiornarse para un mejor funcionamiento”, que fueron acordadas con la Autoridad Regulatoria Nuclear para ser realizadas en 2022 y 2023.Se trata de aspectos menores o debilidades encontradas cuya superación permitirá un mejor funcionamiento para operar con un promedio de 85% de su potencial de los 745Mw netos, como ocurre con centrales de su tipo”, explicó el vicepresidente de NASA, quien detalló que esos trabajos se realizarán en “paradas programadas de 3 o 4 meses”.

Son períodos prolongados para las paradas de mantenimiento normales de las centrales nucleares argentinas que pueden oscilar entre las 6 y 8 semanas, pero que “permitirán realizar mejoras de tecnología con desarrollo de robótica y herramentales, a partir de experiencias ya logradas en Atucha I”, la central que se encuentra pronta a cumplir 50 años de vida.A la vez, Sidelnik adelantó que también “se están haciendo obras para analizar los combustibles gastadas y hacer un repositorio transitorio” y se proyecta “cambiarle el combustible para optimizarlo con uranio levemente enriquecido”De esta manera, Atucha II “dejará de utilizar uranio natural de 0,7 de uranio 235, para pasar a 0,85 de uranio como tiene Atucha I lo que mejora la performance de combustible y demandar menos lugar en piletas y residuos y optimizar la gestión en general”. “Es un proceso de 4 o 5 años para contar con el núcleo lleno de combustible de uranio levemente enriquecido”, en una central cuya vida útil programada se extiende por los próximos 50 años, a lo que deberá sumarse una extensión de vida útil que podría llevar ese plazo hasta los 80 años. Nucleoeléctrica también inició el proceso de extensión de vida útil de Atucha I, el cual deberá parar su generación en 2024 -fecha en que cumplirá 50 años de puesta en marcha- para sumar al menos otros 20 años de operaciones.

MAS DESAFIOS PARA ATUCHA

Las obras de finalización de la Central Nuclear Atucha II representó no sólo un desafío casi inédito en cuanto al desarrollo de la ingeniería y la tecnología nacional, sino también en el despliegue de una capacidad industrial que demandó calificar a 25 empresas locales para obras nucleares, formar a 36.000 personas, y coordinar 15.000 contratos y órdenes de compra. La tercera central nuclear argentina, que mañana cumple 10 años de su puesta en marcha, requirió tras dos décadas de paralización que se realizaran cerca de 300.000 actividades entre las obras de ingeniería, construcción y montaje pertinentes, con la emisión de 15.000 contratos y órdenes de compra.

Durante la suspensión del proyecto, se conservaron 40.000 ton de componentes, 126.000 documentos de ingeniería y 85 depósitos, los que tuvieron que ser reinventariados para su posterior integración como si se tratara de un mecano gigante, como describen en la empresa Nucleoeléctrica al recordar el proceso. La magnitud de la obra se refleja también en el montaje de 40.000 toneladas de componentes (3.300 ton en el reactor y 2.700 ton en el turbogrupo) y la utilización en obra de 190.000 m3 de hormigón, 31.000 ton de acero, 1.900 ton de cañerías y 3.000 kilómetros de cables. En el proceso se realizaron 700.000 soldaduras, se utilizaron 42 millones de horas hombre de construcción y montaje, una dotación promedio 4.000 personas con un pico de 7.200 obreros vinculados directamente en el proyecto. Además se capacitaron a 35.958 personas, de los cuales 2.240 se orientaron a recuperar soldadores calificados en la escuela del sitio; se reconvocaron a 800 especialistas que se habían alejado producto del desmantelamiento del sector, y se sirvieron 5 millones de platos de comida en los comedores de obra.

En cuanto a los proveedores, se calificaron a 25 empresas nacionales para obras nucleares, más de 100 empresas calificadas para provisiones externas y 5 talleres de mecanizado calificados en la zona de influencia de la central. Atucha II había comenzado la construcción en 1982 y tras un avance a distintas velocidades atadas siempre a las dificultades de financiamiento se paralizó 1994, a partir de cuando atravesó un intento de privatización junto a Atucha I y Embalse. En 2006, bajo la presidencia de Néstor Kirchner se reinician las obras para la finalización de la central, en 2011 se concluyen las obras de montaje y se inician las pruebas para su puesta en marcha. En 2014: la central logra la primera criticidad el 3 de junio, y el 27 de ese mismo mes se sincroniza el generador al Sistema Interconectado Nacional, para el 26 de mayo de 2016 obtener su licencia de operación comercial, a 32 años de su inicio de obra.

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Comodoro Rivadavia mejorará redes eléctricas por $ 103 millones

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez y el Intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque firmaron acuerdos para energía eléctrica por $ 103 millones. Se trata de un proyecto de construcción y regularización de la red de distribución, alumbrado público y conexiones domiciliarias para proveer de un servicio eléctrico seguro a los barrios Comipa y Cerro Solo, pertenecientes a la provincia de Chubut. La obra requerirá de una inversión de 103 millones de pesos y alcanzará un total de 579 beneficiarios.

Con respecto a la obra, en cada una de las zonas se proyecta la repotenciación de subestaciones transformadoras, un nuevo tendido de baja tensión, los correspondientes pilares domiciliarios de medición y seguridad y de alumbrado público. Los trabajos previstos se llevarán a cabo mediante licitación, a partir del proyecto y presupuesto confeccionado por el Municipio el cual cuenta con la razonabilidad técnica y de presupuesto otorgada por la Sociedad Cooperativa Popular Limitada de Comodoro Rivadavia (SCPL). El plazo de ejecución previsto para la obra es de cinco meses.

El proyecto prevé la provisión e instalación de los siguientes ítems principales teniendo en cuenta las consideraciones técnicas detalladas en cada caso: Subestaciones Transformadoras(SET): 5 transformadores existentes se reemplazarán por otros de 315 kVA, junto los elementos de seguridad correspondientes; red de baja tensión: 11.144 m de cables preensamblados de aluminio de varias secciones (3×95/50/25 y 3×35/50/25); puesta a tierra; alumbrado público: se prevé la instalación de 152 luminarias de 70W, las cuales se conectarán a la fase de alumbrado incluida en el tendido de baja tensión mediante cable SINTX de Cobre de 3×1,5 mm2 y acometidas domiciliarias: se prevé la instalación de 579 pilares de hormigón con caja monofásica y los respectivos elementos de seguridad y medición eléctrica.

También estuvieron presentes en la reunión: Iván Bronstein, asesor de la subsecretaría de Energía Eléctrica; Carlos Linares, candidato a senador nacional y Rafael De Bernardi candidato a diputado nacional por la provincia de Chubut.

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El Gobierno despejó dudas provinciales acerca de la explotación del Litio

.- El Secretario de Minería de la Nación, Alberto Hensel, aseguró que “el gobierno nacional entiende que corresponde a las provincias productoras de Litio (Catamarca, Salta y Jujuy) encarar el desarrollo de este recurso clave para la transición energética”, y aseguró que en el ámbito del gobierno nacional nunca estuvo en consideración desconocer las facultades de los Estados provinciales en este sentido.

“Respetamos a cada una de las provincias en su facultad de disponer de sus recursos. No queremos perder tiempo en discusiones que nos puedan (a la Argentina) dejar atrás en el proceso de demanda acelerada del Litio que se está dando a nivel mundial”, puntualizó el funcionario en el marco de la inauguración del “X Seminario Internacional Litio en la región de Sudamérica ” que se desarrolla en la ciudad de Buenos Aires.

La declaración del Secretario de Minería fue escuchada y recibida con satisfacción por los gobernadores Raúl Jalil, Gustavo Saenz, y Gerardo Morales, quienes también participaron del seminario, organizado por la publicación especializada Panorama Minero.

Hensel agregó al respecto que “vemos con satisfacción la integración de la Mesa del Litio con participación de las provincias, del gobierno nacional, y de empresas productoras y gremios, para definir una  estrategia común de desarrollo con relación al Litio, al desarrollo de proveedores, a la creación de empleos,  y al fortalecimiento de la cadena de valor”.

“Argentina debe producir más carbonato de Litio, cloruro de Litio, y tenemos la posibilidad de ser altamente competitivos”, agregó Hensel, “Argentina necesita crecer, exportar, generar divisas, ser protagonista importante en esta industria”, enfatizó, atento a la gran demanda de este insumo para la industria de las telecomunicaciones y de la electromovilidad.

“Para la próxima década el 80 % de la demanda de Litio estará centrada en la electromovilidad, advertimos que hay un gran interés de empresas de muchos países que han decidido invertir en la Argentina”, refirió Hensel.

Y describió que “ya hay 23 proyectos en estado de avance diverso, que permitirán pasar de las 40 mil toneladas de carbonato de Litio anuales exportadas en 2019 hasta 100 mil toneladas a corto plazo, y llegar a 300 mil toneladas anuales en los próximos años”.

El funcionario también hizo hincapié en que en el gobierno se está trabajando en alternativas para que estos proyectos tengan mejor acceso al mercado de cambios, a partir de la reglamentación del decreto 234/2021 que creó el Régimen de Fomento de Inversión productiva para las Exportaciones en actividades foresto-industriales, mineras, hidrocarburíferas, de industrias manufactureras y agroindustriales.

Hensel dijo además que también se analiza en una Mesa Técnica sobre Derechos de Exportación (retenciones) la revisión del esquema actual. ”Hay que aprovechar la aceleración de precios internacionales del Litio y otros recursos minerales para avanzar en este sentido”, puntualizó.

Por su parte, los gobernadores anunciaron que el 5 de octubre tendrá lugar en Catamarca una nueva reunión de la Mesa del Litio en la cual pretenden anunciar un “Tratado Interprovincial”  – régimen de minería del Litio entre Salta, Jujuy y Catamarca- “con la finalidad de coordinar objetivos y tareas para el desarrollo de la región”, explicó el gobernador Saenz.

Los reservorios de Litio en Sudamerica (entre los más importantes del mundo) se ubican territorialmente en un triángulo geográfico conformado por Argentina, Bolivia y Chile, y han despertado la atención de empresas de países como Estados Unidos, China, Canadá, Australia, Corea, y Japón.

A su turno, Raúl Jalil describió que Catamarca tiene una empresa provincial minera, que en Catamarca ya se producen 20 mil toneladas anuales, y que hay otros proyectos en marcha que la permitirán llegar a 120 mil toneladas de carbonato de Litio por año. En una próxima etapa esperan llegar al 40 % de esa meta (48.000 toneladas anuales).

“Los recursos pertenecen a las provincias y tenemos que trabajar con las empresas en el desarrollo de la región”, comentó Jalil entusiasmado.

Y agregó que “hay proyectos que están tocando a más de una provincia y por ello trabajamos conjuntamente apuntando a generar empleos de calidad para los trabajadores mineros, encarar obras de  infraestructura para desarrollar los proyectos productivos y mejorar las condiciones de vida para las comunidades de la región”.

Las comunidades que habitan la región han expresado su preocupación por la preservación de los recursos naturales, por caso del agua, y ambientales en general, el contexto de la ejecución de los proyectos público-privados de explotación del Litio.  

Al respecto, Jalil mencionó que se ha definido un esquema que contempla para las provincias 2 % en regalías,  1,2 % a un fideicomiso para la preservación del recurso del agua, y destinar 0,3 % de la facturación para trabajos de integración comunitaria, en base a programas de Responsabilidad Social Empresaria (RSE).

En cuanto a obras de infraestructura el Gobernador se refirió al desarrollo de accesos ferroviarios (hacia Chile) para acceder a los puertos del Pacifico y así llegar a destinos en países asiáticos que requieren Litio.  “Esto implica reducir tiempos y costos de transporte, aumentar la competitividad, y el empleo”, señaló.

Por su parte, Gerardo Morales explicó que en Jujuy ya se producen 17.500 toneladas anuales “y estimamos que a fines del 2022 llegaremos a contar con capacidad instalada para producir 80 mil toneladas. Tenemos inversiones privadas comprometidas por más de 1.000 millones de dólares”, aseveró.

Y consignó como “muy importante la declaración del Secretario de Minería acerca de que no hay intención de afectar los derechos de las provincias en cuanto a sus recursos. y descartar versiones de proyectos de nacionalización”. “Queremos participar en la industria de la electromovilidad, en la fabricación de baterías, y del desarrollo de esa tecnología en la Argentina”, señaló.

Gustavo Saenz, en tanto, destacó que “el Litio es un recursos central en la transición energética (hacia las renovables), y que las provincias tendrán protagonismo promoviendo el desarrollo sustentable, garantizando un mejor vivir para nuestro pueblo”.

“Debemos construir políticas públicas entre las provincias y con Nación”, agregó, para luego puntualizar que “es muy importante la posición de gobierno nacional de respetar la autonomía de las provincias sobre sus recursos, tal como lo establece la Constitución Nacional”.

“Debemos brindar seguridad jurídica a quienes vengan a invertir en la Argentina”, enfatizó, tras la preocupación que les generó enterarse de que en el ámbito legislativo nacional algunos diputados sostienen que el Estado Nacional debe tener una activa participación en todo lo que se refiere a la explotación de este recurso estratégico de clase mundial. Y esbozaron proyectos al respecto.

SM

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La demanda de petróleo subirá a 104,4 mbd hasta 2026, según la OPEP

La OPEP estima que el consumo mundial de petróleo continuará aumentando a medio plazo hasta una media de 104,4 millones de barriles diarios (mbd) en 2026, es decir, 4,4 mbd más que en 2019 y 13,8 mbd más que el año pasado, cuando la demanda de crudo se desplomó a raíz de la crisis del coronavirus.

Estos cálculos difundidos hoy por la OPEP están sujetos a múltiples factores de incertidumbre como la evolución de la pandemia de la covid-19 y el avance de medidas contra el cambio climático.

Con respecto al incremento de la demanda petrolera previsto hasta 2026, se espera que casi el 80 % “se materialice en los tres primeros años”, afirma la organización en su informe anual.

El documento “Perspectiva Mundial del Petróleo 2021” (WOO 2022, en inglés), intenta vislumbrar, a poco más de un mes de la próxima cumbre climática COP26 de Glasgow (Reino Unido), la trayectoria del uso del “oro negro” hasta 2045.

La OPEP tiene en cuenta que una creciente consciencia “de la necesidad de acelerar” la lucha contra el cambio climático “ha dado lugar recientemente a nuevas y ambiciosas políticas para lograr emisiones netas cero para 2050”.

En el principal escenario previsto, la OPEP cuenta con que la economía mundial crecerá este año un 5,5 % y cerca del 4 % en 2022, antes de retroceder hasta poco más del 3 % en los años siguientes.

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Litio en Sudamérica

Esta mañana tuvo inicio el seminario internacional “Litio en la Región de Sudamérica” en su décima edición, organizado por Panorama Minero. El mismo se desarrolla de manera híbrida, con localidades agotadas en la ciudad de Buenos Aires (cerca de 500 asistentes) y unos 500 inscriptos de manera online. Es uno de los primeros eventos que tienen lugar en el país con esta envergadura desde la irrupción de la pandemia acompañado de una considerable baja de casos. Todos los participantes han presentado un test con resultado negativo para ingresar o lo han realizado en la entrada del evento.

El panel de apertura estuvo a cargo del Secretario de Minería de la Nación Alberto Hensel quien destacó la importancia del sector para el desarrollo del país y el rol que está teniendo el mineral blanco en la transición energética global. Resaltó la necesidad de diálogo, y en esa línea mencionó al Plan estratégico de Desarrollo Minero en el que se viene trabajando desde la Nación. Entre las medidas para el sector mencionó la reciente reglamentación del decreto 234 entendiendo que si bien las restricciones para el acceso al mercado de cambios tienen un carácter temporal el sector necesitaba medidas inmediatas. “Cuando el decreto hace referencia a grandes inversiones (mayores a 100 millones de dólares) no puede referirse a otra cosa que no sean las inversiones mineras porque no hay muchos sectores que puedan traer ese nivel de inversiones a nuestro país” destacó el funcionario.Y agregó: “Es cierto que quedan cosas por hacer y estamos trabajando en alternativas para otros proyectos que no puedan estar contemplados en la normativa”

Por otra parte, indicó que en virtud del crecimiento de los precios internacionales era un buen momento para pensar en un esquema progresivo de gravámenes, y que se está trabajando en una mesa técnica sobre los derechos de exportación. Por último, el funcionario de origen sanjuanino, agregó: “De ningún modo desde el gobierno nacional estamos pensando en nacionalizar el litio o en empresas nacionales o binacionales, somos respetuosos del marco jurídico y la decisión de las provincias de legislar sobre sus recursos o crear empresas provinciales”. Celebró en ese marco la creación de la mesa del litio entre las tres provincias del NOA.

A continuación, el gobernador Raúl Jalil, hizo hincapié en los acuerdos alcanzados en la mesa del Litio con sus pares de Salta y Jujuy con el acompañamiento permanente de la Nación. “Tenemos tres esquemas en la provincia: tenemos una empresa provincial que se puede asociar con privados de cualquier parte del mundo, tenemos inversión privada de Estados Unidos, Australia, Corea del Sur, y estamos trabajando también con YPF en una asociación para desarrollar recursos catamarqueños”.

El vicegobernador Ruben Dusso continuó la exposición invitando a participar de un nuevo encuentro de la mesa del litio en Catamarca para el próximo 5 de octubre. Sobre la situación del sector en Catamarca resaltó que son cinco los proyectos avanzados además de la operación histórica de Livent en Antofagasta de la Sierra, siendo uno de los más cercanos a la producción Tres Quebradas, en la localidad de Fiambalá. Con Salta están trabajando en los proyectos de la zona conjunta (donde aún persiste un histórico conflicto limítrofe). Un cambio reciente de nuestra normativa ha sido el cambio en las regalías y aportes para obras, elevando la alícuota sobre la facturación.
El gobernador Gerardo Morales adelantó algunas iniciativas de la próxima reunión de la mesa donde participará el presidente de YPF, Sobre la actualidad del litio en la provincia indicó que Sales de Jujuy está trabajando en la ampliación y Exar está con una inversión importante para hacia fin de año sumar 40.000 t LCE a la capacidad de producción jujeña, además están trabajando sobre 34 informes de impacto ambiental. “Apostar al litio es apostar a la movilidad eléctrica”. Celebró las aclaraciones del Secretario nacional en el sentido de que no se avanzará sobre la propiedad provincial de los recursos.

Cerrando la tríada provincial, el gobernador salteño Gustavo Saénz, invitó a todos los actores para afrontar el desafío de construir políticas públicas participativas en pos de un desarrollo sustentable. “El desarrollo debe incluir acuerdos institucionales que integren a las comunidades y el cuidado de la casa común”. En línea con Morales, Saénz enfatizó las palabras del secretario Hensel aclarando las intenciones del gobierno nacional.
Martín Cerdá, el presidente del COFEMIN y secretario de minería por la provincia de Chubut, relató la experiencia de trabajo en el Consejo Federal Minero con las tres provincias, siendo el vicepresidente del Consejo el secretario jujeño. Presentó al consejo como un órgano a presto a colaborar con el sector privado desde las 23 provincias.
La directora de Women in Mining, Silvia Rodríguez, dio cierre al panel. En su presentación expresó el acompañamiento de su asociación tanto al sector privado como el sector público, en el objetivo de la inclusión de la mujer en este sector tan importante para la sociedad.

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Conferencia Mundial del Gas 2022

La World Gas Conference, realizada por la International Gas Union (IGU) desde 1931, es el evento global más grande e importante de la industria del gas donde miles de líderes industriales y políticos, ejecutivos de gas, especialistas y expositores se reúnen cada tres años en el destino anfitrión.

La 28a Conferencia Mundial del Gas (WGC 2022) tendrá lugar en Daegu, la ciudad energética de Corea en mayo de 2022. Organizada por la Korea Gas Union y apoyada por el gobierno coreano, el socio anfitrión KOGAS, la ciudad metropolitana de Daegu y el Comité Organizador Nacional (NOC), esta conferencia y exhibición de cuatro días será una semana inmersiva de contenidos e innovación de la industria del gas con más de 500 oradores en 70 sesiones, más de 350 expositores y más de 12,000 asistentes globales de más de 90 países.

WGC 2022 reunirá una gran cantidad de oportunidades para que los asistentes aprendan, compartan, se conecten y hagan tratos dentro del mercado global del gas mientras dan forma a la agenda energética global y discuten el papel del gas natural en un futuro sostenible.

Para obtener más información, visite el sitio web en www.wgc2022.org, descargue el folleto en www.wgc2022.org/brochure-download or follow us on social media #WGC2022 Contacts: Tel. +44 20 7978 0068 e-mail: info@wgc2022.org
website: https://www.wgc2022.org/

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La Industria impulsó la demanda de electricidad en agosto: 7,8 % interanual

Por la incidencia de la reactivación industrial, la demanda de energía eléctrica registró en agosto último un ascenso de 8,7 % en comparación con el mismo mes del año pasado, y en los ocho primeros meses de 2021 creció en promedio 4,9 por ciento, indicó un informe de la Fundación Fundelec.

Además, es la primera vez, durante el último año, que se dan cinco meses consecutivos de ascenso en el nivel de consumo energético . En agosto, también subieron las demandas a nivel residencial y comercial.

El Informe describe que la comparación en cuanto al tipo de usuario se realizó contra un agosto del 2020 en el que regía el ASPO,  en el contexto de la pandemia del Covid-19 que impactaba contra el nivel de actividad, principalmente en las grandes industrias, con caídas cercanas al 15%.

En cuanto a la gran demanda, al igual que en los últimos meses, se observa que se encuentra en valores superiores a 2019, recuperando el consumo luego del comienzo de la fase de Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO), donde en general algunas actividades alcanzaron una demanda superior a la cuarentena.

 LOS DATOS DE AGOSTO 2021

En agosto de 2021, la demanda neta total del MEM fue de 11.660,1 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2020, había sido de 10.725,4 GWh . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia el ascenso de 8,7 %.  Asimismo, existió un decrecimiento intermensual que llegó al 6 % respecto de julio de 2021, cuando se había registrado una demanda de 12.407,8 GWh.

En agosto 2021 se registró una potencia máxima de 23.851 MW, cerca de los 26.451 MW, record histórico de enero de 2021. La demanda residencial representó el 47 % de la demanda total del país, pero tuvo un crecimiento de 5 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial subió 8 %, siendo el 26 % del consumo total. Y la demanda industrial representó  27 % del consumo total, con una fuerte suba en el mes del orden del 17 % aproximadamente.

DATOS GENERALES AGOSTO 2021

La demanda eléctrica registra en los últimos doce meses (incluido agosto de 2021) 6 meses de baja (septiembre de 2020, -1,7 %; octubre, -3,5 %; noviembre de 2020, -4,2 %; enero de 2021, -0,5 %; febrero, -7 %; y marzo de 2021, -0,9 %) y 6 meses de suba (diciembre de 2020, 1,5 %; abril de 2021, 14,9 %; mayo de 2021, 14,2 %; junio, 12,1 %; julio de 2021, 1,9 %; y agosto de 2021, 8,7 %).

El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 2,6 %. Por otro lado, los registros anteriores muestran que el consumo de septiembre de 2020 llegó a los 10.042,9 GWh; octubre, 10.007,4 GWh; noviembre, 10.090,9 GWh; diciembre de 2020, 11.330,1 GWh; enero de 2021, 11.937,7 GWh; febrero, 10.085,8 GWh; marzo, 11.047,7 GWh; abril, 9.812,4 GWh; mayo, 10.984,5 GWh; junio, 12.050,6 GWh; julio, 12.407,8 GWh; y, por último, agosto de 2021 llegó a los 10.660,1 GWh.

 El mes agosto  fue más frío en comparación con el  agosto de 2020. La temperatura media fue de 13.2 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 14.1 °C, y la histórica es de 12.6 °C.

En cuanto al consumo de electricidad por provincia, en agosto, 24 fueron las provincias y empresas que marcaron ascensos: Chubut (40 %), Corrientes (14 %), Santiago del Estero (11 %), EDEA (9 %), Córdoba, Santa Fe y Tucumán (8 %), Jujuy, Entre Ríos,  EDELAP , La Pampa, San Luis, EDEN , y Río Negro (7 %),  La Rioja, Chaco, Misiones y Salta (6 %), Mendoza y EDES (3 %), Neuquén (2 %) y San Juan (1 %), entre otros.  En tanto, 3 provincias presentaron una caída en la demanda eléctrica: Formosa (-4 %), Catamarca y  Santa Cruz (-1 %).

 En referencia al detalle de la demanda eléctrica por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:  PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 29,9 % .  METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una importante suba: 8,6 %..  NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- subió 8,4 %..  CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza en la demanda fue de 8 %.  LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– ascendió 7,5 %.  BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- subió 7,3 %.  NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- presentó un ascenso: 6,5 %.  COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- ascendió 4,9 % respecto a agosto de 2020.  CUYO -San Juan y Mendoza- aumentó el consumo 2,1 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron 35 % del consumo total país, registraron un ascenso conjunto de 8,6 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo un crecimiento de 8,1 %, mientras que en EDESUR la demanda ascendió 9,2 %.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación hidráulica y térmica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.

La generación hidráulica se ubicó en el orden de los 1.617 GWh en agosto 2021 contra 2.550 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación negativa del -37 %. Gran parte del comportamiento de la generación hidráulica lo explican los bajos aportes de las principales centrales del MEM por la emergencia hídrica.

Si comparamos los aportes de este mes frente a agosto 2020, como también comparados con los valores esperados (históricos), los caudales de los ríos (de las cuencas del Paraná y del Comahue) se encuentran por debajo en todos los casos.

En lo que respecta al consumo de combustibles alternativos, si bien hubo algo más de consumo de gas oil, gran parte está asociado a la operatoria de exportación, y también hubo una baja en el consumo de fuel oil.  

Así, en agosto de 2021, siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 66,71 % de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron al 12,66 % de la demanda, las nucleares proveyeron 8,32 %, y las generadoras de fuentes alternativas 12,18 % del total.  Por otra parte, la importación de electricidad representó el 0,13 % de la demanda.

 DATOS ESPECÍFICOS DE LA PANDEMIA (20-03-20 AL 15-09-21).

 Según informa CAMMESA, la demanda de energía del sector alimentación, y de comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales ), representa una caída general de -8,1 % para las primeras dos semanas de septiembre. Al mismo tiempo, la industria en total, para el mismo período, se anota con una suba de demanda de 8% con respecto a la prepandemia.

 En este mes, se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción, los productos metálicos no automotor, como también las industrias de la madera y papel, textil, los derivados del petróleo y la industria de la alimentación.  Mientras que cayeron las actividades relacionadas con la industria automotriz, química, caucho, plásticos, servicios públicos y transporte.

 Luego de disponerse el ASPO para contrarrestar la pandemia, el 20 de marzo de 2020, la gran demanda presentó una caída promedio del -24% para los meses de abril y mayo. A medida que se fueron flexibilizando actividades y, sobretodo, desde el Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO) en noviembre de 2020, se observó un aumento de la gran demanda, alcanzando en diciembre del año pasado, prácticamente la misma que el año anterior.

 En tanto, en el primer semestre de 2021, se igualaron algunos de los registros del contexto previo a la pandemia y otros aún se mantuvieron a la baja. Sin embargo, tanto en julio como en agosto de 2021, superaron ampliamente la demanda previa a la pandemia.

 

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La emergencia hídrica en la Cuenca del Paraná se prolongaría hasta marzo

. Los pronósticos de baja precipitación en la Cuenca del Paraná para los próximos trimestres proyectan una continuidad de la situación deficitaria de los caudales de los ríos Paraná, Paraguay e Iguazú, y de los muy bajos niveles de los embalses de las centrales hidroeléctricas instaladas en la región.

La situación de “emergencia hídrica” declarada por el gobierno nacional, en principio hasta enero,  se extendería al menos hasta marzo de 2022. Los bajos caudales de los ríos mencionados seguirán limitando las capacidades de generación de energía y de navegabilidad aguas abajo en esta Cuenca.

El informe periódico comunicado por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) detalló que, para el trimestre octubre-noviembre-diciembre 2021,  “en la mayor parte de la cuenca superior no se tiene señal climática clara, por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación superior o inferior a la normal. Para la cuenca inferior, la tendencia marca mayor probabilidad, entre 45 a 70 %, de precipitación inferior a la normal”.

En la cuenca del río Paraná aportante a Yacyretá (del orden del millón de kilómetros cuadrados), se observaron anomalías negativas (-200/-400mm) desde inicio del 2021. Describió la EBY.

Cabe referir que el Servicio Meteorológico Nacional (SMN-AR) previó para el trimestre septiembre-octubre-noviembre de 2021, mayor probabilidad de ocurrencia de precipitación inferior a la normal para la porción argentina de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá.

Asimismo, la previsión elaborada por CPTEC-INMET-FUNCEME (Brasil) marca una tendencia con mayor probabilidad de precipitaciones inferiores a la normal en la cuenca de aporte a Yacyretá en territorio brasilero.

En tanto, de acuerdo con el pronóstico de precipitación elaborado por la Dirección de Meteorología e Hidrología (DMH-DINAC, Paraguay), se prevén valores inferiores a la normal para la porción paraguaya de la cuenca del Paraná de aporte a Yacyretá.

Para el trimestre noviembre-diciembre 2021-enero 2022, se explicó que “no se visualizan grandes cambios respecto al trimestre mencionado anteriormente. En la mayor parte de la cuenca superior no se tiene señal climática clara por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación superior o inferior a la normal. Para la cuenca inferior, la tendencia marca mayor probabilidad, entre 40 a 55 %, de precipitación inferior a la normal”.

En lo que respecta al trimestre enero – febrero – marzo 2022, “en la mayor parte de la cuenca superior la tendencia marca mayor probabilidad, entre 40 a 45 %, de precipitación inferior a la normal, no se descarta que en algunos sectores de la cuenca superior se registren precipitaciones superiores a la normal, y en la cuenca inferior no se tiene señal climática clara, por lo que se prevé igual probabilidad de ocurrencia de precipitación superior o inferior a la normal”, indica la EBY.

ESTADO DE LOS EMBALSES

Queda claro entonces el carácter del déficit hídrico existente en la actualidad y el período de recarga deficitario de los grandes reservorios de regulación situados en la cabecera de la cuenca

Al considerar los embalses de las centrales generadoras alojadas aguas arriba de Yacyretá, el informe señala que “el sistema de embalses en la cuenca del río Paraná, en territorio brasilero, se encuentran con un almacenamiento ponderado próximo al 26 % (muy por debajo de lo normal), para el mismo período del año 2020, el almacenamiento ponderado se encontraba próximo al 43 por ciento”.

A mediados de agosto se registró un incremento de caudales afluentes a Yacyretá, el cual se sostuvo hasta mediados de septiembre. “Dicho incremento de caudales puede correlacionarse por ausencia de precipitaciones significativas, con la utilización de los recursos hídricos disponibles en los embalses de los diferentes ríos de aporte a la Cuenca vinculada con la necesidad de atender la demanda energética”,  se indicó.

El informe consignó al respecto que “a partir de la segunda quincena de septiembre se observa un descenso de los caudales afluentes a Yacyretá.  Para las próximas semanas, se prevé que la tendencia de caudales afluentes a Yacyretá continúe en descenso, sin descartar nuevamente eventos puntuales como los mencionados anteriormente, que signifiquen un incremento leve de los caudales afluentes a Yacyretá”.

SITUACION OPERATIVA DE YACYRETA

Durante la semana pasada el caudal afluente promedio del río Paraná fue de 7.800 m3 /s, con valor máximo de 9.000 m3 /s, y mínimo de 6.400 m3 /s. Para el lunes 27 se estimaron 5.900 m3 /s. La merma de la generación de Yacyretá se calcula en hasta el 50 por ciento.

“Los caudales en Yacyretá para los próximos días estarán acordes a la operación de las centrales hidroeléctricas aguas arriba, y a la evolución real de las precipitaciones pronosticadas sobre su cuenca de aporte. Del análisis efectuado con la información disponible hasta el momento sitúa dichos valores en el rango de los 5.500 a 8.000 m3/s.

Cabe referir el mapa de anomalía de precipitación (mm) para el período comprendido entre septiembre 2020 – agosto 2021. En dicho período, los valores de anomalía en la cuenca de aporte a Yacyretá, estuvieron en el rango entre -400/-800 mm.

En términos de caudales, a la altura del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, en 2020 el caudal afluente medio anual fue igual al registrado en el año 1917, de 9.300 m3/s, siendo este valor el octavo más bajo de la serie 1901-2020.

En lo que respecta al 2021, enero finalizó con un caudal promedio de 10.700 m3 /s, que representa el 70 % del caudal medio mensual para enero considerando la serie 1901-2020.

Febrero comenzó con caudales normales, debido a los incrementos generados por las lluvias de fin de enero, pero su segunda quincena se posicionó con caudales en consonancia con la coyuntura hidrológica general del Paraná.  Febrero promedió los 13.300 m3 /s, es decir,  un 79 % del caudal medio mensual de la serie 1901-2020.

El mes de marzo finalizó con un caudal promedio de 9.400 m3 /s, siendo este caudal el séptimo más bajo, para el mismo mes, de la serie histórica analizada.

En abril el caudal promedio fue de 7.100 m3 /s, siendo el  segundo valor más bajo para este mes, luego del correspondiente al año 2020, para la serie de caudales 1901-2020.

El mes de mayo promedió los 7.000 m3 /s. Este caudal medio mensual resultó el segundo valor más bajo de los últimos 120 años (serie 1901-2020) luego del registrado en mayo de 1914 (6.800 m3/s).

En junio el caudal afluente mensual promedió los 6.200 m3/s, igual al registrado en 1934 y el segundo valor de caudal más bajo de la serie 1901-2020.  Representó apenas un 6 % más de caudal que el mínimo registrado en junio (año 1944), de 5.800 m3/s.

El caudal afluente en julio promedió los 6.200 m3/s,  valor de caudal que fue el séptimo más bajo, para el mismo mes, de la serie temporal considerada.

El mes de agosto finalizó con un caudal promedio de 6.600 m3 /s, valor que no ocurría desde hace 50 años atrás. Representó un 20 % más que el mínimo registrado en agosto del año 1970 (5.500 metros cúbicos por segundo).

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Enel y Schneider Electric más de 200 Soluciones de Descarbonización para Ciudades

Enel y Schneider Electric se suman al Foro Económico Mundial con el lanzamiento de un conjunto de herramientas para la transformación urbana

Schneider Electric, líder mundial en la transformación digital de la gestión y automatización de la energía eléctrica y nombrada la empresa más sostenible del mundo por el Corporate Knights Global 100 Index en febrero de 2021, y Grupo Enel, multinacional energética y líder de mercado global en electricidad y energías renovables, se han sumado al Foro Económico Mundial (FEM), la organización internacional para la cooperación entre empresas públicas y privadas, para anunciar el lanzamiento de la versión beta del Net Zero Carbon Cities Toolbox en la Cumbre sobre el Impacto en el Desarrollo Sostenible (20-23 de septiembre de 2021).

La plataforma digital contiene una serie de soluciones de descarbonización para fomentar la transformación urbana a través de la gestión de la energía, los edificios, la movilidad, el agua y los residuos. Se guía a los usuarios a través de un proceso para identificar y priorizar las soluciones que mejor respondan a sus necesidades específicas. Esta base de datos de soluciones incluye modelos de políticas, negocios y finanzas para la reducción de emisiones que además generan valor local, por ejemplo, con la creación de empleos verdes y la mejora de la calidad del aire.

La versión beta contiene más de 200 soluciones basadas en estudios de casos reales de más de 110 ciudades de todo el mundo. El acceso al conjunto de estas herramientas está abierto a cualquier usuario, y especialmente a autoridades de ciudades, líderes de gobiernos nacionales y empresas. Los usuarios pueden navegar por la base de datos y buscar soluciones en función de determinadas características, así como de los retos más acuciantes a nivel local.

“Como demuestra este conjunto de herramientas y las soluciones que contiene, ya existe la tecnología para descarbonizar nuestras ciudades. Para desplegarla, hay que ir más allá de las infraestructuras públicas y abordar todo tipo de edificios, sobre todo los ya existentes. Los programas de reacondicionamiento tienen un papel muy importante en la transición de las ciudades hacia la neutralidad en las emisiones de carbono”, afirma Jean-Pascal Tricoire, Presidente y CEO de Schneider Electric.

“La electrificación limpia abre el camino a la descarbonización de la economía, fomentando a la vez una transformación urbana sostenible. Con la tecnología y la cantidad de conocimientos de hoy, tenemos las herramientas para conseguirlo y una oportunidad única para cambiar las cosas,” añade Francesco Starace, CEO y Director general del Grupo Enel. “Este conjunto de herramientas son de gran utilidad para el mundo empresarial y para los responsables políticos, ya que ofrecen soluciones energéticas integradas para contribuir a una sociedad más próspera y resiliente. Como líder mundial del sector energético, Enel trabaja continuamente con sus socios globales para fomentar un cambio gradual hacia un futuro más sostenible e inclusivo”.

En el conjunto de herramientas, los usuarios encontrarán soluciones integradas de Enel que tienen como objetivo conseguir ecosistemas urbanos descarbonizados, sostenibles y resilientes en ciudades de todo el mundo. De cara a trabajar por una infraestructura energética inteligente, Enel ha lanzado el Open Meter, la nueva generación de contadores inteligentes que reflejan los últimos avances tecnológicos en el mercado en cuanto a medición avanzada y gestión remota de redes eléctricas se refiere. Solo en Italia, donde esta tecnología llegará a más de 35 millones de clientes de aquí a 2025, este dispositivo de medición inteligente de segunda generación permitirá recoger más de 7.000 millones de datos por año, incluyendo datos de uso en tiempo casi real y parámetros eléctricos que permitirán analizar los macrodatos o «big data» de la red. Se trata de una herramienta digital que ayuda a los clientes a concienciarse y a comprender sus hábitos en cuanto a uso de electricidad, favoreciendo modelos de consumo más eficientes y sostenibles. Además, permite al consumidor adoptar un papel proactivo en el seguimiento y control de dispositivos como placas solares, automatización del hogar o movilidad eléctrica, fomentando la difusión de nuevos servicios avanzados de energía. En línea con la política de economía circular del Grupo Enel, el Open Meter está diseñado y fabricado con plásticos regenerados, emite un 6% menos de CO2 y genera 122 g menos de residuos en comparación con un contador de fabricación convencional.

El conjunto de herramientas también ofrece varias soluciones que Schneider Electric ha implementado con éxito. Las soluciones de Schneider Electric hacen especial hincapié en la eficiencia energética y en cómo puede ayudar a ahorrar tanto energía como materiales, que pueden reutilizarse a su vez en infraestructuras urbanas y proyectos en beneficio de la comunidad. Esto incluye el reacondicionamiento de infraestructuras y las mejoras en edificios municipales con la instalación de sistemas de climatización y sistemas inteligentes de control automatizado. Este fue el caso de la ciudad de Holland (Michigan, Estados Unidos), cuyas autoridades colaboraron con Schneider para integrar unos objetivos energéticos en un plan más amplio de aprovechamiento del ahorro de energía para reacondicionar infraestructuras y alcanzar, a la vez, objetivos de sostenibilidad, ayudando a todos los residentes de la ciudad a reducir el uso de energía entre un 30% y un 50%.

El Toolbox es el tercer elemento fruto del programa «Net Zero Carbon Cities», una iniciativa del FEM cuyo objetivo es alinear y aumentar, de forma gradual, los esfuerzos a nivel empresarial, municipal y estatal para conseguir ecosistemas urbanos sostenibles, resilientes y equitativos. Se trata de un programa copresidido por Jean-Pascal Tricoire, Presidente y CEO de Schneider Electric, y Francesco Starace, CEO y Director general del Grupo Enel.

La semana pasada, se publicó un documento informativo titulado «Urban Transformation: Integrated Energy Solutions» que muestra cómo la movilidad y los edificios pueden ayudar a cimentar la transformación y descarbonización urbanas en cualquier lugar del mundo.

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Wärtsilä reducirá los costos de Boortmalt mediante conversión a gas de una central

El grupo tecnológico Wärtsilä realizará la conversión a gas de una central combinada de generación de energía eléctrica y calor,y respaldará sus operaciones con un contrato de mantenimiento de diez años. La planta,ubicada en Punta Alvear, provincia de Santa Fé,es propiedad de Boortmalt, productor líder mundial de malta de alta calidad para la industria cervecera, destiladora y alimentaria. Este proyecto forma parte de la estrategia de desarrollo sostenible de Boortmalt en términos de consumo de energía, que tiene como objetivo reducir las emisiones de carbono del grupo en un 50% para 2030.

El pedido fue realizado a Wärtsilä en junio de 2021.El proyecto de conversión, junto con el acuerdo de mantenimiento a largo plazo, incrementará el rendimiento de la planta al aumentar su eficiencia y producción de energía, al tiempo que reducirá sus costos operativos. Esto, a su vez, reducirá los costos de producción de malta de Boortmalt. Al mismo tiempo, la conversión disminuirál a huella ambiental de la planta. La central funciona actualmente con un motor de combustible dual Wärtsilä 32DF, que será convertido en un motor de gas Wärtsilä 34SG, y logrará un aumento de potencia del 10%.“Después de una estrecha colaboración con Wärtsilä,y un exitoso acuerdo de mantenimiento de 3 años iniciado en 2018, hemos recopilado datos operativos valiosos para la central. Basándonos en estos datos, hemos evaluado el mejor camino a seguir para mejorar el rendimiento. Estamos seguros de que la conversión a gas, respaldada por el contrato de mantenimiento, representa un sólido caso comercial para nosotros. Estimamos un período de recuperación de la inversión de tres años, seguido de ganancias durante todo el ciclo de vida”, comentó Pablo Grassini, Gerente de Planta, Boortmalt.

“Al ejecutar este proyecto de conversión a gas,estamos preparando el rendimiento operativo de la centra lpara el futuro, ya que facilitará la integración de energía proveniente de fuentes renovables, como la eólica y la solar. Mientras tanto, reducirá la necesidad de energía proveniente dela red, disminuyendo los costos. Hemos mantenido una sólida relación con Boortmalt durante varios años y este proyecto, junto con la estrecha cooperación que precedió a la decisión final, la ha fortalecido aún más ”, dijo Jorge Alcaide, Director Comercialde WärtsiläEnergy para la Región Sur de las Américas.

El proyecto está programado para comenzar en marzo de 2022,y se espera que se complete dos meses después, en mayo. Los acuerdos de mantenimiento de Wärtsilä son una parte clave de las soluciones de ciclo de vida de la empresa. Están diseñados para optimizar el rendimiento de la central eléctrica mediante la utilización de tecnología de avanzada, software y la experiencia en servicios de Wärtsilä, que está respaldada por una visión holística y un conocimiento completo de las instalaciones a nivel de sistema. A medida que las redes de gas se expanden y las regulaciones sobre emisiones se vuelven más estrictas, las conversiones a gas natural se vuelven una alternativa viable para las centrales eléctricas. Los motores Wärtsilä son flexibles y fácilmente adaptables al uso de gas como combustible principal. Las conversiones de gas también permitirán la transición a futuros combustibles sintéticos, como el hidrógeno.

Wärtsilä ha realizado conversiones de gas a nivel mundial en más de 100 motores, totalizando 1,5 GW de capacidad de generación de energía. Las emisiones anuales de óxido de nitrógeno (NOx) eliminadas como resultado de estas

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El gobierno peruano busca renegociar el contrato de Camisea

Iván Merino, el ministro de Energía y Minas, aseguró que “es necesaria una nueva renegociación” del contrato de Camisea, buscando que este dé más regalías para el Estado.

Iván Merino Aguirre

Esta declaración se da un día después de que Guido Bellido, el presidente del Consejo de Ministros, compartiera un tuit conminando a las empresas que forman el consorcio Camisea a que renegocien el aumento de las utilidades que se paga por el proyecto. De no hacerlo, advirtió que el Ejecutivo optará “por la recuperación o nacionalización de nuestro yacimiento”.

El ministro indicó que hay “muchas empresas” que están dispuestas a aceptar el referido pacto social y que Pluspetrol, la empresa que tiene mayor participación en el Consorcio Camisea, ya participó en la reducción del precio del gas licuado de petróleo (GLP).

Merino también resaltó que el Ministerio de Energía y Minas considera que la recaudación tributaria del sector debe “modificarse” para que sea más significativa.

“Nuestra participación como sector en impuestos es bastante limitada con respecto a lo que se genera. Creo que eso tiene que modificarse. […] Pero esto lo haremos de manera consensuada con todos los sectores, con las empresas, con los gobiernos regionales y locales, las organizaciones de base y el gobierno central”, resaltó.

Merino también indicó que el miércoles responderá al oficio entregado por Lady Camones, parlamentaria de Alianza Para el Progreso, en el que le solicitó que “deslinde y aclare con suma urgencia” la postura de Guido Bellido.

La renegociación de los contratos de concesión de la explotación de Camisea, situado en la selva amazónica de la sureña región de Cusco, era una promesa electoral de campaña del partido socialista Perú Libre, al que pertenece Bellido, quien además es cusqueño de nacimiento.

El presidente del Consejo de Ministros realizó este anuncio sin que se manifestase el presidente, Pedro Castillo, quien no se ha pronunciado al respecto.

El consorcio

Dentro del consorcio de Camisea, Pluspetrol es el socio mayoritario con el 27% de participación, seguido de la estadounidense Hunt Oil (25,1 %), la coreana SK Innovatión (17,6 %), la española Repsol (10 %), Tecpetrol (10 %), y la argelina Sonatrach (10 %).

Desde 2019 está bloqueada la compra de la participación de SK Innovation por parte de Pluspetrol al exigir el Estado peruano la firma de una cláusula anticorrupción que obligaba al comprador a desprenderse de sus derechos sobre el yacimiento en caso de que en adelante se hallara algún caso de corrupción en Camisea.

Pluspetrol se encarga desde 2004 de realizar las actividades de exploración y explotación de las reservas de gas natural en los bloques 56 y 88 de Camisea y su posterior procesamiento en la planta de fraccionamiento de Malvinas, ubicada a orillas del río Urubamba, donde se separan los líquidos y el gas seco.

Desde esa planta, el gas es transportado por un gasoducto de más de 500 kilómetros hasta el puerto de Pisco, en el océano Pacífico, donde hay una planta de fraccionamiento para su exportación y para su consumo interno en viviendas.

En condiciones normales Camisea produce entre 43 y 48 millones de metros cúbicos de gas por día, procedentes de los bloques 56 y 88 a cargo de Pluspetrol y del 57 a cargo de Repsol, según el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

De esta forma, Camisea produce 92 % de la producción fiscalizada de gas natural de Perú y su gas permite generar más del 40 % de la energía eléctrica consumida a nivel nacional.

Durante sus primeros 15 años de operaciones, Camisea facturó 30.000 millones de dólares tras una inversión de 5.000 millones de dólares y generó regalías para el Estado peruano por valor de 8.000 millones de dólares, lo que equivale al 0,5 % del producto interior bruto (PIB) del país.

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El IAE cuestiona el proyecto oficial de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas

El Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (que preside el ex secretario de Energía , Jorge Lapeña) anunció que “promueve el rechazo por parte del Parlamento Nacional del actual proyecto de Ley ya que compromete recursos fiscales que el Estado no posee, concede beneficios por largos períodos de tiempo, tiene un diseño institucional que no es transparente, crea inequidades que serán motivo de reclamo y, además, se contrapone con criterios elementales de la transición energética”.

Al respecto, emitió una declaración cuyo texto completo publicamos a continuación:

“Después de más de dos años de haberlo anunciado, el Poder Ejecutivo Nacional envió al Parlamento el proyecto de Ley que modifica marginalmente la actual Ley de Hidrocarburos pero que en rigor se trata de una Ley de promoción industrial”.

El proyecto comprende 8 programas o regímenes de promoción que se presentan como novedosos, pero que en realidad repiten incentivos que fracasaron en los últimos 7 planes de promoción implementados en los últimos ocho años.

En líneas generales el proyecto discrimina positivamente al sector de hidrocarburos y sus derivados en detrimento de otros sectores de la economía.

Establece un régimen fiscal, regulatorio, cambiario y económico ad hoc y deja amplios espacios de discrecionalidad para la autoridad de aplicación.

El proyecto incluye la promoción por 20 años de la producción de petróleo y gas: fija precios de referencia de forma discrecional, garantiza volúmenes de exportación y libre disponibilidad del 50 % de las divisas generadas, y otorga desgravaciones impositivas que se definen en base a parámetros sobre los cuales el Estado ha demostrado escasa capacidad de control y auditoría.

Estos programas de promoción perpetúan en el tiempo el actual mecanismo de formación de precios de la energía que desacopla el precio que paga la demanda del que recibe la oferta y generan una diferencia que se cubre con crecientes subsidios que el Estado Nacional no tiene posibilidad de financiar.

Observamos con preocupación al régimen de promoción al desarrollo de infraestructura. Con el objetivo de reducir el costo de financiamiento, un “Consejo de Inversiones” de amplias facultades definirá y priorizará proyectos a los que asignará beneficios.

Este Consejo de Inversiones no tiene prevista ninguna representación provincial, desconociendo así el dominio original de los recursos naturales en sus territorios establecido en el artículo 124 la Constitución de 1994 y en las leyes
posteriores, como la ley 26.197, que interpretan esta disposición constitucional.

En ausencia de un Plan Energético integral, el mecanismo promocional previsto por el proyecto carece de la transparencia necesaria y no asegura la asignación eficiente de recursos.

Asimismo, no está limitada la aplicación de avales por parte del estado nacional ni al financiamiento con fondos públicos o provenientes del Fondos de Garantía de la ANSES de proyectos sin estudios de factibilidad completos, como por ejemplo los nuevos gasoductos a Vaca Muerta incluidos en el presupuesto nacional 2022.

Los beneficios fiscales que el proyecto otorga no se encuentran debidamente dimensionados ni acotados. El reintegro del IVA, la desgravación del impuesto a las ganancias, el computo de quebrantos como pago a cuenta del impuesto a los combustibles, y la amortización acelerada generarán “gastos tributarios” indefinidos que deberían ser dimensionados por la Oficina de Presupuesto del Congreso Nacional, en forma previa a su tratamiento parlamentario.

En particular, se modifica el esquema del impuesto al dióxido de carbono que deja de ser un monto fijo y lo convierte en un impuesto ad-valorem. Se trata de una modificación que va a contramano de los incentivos destinados a internalizar los efectos negativos asociados a las emisiones por combustión de los derivados del petróleo.

Esta modificación representa un retroceso que evidencia un fin recaudatorio que poco tiene que ver con los objetivos de descarbonización y reducción de emisiones.

El régimen de cancelación para grandes inversores hidrocarburíferos (REICH), encubriría en realidad un salvataje impositivo a la empresa YPF que, en principio, sería la única que cumple las condiciones del proyecto. Por este régimen se podrá aplicar parte de sus pérdidas recientes al pago al impuesto a los combustibles, una situación que por un lado aplicaría fondos públicos a beneficiar de forma injustificada a los accionistas privados de YPF ( 49 % de participación) y por otro representaría una ventaja respecto a las restantes empresas del sector que de esta forma ya no compiten en igualdad de condiciones.

Entendemos equivocada la aproximación que el proyecto realiza a la transición energética que, si bien se menciona en el mensaje de envío al Parlamento, luego se ignora en el articulado del proyecto.

Los compromisos que asume el Estado Argentino en esta ley no solo se contraponen con los asumidos con la comunidad internacional en relación con la transición energética, sino que limitaría seriamente su capacidad de negociación futura en el marco de los acuerdos globales sobre el cambio climático.

En este sentido, el “programa de sustentabilidad energética” incluido en el proyecto y su Fondo asociado, financiado por las retenciones derivadas de las exportaciones promovidas, priorizará llamativamente los proyectos de Integración Energética S.A (ex ENARSA) y de cualquier otra empresa del sector hidrocarburos de mayoría estatal”, léase YPF.

Aspectos como la estabilidad fiscal por 20 años y el desarrollo de infraestructura dedicada a hidrocarburos podrían limitar la aplicación de incentivos a la sustitución de energías fósiles vía impuestos al carbono y el desarrollo de una matriz energética compatible con la neutralidad de emisiones.

Consideramos así que este proyecto compromete recursos fiscales que el Estado no posee, concede beneficios por largos períodos de tiempo, crea inequidades que serán motivo de reclamo, tiene un diseño institucional que no es transparente y, además, se contrapone con criterios elementales de transición energética.

Cualquier intento de aprobar en forma express un proyecto de esta envergadura incurre en un acto de irresponsabilidad económica, energética, ambiental e institucional. El gobierno evita comenzar por el principio: la presentación de un plan energético integral donde se puedan apreciar y analizar sus prioridades.

24 de septiembre de 2021

Comisión Directiva del IAE “General Mosconi

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La industria eólica en el foro Webimar

La Cámara Eólica Argentina (CEA) llevó adelante su segundo webinar. El evento, que reunió a destacados expertos del sector, estuvo orientado hacia el aporte de la industria eólica frente al cambio climático y su financiación. Además, contó con la participación del Secretario de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Rodrigo Rodríguez Tornquist.

El Vicepresidente de la CEA, Gustavo Castagnino, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno, estuvieron a cargo de la apertura del evento, destacaron que el eje principal es la presentación del documento que elaboró la CEA, el cual se enfoca en dos pilares fundamentales: La participación clave del sector eólico en la estrategia de cambio climático de Argentina y el financiamiento y generación de divisas en la economía de nuestro país.

Cambio climático: Hacia la COP26

El secretario de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Rodrigo Rodríguez Tornquist dio inicio al primer eje a tratar y compartió su perspectiva con respecto a la transición energética frente al cambio climático. Comentó que la agenda de cambio climático ha incrementado su relevancia y ya no es una agenda del futuro sino una agenda del presente.

Destacó que desde el gobierno se está trabajando sobre lineamientos para asegurar que la transición respete los compromisos climáticos, tanto de mitigación como de adaptación. Sostuvo que hay una enorme oportunidad para las energías renovables, particularmente para la eólica, y que ese potencial debe ser desarrollado en estrecho acuerdo con las jurisdicciones provinciales, para poder planificar el territorio y que esta política sea de transición justa. En esta línea remarcó que la industria eólica será fundamental para la recuperación económica post pandemia y tendrá una franca expansión en los próximos años.

Continuando con este punto, Guido Gubinelli, uno de los moderadores del encuentro, junto a Inés Camilloni, Dra. en Ciencias de la Atmósfera e investigadora del CONICET; Elbia Gannoum, Presidente de AbeEólica; y Ramón Fiestas, Presidente GWEC Latin American expusieron sobre los compromisos ambientales que están desarrollando Argentina y Brasil, y cómo podría afectar el cambio climático de manera tangible al mundo y como la energía eólica contribuye a la mitigación del cambio.

Inés Camilloni explicó que un mundo con 3°C más es más peligroso y menos predecible, habrá aumentos de temperaturas en regiones como el ártico, modificaciones en las precipitaciones, alteraciones en la disponibilidad de agua y un cambio en la biodiversidad, la vida humana y las actividades productivas.

“Es necesario pensar de un modo integral, entendiendo que estos modos de producir energías renovables requieren aceptación social, es imprescindible incluir a los diferentes actores del mundo como para que las transformaciones que son necesarias e imprescindibles sean aceptadas por todos y que sean equitativas” expresó Camilloni.

Para Ramón Fiestas, la energía eólica es insustituible en la lucha contra el cambio climático y la herramienta más poderosa para conseguir la descarbonización del sector. “A finales del año 2020 había 743 GW de potencia eólica instalada, esto viene a ser en términos de producción un 7% en la función eléctrica mundial. Este 7% ha evitado emisiones por encima de 1,1 GT, que viene a ser cerca del 10% de las emisiones de todo el sector eléctrico del mundo. Es equivalente a la totalidad de las emisiones de gases de efectos invernaderos de todos los sectores económicos y actividades de America del Sur.” expresa Fiestas, quien además agrega que el sector es prometedor y que la COP 26 es una oportunidad para revitalizar el proceso inversor que quedó interrumpido en los últimos 2 años en Argentina.

Desde Brasil, Elbia Gannoum afirma que el país se ha comprometido a reducir las emisiones en un 37% para 2025, y en un 43% para 2030, llegando a la neutralidad para 2060 y comenta: “No existe una posición clara de cómo se van a llegar a esos objetivos. Se proyecta que en 10 años la energía eólica sea la segunda fuente de energía en Brasil, actualmente el 11% de la matriz es energía eólica. El país cuenta con tecnología, recursos e inversores interesados, pero se necesita una gobernanza regional y global para alcanzar los retos que son muy desafiantes”

Divisas y Financiamiento

El aporte del sector a la economía, el financiamiento y los nuevos instrumentos verdes fueron los temas del segundo panel, del cual participaron Andrés Gismondi, Country Manager y Sales director South Cone (excepto Brasil) en Vestas; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; y Paulo Farina, Investigador asociado en Desarrollo Económico de CIPPEC;

Bernardo Andrews remarcó que “hay muchos parámetros o formas de medir el impacto de la energía eólica en la matriz energética, se puede decir que el ahorro genuino de divisas como reemplazo de combustibles fósiles está ocurriendo. Según el estudio realizado por la Cámara, durante 2021 la energía eólica le genera ahorros al sistema y al país, a la cuenta corriente. La estimación de los estudios habla de u$s800 millones en este año. Es un cálculo conservador, asumiendo solamente el ahorro del gas importado. Si se ven los efectos de segundo orden, hay un poco más”.

Andrés Gismondi habló del aporte de la industria eólica a la economía nacional y de cómo la sociedad debe unirse para apostar y aspirar hacia la transición energética, expresó que no hay solución sencilla para el problema del financiamiento y los proyectos que se paralizaron en los últimos años. Una mirada a largo plazo es clave. Por su parte, Pablo Farina comentó las alternativas planteadas tanto por la industria de energías renovables como de los gobiernos para abordar las problemáticas actuales. Además, aportó datos sobre los casos exitosos de canje de deuda por acciones medioambientales, y como podría explorarse ese camino para Argentina, con el enorme potencial renovable con el que cuenta.

Cadena de valor

El tercer panel de este encuentro trató sobre la transferencia de conocimiento y el desarrollo local. Junto a Laura Mafud como moderadora, estuvieron Diego Coatz, Director Ejecutivo y Economista jefe de la UIA; Gastón Guarino, Director de GRI Calviño Towers Argentina S.A y Claudio Domínguez, Administrador de Gestión y Servicios Eólicos.

Gastón Guarino comentó acerca de los desafíos actuales de la cadena de valor de la industria eólica, que consisten principalmente en poder utilizar las capacidades instaladas para mantener activos los centros productivos y sobre cómo la exportación fue crucial en el último tiempo. Por su parte Diego Coatz remarcó la importancia de la industria energética a nivel mundial, cómo se converge con las tecnologías de la industria 4.0 y en particular el rol estratégico que tendrá Argentina en el sector eólico. Por último, Claudio Domínguez mencionó el potencial que tiene la industria eólica en Argentina y la capacitación del capital humano como clave para el crecimiento. La formación de técnicos argentinos que reemplacen a técnicos del exterior es hoy una realidad que viene creciendo, y en la cual nuestro país tiene un potencial importante para introducirse en el mercado regional con fuerza.

Huella de carbono y transición energética

La mirada de las grandes empresas es fundamental por ello Santiago Spaltro como moderador del panel, junto a José Fonrouge, Director Global de Medio Ambiente en Ternium; Brenda Bianquet, Gerenta de asuntos corporativos en L´Oreal; José Luis de la Cruz Meixueiro, Gerente Global de Energías Renovables en Grupo Bimbo; y Sergio Drucarff, Investigador asociado en Desarrollo Económico en CIPPEC, dieron su visión sobre cómo las empresas deben adaptarse a la transición energética

Desde L ́Oreal, Brenda Bianquet, destacó que la sostenibilidad es el requisito fundamental. Por su parte José Luis de la Cruz Meixueiro, explicó que desde su empresa una estrategia es hacer contratos de compra de energía renovable a largo plazo. Destacó que están seguros que las energías renovables son 100% viables, son rentables para las empresas y contribuyen al medio ambiente y las personas. “No tengamos miedo de probar nuevas tecnologías, son el futuro, la sustentabilidad es un hecho.” expresó José Luis.
José Fonrouge, de Ternium, expresó “La energía más limpia, es la energía que no se necesita. Ese es el pilar base para la hoja de ruta.” Finalizando este panel, Sergio Drucaroff, comentó que el impulso privado en esta agenda es cada vez mayor, y muchas veces este impulso es generado por los consumidores que demandan esta lógica de sustentabilidad. “Las compañías están encontrando proyectos con rentabilidad e impacto en la competitividad sobre la base de una nueva agenda sustentable” expresó Drucaroff.

El cierre del evento estuvo a cargo de René Vaca Guzmán, presidente de la CEA, el cual realizó una reflexión acerca de la situación actual del sector eólico en Argentina. Destacó que hay dos problemáticas a tratar para poder seguir creciendo: la primera se debe a los 1500 megas adjudicados en RenovAr que están reteniendo capacidad de despacho; y la segunda, el financiamiento de Argentina, ya que hoy los organismos multilaterales de crédito no nos financian. Agregó que, tanto desde el sector privado como público, se debe trabajar para encontrar una salida a estos dos grandes temas que son los que están trabajando el crecimiento de la energía eólica en este momento en nuestro país.

Link al video completo: https://www.youtube.com/watch?v=C-7-Rc3o-ts

Acerca de CEA: La Cámara Eólica Argentina (CEA) es una asociación civil que nace con el fin de favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. A través de una comunicación efectiva y su participación en los procesos de toma de decisiones políticas, la CEA busca facilitar políticas e iniciativas
nacionales e internacionales que fortalezcan el desarrollo de los mercados, la infraestructura y la tecnología argentina y mundial de la energía eólica. https://camaraeolicaargentina.com.ar/

Contacto: Leslie Lawler – Tel: 11 4719 3151 – Cel: 02324-14459107 – Reconquista Nº522 – Piso 2 – CABA

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Eligen consejo directivo de ADELAT

El 22 de septiembre se llevó a cabo la primera Asamblea General de Adelat (Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericana) que tuvo como objetivo principal desarrollar la votación de responsables para los principales cargos de la Asociación. En esta oportunidad, el presidente de Adeera, Horacio Nadra, fue seleccionado para ejercer el puesto de secretario.

Horacio Nadra

El resto del consejo directivo quedó conformado de la siguiente manera: Ramón Castañeda Ponce de Enel Chile como presidente, Joao Brito Martins de EDP São Paulo como vicepresidente, Walter Sciutto Brattoli de Electrodunas como tesorero y Fabiano Carvalho de Neoenergía como vocal.

Por último, se eligieron a Tatiana Lozada y a Soraya Ahomed de Enel Perú como directora ejecutiva y administradora residente, respectivamente.

Los votos fueron realizados por las máximas autoridades de las empresas fundadoras: Adeera, Cosern (Neoenergía), EDP Espirito Santo, EDP São Paulo, Enel Ceará, Enel Goiás, Enel Río de Janeiro, Enel São Paulo, Light, Chilquinta, Enel Chile, Enel Codensa, Electrodunas, Enel Perú e Hidrandina.

La principal razón para crear la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas es fomentar la colaboración entre especialistas de diferentes países, a fin de promover herramientas que permitan resolver de la mejor manera las exigencias del mercado.

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Bruselas debate por la escalada del precio de la luz en toda Europa

La Comisión Europa ya está trabajando en un paquete de propuestas con opciones flexibles para que los Estados miembro puedan dar una respuesta común a la preocupante escalada del precio de la electricidad en todo el continente.

Así lo anticipó la vicepresidenta tercera del gobierno español y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera, en declaraciones a la prensa desde Eslovenia, donde se reúne el Consejo Informal de Ministros de Transporte y Energía de la Unión Europea.

La ministra ha trasladado la disposición de la mayor parte de los ministros de Energía de los países europeos de respaldar la propuesta del Gobierno de España de dar una respuesta común al problema que ha desencadenado el precio de la luz.

El gobierno de España había anunciado, el pasado 13 de septiembre, un paquete de medidas para poner freno a la escalada alcista de precios de la electricidad que sufre el país desde hace varios meses. La objetivo es que la factura de la luz al final de año se mantenga en los niveles de 2018.

En total, se calcula que este paquete producirá una rebaja del 22 % de la factura de un consumidor medio, que aumentará hasta el 30 % al sumarse las rebajas impositivas que comenzaron a implementarse en julio.

La primera iniciativa destacada por la ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico, Teresa Ribera, fue la baja de la remuneración del CO2 a las empresas que generan electricidad sin generar CO2 pero que hasta ahora se veían beneficiadas por su coste.

Según ha explicado la ministra, supondrá un recorte de alrededor de 2.600 millones de euros a las empresas energéticas de esos ‘beneficios caídos del cielo’, es decir, los beneficios que obtienen tecnologías ajenas al gas, pero que se lucran de su escalada de precios debido al modelo de formación de precios utilizado en España.

Hoy se debatió con todos los ministros en Bruselas en busca de una solución.Los valores tan altos que se vienen registrando en el precio de la electricidad en los últimos meses se deben a la cotización internacional del gas –usado en las centrales térmicas–, que, tras registrar un fuerte desajuste entre la oferta y la demanda, se ha disparado en plena recuperación económica, así como al impacto del costo de emitir CO2.

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Biogás: analizan la aplicación del digestato en Argentina

El proyecto Digital Global Biogas Cooperation (DiBiCoo) presentó los primeros resultados de la encuesta de mapeo de soluciones de biogás en el país.  Mientras, Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) presentó las ventajas del programa y anima a los proyectos de biogás en Argentina a sumarse.  

 En una conferencia virtual se comunicaron las oportunidades existentes en Argentina en aprovechamiento y valorización del digestato. Se trata de un producto esencial en el proceso de la digestión anaeróbica, con una aplicación como fertilizante y otros coproductos de alto valor siendo, además, un gran reductor de emisiones con beneficios ambientales y económicos. 
A tal efecto se analizó en una jornada que comenzó con la comparecencia de Jorg Weberndorfer Ministro Consejero, Económico y Comercial de la Delegación de la Unión Europea en Argentina, quien presentó los retos del Pacto Verde Europeo y remarcó el papel clave que tendrán “los gases renovables como el biogás y el bioetanol, en la transición de Europa a un sistema energético limpio con una economía circular y realmente eficiente en el uso de los recursos”. 

Patricia Bres, investigadora del Instituto de Microbiología y Zoología Agrícola del INTA, explicó a las más de 90 empresas y expertos asistentes al evento, el marco regulatorio de la aplicación del digerido. Asimismo, presentó los primeros resultados de la encuesta realizada en Argentina para mapear las plantas de biogás y que muestran la “existencia de un abanico de oportunidades para el aprovechamiento del digerido como pueden ser productos que faciliten su gestión, manejo y transporte; la eliminación de características no deseadas para cumplir parámetros de calidad; y para asegurar la calidad controlada y homogénea de los productos a largo plazo”.  
 
El experto y consultor de DiBiCoo, Jorge Hilbert, presentó cómo el programa implementado en países como Argentina, Etiopía, Ghana, Indonesia y Sudáfrica, busca hacer relación entre demanda de tecnología y oferta, y para ello, integra en el consorcio a diferentes agentes europeos. Además, aprovechó para anunciar el lanzamiento de una herramienta digital, la “Biogas Matchmaking Platform” para detectar oportunidades de negocio e información relevante del sector.  
Por su parte Simón González, Liaison Officer de LCBA en Argentina animó a las empresas argentinas con necesidades de transferencia de conocimiento o tecnológicas en el sector a sumarse al programa y beneficiarse de las herramientas de apoyo que brinda. “Se trata de una plataforma de aceleración de negocios que ofrece servicios de acompañamiento, coaching financiero y búsqueda de socio tecnológico europeo para empresas argentinas. Una vez las empresas realizan un acuerdo comercial, pueden recibir un parque de asistencia técnica (legal, medioambiental y financiera) gratuita”.  
 

Casos de Exito y Tecnología

La Jefa Ambiental de la empresa argentina Bioeléctrica, Mercedes Vázquez, mostró el caso de éxito de Bio4 que es una agrupación empresarial agropecuaria innovadora de Río Cuarto y la región, que tiene como “visión agregar valor en origen, construir capital social, cuidar el ambiente y promover el desarrollo bioeconómico”. Además, tanto el Experto Senior en procesos de biogás de International Biogas and Bioenergy Competence Center (IBBK), Michael Kottner, como el consultor de la Asociación Alemana de Biogás Frank Hofmann, presentaron el portafolio de tecnología europea para la mejora, aplicación y transformación del digestato.  
El resumen de la jornada, así como los materiales de presentación están disponibles para su descarga en la web del programa LCBA.  
 
Digital Global Biogas Cooperation (DiBiCoo) 

DiBiCoo es un proyecto de cooperación entre países exportadores e importadores de tecnología de biogás, con el objetivo general de mejorar el desarrollo e inclusión de tecnología de biogás/biometano en países en desarrollo y emergentes potenciando a la industria europea en esta área. 
https://dibicoo.org/  
Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA)  
LCBA es una plataforma financiada y apoyada por la Unión Europea, para favorecer la transferencia tecnológica y de conocimiento. LCBA apoya el desarrollo de relaciones de valor agregado entre proveedores de tecnología de la UE y empresas que buscan soluciones de economía circular o descarbonización en Argentina, Brasil, Chile y Colombia. El proyecto LCBA Latam está implementado por el consorcio formado por la empresa española IDOM (www.idom.es) y la Agencia Alemana de Cooperación GIZ (www.giz.es) 
https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/  
 
 

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Martínez expuso el proyecto de PIH ante comisiones del Senado

El secretario de Energía, Darío Martínez, describió ante un plenario (virtual) de las comisiones de Energía, Minería y Combustibles, y de Presupuesto y Hacienda del Senado principales aspectos del proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (PIH), que fue presentado el 15 de este mes por el gobierno nacional en Casa Rosada.

La reunión de casi tres horas fue coordinada por el presidente de la Comisión de Energía, senador por San Juan Ruben Uñac, y en su transcurso el Secretario respondió a una serie de consultas realizadas por legisladores del oficialismo y de la oposición.

Entre las cuestiones planteadas se destacaron las referidas al grado de participación de los Estados provinciales productores en la evaluación de los proyectos, la preservación de sus derechos en materia fiscal,  también la preservación ambiental en el proceso de explotación de los recursos, las características de los incentivos a la producción contemplados en el proyecto, su relacionamiento con la transición hacia las energía renovables,  el destino de la mayor producción que se pretende lograr,  y el desarrollo económico y social de las regiones productoras.

El Secretario sostuvo que “el mandato del Presidente y de la Vicepresidenta es generar una herramienta legislativa que nos permita primero asegurar el autoabastecimiento de hidrocarburos, para luego ir por un aumento de producción que genere saldos exportables que posibilite un sostenido ingreso de divisas, fortaleciendo la posición del Banco Central de la República Argentina”.

Darío Martínez destacó que lo que procura la normativa es promover el desarrollo regional, incrementar el valor agregado nacional en la industria hidrocarburífera, en particular que las pymes se desarrollen y se vayan incorporando a la cadena de valor del sector.

Sobre la participación de las provincias, aclaró que “son las dueñas de los recursos, se fomenta el aumento de la producción y ello se reflejará en el aumento de ingresos por regalías. Esto no es una nueva Ley de Hidrocarburos”, puntualizó varias veces, “sino un régimen de promoción de inversiones que no modifica las potestades que ya tienen las provincias, no estamos discutiendo ni la propiedad ni el poder concedente y tampoco tocamos ninguna potestad tributaria de las provincias, absolutamente ninguna”, enfatizó.

El único aspecto que contempla una modificación de la Ley de Hidrocarburos 17.319 es para que las provincias puedan realizar concesiones de Almacenamiento Subterráneo de gas.

Con relación a los denominados “Proyectos Especiales” de inversiones en áreas marginales, en cuencas con declinación productiva, en industrialización en origen, producción , sostuvo que “en cuencas (Convencionales) con rendimiento distinto al de las No Convencionales, tenemos que tener incentivos distintos y lo importante es desarrollar todas las cuencas y cuidar los puestos de trabajos en cada una de ellas”. Esto incluye a proyectos de inversión en cuencas Costa Afuera.

En cuanto a la cuestión ambiental, Martínez dijo que “este proyecto no exime de ninguna responsabilidad ambiental, no va en contra de ninguna normativa ambiental y tal es así que contempla un capítulo sobre la sustentabilidad energética”.

Durante la exposición acompañaron al Secretario la Subsecretaria de Hidrocarburos,  Maggie Videla, María Luján Crespo, asesora legal y técnica de la Secretaría; y Ariel Kogan, asesor del presidente Alberto Fernández en cuestiones energéticas y coordinador de la redacción del proyecto de ley.

El Secretario destacó que “el proyecto cuenta con una perspectiva federal, ya que su elaboración contó con la participación de todos los actores que forman parte de la cadena de producción de los hidrocarburos”, y aludió a reuniones de consulta e intercambio que mantuvo con varios gobernadores, gremios del sector, y empresarios pymes proveedores.

La semana pasada el proyecto tuvo buena recepción por parte de los representantes de las principales empresas productoras del sector.

No obstante, también trascendió en ámbitos políticos que el proyecto será muy discutido en el propio oficialismo a la hora de su tratamiento pormenorizado. Se trata de una Ley que plantea reglas con vigencia de 20 años, en materia de estabilidad tributaria, libre disponibilidad de divisas para una parte de las exportaciones,  tratamientos diferenciales en lo arancelario y cambiario.

Martínez remarcó que con esta ley se pretende “otorgar un marco de previsión para el sector que permita incrementar la producción de petróleo y gas natural, junto con un creciente proceso de industrialización local, generar empleos y exportaciones en escala”.

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MEGSA-CAMMESA: Ofertaron 33,4 Mm3/día para primera quincena de octubre

El Mercado Electrónico del Gas realizó un nuevo concurso de precios, solicitado por CAMMESA, destinado a recibir ofertas por parte de los Productores que, habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG), contaran con volúmenes adicionales para aprovisionar a usinas generadoras entre el 1 de octubre y el 17 del mismo mes.

Se registraron 18 ofertas por un total de 33.400.000 metros cúbicos /día a un Precio Promedio Ponderado de 2,8786 dólares por Millón de BTU.

De acuerdo con las condiciones establecidas cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas.

El precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el Plan Gas para cada cuenca para el período de verano.

Trece ofertas correspondieron a la Cuenca Neuquina, por un total de 22.900.000 m3/día, con precios que oscilaron entre 2,6978 y 3 dólares el MBTU.

Otras tres ofertas son de Tierra del Fuego, por un total de 6.500.000 m3/día, con precios de entre 2,7798 y 2,8126 dólares el MBTU.

De las dos ofertas restantes una correspondió a Chubut, por 2.000.000 de m3/día a  US$ 2,8864 el MBTU, y una a Santa Cruz, también por 2.000.000 de m3/día, a US$ 2,8370 el MBTU.

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Economía denunció el Convenio para el traspaso de jurisdicción de Edenor y Edesur

El Ministerio de Economía de la Nación  declaró “”lesivo al interés general” el Convenio denominado “Acuerdo de Regularización de Obligaciones para la Transferencia de las Concesionarias -de distribución de electricidad Edenor y Edesur- a las Jurisdicciones Locales”, suscripto el 10 de mayo de 2019.

A través de la Resolución 590/2021, la cartera a cargo de Martín Guzmán instruyó a la Dirección de Asuntos Contenciosos de Energía, dependiente de  Asuntos Jurídicos del  Ministerio, a que inicie acción judicial de lesividad contra las dos Distribuidoras, a cargo del servicio en el Area Metropolitana de Buenos El Aires (AMBA).

Ello, se indicó, “a fin de obtener la declaración judicial de nulidad del Convenio (CONVE-2019-44035076-APN-DGDOMEN#MHA), que tenía por objeto avanzar en el proceso de traspaso de jurisdicción a partir del 1º de marzo de 2019 y la creación de un ente de carácter bipartito de control y regulación del servicio público de energía eléctrica.

El Estado Nacional, las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, mediante el Consenso Fiscal de septiembre de 2018 (Ley 27.469), realizaron una declaración de intención sobre el traspaso a la Provincia de Buenos Aires y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires de la jurisdicción del servicio público de distribución de energía eléctrica en el área metropolitana, a cargo de EDENOR SA y EDESUR SA.

En febrero de 2019 las tres partes firmaron el “Acuerdo de Transferencia de Jurisdicción del Servicio”, que determinó el inicio del proceso de traspaso de jurisdicción y la creación del nuevo ente de control.

En mayo de 2019 las partes se comprometían a asumir, de forma conjunta, la jurisdicción sobre el servicio público y consecuentemente la regulación y control y el carácter de poder concedente.

Dentro del proceso, la entonces Secretaría de Gobierno de Energía y la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico suscribieron con las distribuidoras el “Acuerdo de Regularización de Obligaciones para la Transferencia de las Concesionarias a las Jurisdicciones Locales”.

El precitado Acuerdo de Regularización tuvo por objeto “poner fin a una serie de disputas y obligaciones recíprocas generadas durante el período de tiempo comprendido entre la suscripción de las Actas Acuerdo de renegociación contractual en el año 2006 y la Revisión Tarifaria Integral en el año 2017”.

Que el objetivo consistió en “la regularización de los reclamos recíprocos del Período de Transición resultantes del contrato de concesión y/o de las Actas Acuerdo y/o de actos emitidos durante ese periodo…”.

La resolución de estas disputas era condición necesaria para que se realizase la transferencia de jurisdicción, según lo establecido en el “Acuerdo de Transferencia de Jurisdicción”.

La R590/2021 detalla que posteriormente (diciembre de 2019), se sancionó la Ley 27.541 de “Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública”, que suspendió dicho proceso, estableciendo que “durante la vigencia de la emergencia el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía de las concesionarias EDENOR y EDESUR”.

La misma Ley declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y delegó facultades en el Poder Ejecutivo Nacional para aplicar las políticas al respecto hasta el 31 de diciembre de 2020, conforme a los términos del Artículo 76 de la Constitución Nacional.

De esta forma se dispuso la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) mediante el Decreto 277/2020 y, por el Decreto 963/2020, se designó una nueva Interventora a cargo del organismo citado.

El decreto 277/2020 estableció que la Intervención debería realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalúe los aspectos regulados por la Ley 27.541 en materia energética, y en caso de detectarse alguna anomalía, el Interventor debía informar al Poder Ejecutivo Nacional, los resultados, aportándole la información de base y/o documentos respectivos, proponiendo acciones y medidas que corresponda adoptar.

Los informes técnicos producidos, en particular el Informe jurídico y económico sobre el “Acuerdo de regularización de obligaciones para la transferencia de las concesionarias a las jurisdicciones locales”,  evidencian que dicho Acuerdo “contiene distintos vicios que acarrean su nulidad absoluta”, señala la Resolución 590/2021

Se explica que “con el objeto de la regularización fue necesario calcular los activos y pasivos regulatorios de las Concesionarias, como así también las obligaciones asumidas por el Estado Nacional durante el Período de Transición”.

Y  se describe que “el activo regulatorio surge como diferencia entre el Valor Agregado de Distribución (VAD) que les hubiera correspondido a las Concesionarias de haberse practicado actualizaciones del mencionado VAD, y el que efectivamente recibieron, ya sea mediante las tarifas efectivamente aplicadas y/o cualquier otro ingreso no tarifario”.

“Según surge de los Informes de Auditoría, el ENRE calculó dos alternativas de activo regulatorio utilizando metodologías diferentes, instruidas por la ex Secretaría de Gobierno de Energía, ninguna de ellas fue realizada conforme con lo establecido en las Actas Acuerdo de renegociación contractual, ni resultaron adecuadas a tal fin ya que arrojaron guarismos que exceden lo que hubiera correspondido”, puntualiza la R-590.

“Surge de los informes que los pasivos regulatorios fueron subestimados, destacándose que las sanciones aplicables a las Concesionarias fueron recalculadas especialmente en el marco del Acuerdo de Regularización, utilizándose premisas específicas de valorización y actualización dictadas por la ex Secretaría de Gobierno de Energía, resultando en valores sustancialmente menores a los determinados por el ENRE en base a las premisas de cálculo oficiales establecidas para aquéllos”.

“Las irregularidades indicadas en los cálculos realizados para obtener los activos y pasivos objeto del Acuerdo de Regularización  constituyen un vicio grave en la causa, que redunda en la nulidad absoluta e insanable del mismo en los términos de  la Ley 19.549 (de Procedimientos Administrativos)”, señala la Resolución de Economía.

Y agrega que “el Acuerdo de Regularización se asienta en antecedentes de hecho, cuanto menos claramente erróneos, ya que parte de un incorrecto cálculo de los montos reconocidos por el Estado Nacional a favor de las Concesionarias”.

“Del Informe del ENRE surge que utilizando cualquiera de dos alternativas posible para el cálculo, se arriba a resultados que difieren en mucho respecto del activo regulatorio calculado en los Acuerdos, con un claro perjuicio para el Estado y los usuarios”.

En los considerandos de la R-590 se indica que “se extrae del referido Informe que estimando los coeficientes del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) definidos en las Actas Acuerdo de Renegociación Contractual y aplicando los coeficientes de ajuste por inflación de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) se arribaría a la conclusión de que no habría saldos que reconocer a Edesur”. Y que “utilizando la misma metodología de cálculo, el Activo Regulatorio de Edenor pasaría a ser un saldo negativo para la empresa”.

“El vicio en la causa también se patentiza por la inexistencia de las condiciones que, según la normativa, deben verificarse para autorizar el cambio de destino de los montos de las sanciones, a la ejecución de inversiones adicionales”, se indicó.

Así las cosas, la R-590 determina la suspensión, en base a la Ley de Procedimientos Administrativos, de los la ejecución de las obligaciones originadas en el Convenio ahora denunciado, suscripto en mayo de 2019. También, su comunicación a la Oficina Anticorrupción de la Presidencia de la Nación, a la Procuraduría de Investigaciones Administrativas y al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

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US$ 577 millones invertirá Shell en energías renovables en Brasil

La petrolera anglo-holandesa Shell acaba de anunciar que en los próximos cinco años invertirá hasta US$ 577 millones en proyectos de energía renovable o de bajo carbono en Brasil.

Las inversiones hasta 2025, principalmente en plantas solares y eólicas y en una generadora alimentada con gas natural, fueron anunciadas en una rueda de prensa en que la multinacional lanzó en Brasil la marca Shell Energy, responsable por la producción y comercialización de energías renovables y que tiene foco en la transición energética y la descarbonización.

«Esta marca da soporte a la meta de Shell de neutralizar sus emisiones líquidas de carbono hasta 2050», afirmó el director de Renovables y Soluciones de Energía de Shell Brasil, Guilherme Perdigao, en la rueda de prensa. «Hay un aumento del consumo de energía eléctrica en Brasil y la perspectiva es que avance 5 % al año.

Shell es la mayor productora privada de petróleo en Brasil, tan sólo superada por la estatal Petrobras, así como socia de la brasileña Cosan en Raízen, empresa que produce y distribuye combustibles en todo el país, principalmente etanol de caña de azúcar.

La principal apuesta de Shell en energías renovables en Brasil es una planta solar que construirá en el estado de Minas Gerais (sudeste) en asociación con la siderúrgica brasileña Gerdau y que tendrá capacidad para producir 190 megavatios de energía a partir de 2024.

La empresa también tiene proyectos para construir otros cinco parques de energía solar con una capacidad sumada de 2 gigavatios.

Su actual cartera de proyectos en energía en Brasil tiene una capacidad sumada para generar 2,7 gigavatios, pero el plan de la empresa es elevar la producción hasta 5 gigavatios hasta 2025.

En cuanto a los proyectos eólicos, su plan es invertir en plantas de generación instaladas en el mar, un segmento que viene creciendo en Europa pero que aún no ha sido reglamentado en Brasil.

Shell también incluyó entre sus proyectos de energías de bajo carbono la térmica de Marlim Azul, que construye en el estado brasileño de Río de Janeiro, será alimentada con gas natural extraído de sus yacimientos de aguas profundas en el océano Atlántico y que tendrá capacidad para generar 560 megavatios.

La planta, en la que tiene como socio a Mitsubishi Hitachi Power Systems, está en construcción (70 % concluida) con una inversión ya realizada de 600 millones de dólares y la previsión de la multinacional es que entre en operación en 2023.

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China dejará de construir plantas de carbón fuera de su territorio

En sintonía con las políticas de descarbonización a nivel mundial China dejará de participar en la construcción de plantas eléctricas de carbón en el extranjero como parte de sus planes para combatir el cambio climático.
En su discurso ante la Asamblea General de Naciones Unidas, el presidente Xi Jinping aseguró que su gobierno va a reforzar su apoyo a otros países en vías de desarrollo para que pongan en marcha fuentes de energía limpias.

«Tenemos que acelerar la transición a una economía verde y baja en emisiones de carbono», insistió el presidente de China, que es uno de los principales apoyos de la construcción de grandes infraestructuras en otros países, sobre todo a través de su iniciativa conocida como la «Nueva Ruta de la Seda».

Según organizaciones medioambientales, el Banco de China -controlado por el Estado- es el mayor financiador de proyectos de carbón en el mundo.

Mientras, en su territorio, el gobierno chino sigue invirtiendo en plantas de carbón y sigue añadiendo capacidad eléctrica por esta vía año tras año, lo que complica los esfuerzos climáticos.

Xi reiteró que China buscará que sus emisiones de dióxido de carbono alcancen su punto máximo antes de 2030 y lograr la neutralidad del carbono -emitir la misma cantidad que se retira por otras vías- antes de 2060.

Las palabras del presidente chino se producen en medio de intensos debates en la comunidad internacional sobre nuevas medidas para combatir el cambio climático, que se espera que cristalicen en la próxima cumbre del clima (COP26) que se celebra en noviembre en Glasgow (Reino Unido).

En sintonía con las políticas de descarbonización a nivel mundial China dejará de participar en la construcción de plantas eléctricas de carbón en el extranjero como parte de sus planes para combatir el cambio climático.
En su discurso ante la Asamblea General de Naciones Unidas, el presidente Xi Jinping aseguró que su gobierno va a reforzar su apoyo a otros países en vías de desarrollo para que pongan en marcha fuentes de energía limpias.

«Tenemos que acelerar la transición a una economía verde y baja en emisiones de carbono», insistió el presidente de China, que es uno de los principales apoyos de la construcción de grandes infraestructuras en otros países, sobre todo a través de su iniciativa conocida como la «Nueva Ruta de la Seda».

Según organizaciones medioambientales, el Banco de China -controlado por el Estado- es el mayor financiador de proyectos de carbón en el mundo.

Mientras, en su territorio, el gobierno chino sigue invirtiendo en plantas de carbón y sigue añadiendo capacidad eléctrica por esta vía año tras año, lo que complica los esfuerzos climáticos.

Xi reiteró que China buscará que sus emisiones de dióxido de carbono alcancen su punto máximo antes de 2030 y lograr la neutralidad del carbono -emitir la misma cantidad que se retira por otras vías- antes de 2060.

Las palabras del presidente chino se producen en medio de intensos debates en la comunidad internacional sobre nuevas medidas para combatir el cambio climático, que se espera que cristalicen en la próxima cumbre del clima (COP26) que se celebra en noviembre en Glasgow (Reino Unido).

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Convenios Nación – Catamarca para obras de gas y electricidad

La Secretaría de Energía de la Nación firmó dos convenios con el gobierno de Catamarca para la realización de obras de electricidad y gas en esa provincia por un monto de 5.500 millones de pesos, que beneficiarán en forma inmediata a cerca de 30.000 habitantes. 

Uno de los convenios contempla la construcción del Gasoducto Lavalle, que unirá las localidades de Lavalle con La Merced y requerirá de un presupuesto de 5.000 millones de pesos. Esta obra beneficiará en forma inmediata a 7.800 usuarios y se estima una proyección de 30.000 nuevos usuarios potenciales sumando las localidades aledañas, como Las Cañas, Ampollas, Las Tunas, Alijillan, Amadores, Los Altos, Naipa y Bañado de Ovanta. También se construirán cuatro plantas de medición y regulación de presión.

A través del otro convenio se realizará la ampliación de la Estación Transformadora (ET) Ampajango en dicha provincia por un monto estimado de 561 millones de pesos, obra que beneficiará directamente a 20.000 habitantes de las localidades de Santa María, San José, Loro Huasi, Famatanca, Fuerte Quemado, Casa de Piedra, Punta de Balasto y El Desmonte, así como Amaicha del Valle, en Tucumán, y permitirá conectar futuras ofertas de generación de energía solar en la zona.

La obra involucra la provisión y montaje del transformador de potencia, que pasará de 10 MVA a 30 MVA, de antena de 220 kV, seccionadores de 220kV y 33 kV, celdas de 33 kV y todo el instrumental de comando, control y medición, así como el sistema para poder implementar el telecontrol.

Los convenios fueron suscriptos durante una reunión que mantuvieron el Secretario de Energía, Darío Martínez, y  el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil.

Martínez destacó la importancia para la Secretaría de Energía de trabajar en forma conjunta con las provincias y seguir contribuyendo a la reactivación económica a través de estas obras. Además, tornan factible la radicación de industrias en las zonas descriptas, mejorando la calidad de vida de sus pobladores.

 En este sentido, expresó: “La recuperación de un país más federal se hace en conjunto con los gobernadores”.

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Pampa Energía concluyó ciclo 2021 de prácticas con estudiantes de escuelas técnicas

Pampa Energía destacó que “este año, 263 estudiantes del último año de las escuelas técnicas de las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Mendoza, Salta y Santa Fe compartieron sus experiencias y participaron durante once semanas de talleres interactivos, diseños de proyectos y otras tareas relacionadas a las actividades de la compañía”.

Durante los encuentros virtuales, los participantes de estas prácticas profesionalizantes pudieron conocer cómo funciona una empresa del nivel de Pampa, adquirir conocimientos sobre la producción de energía, la seguridad industrial, los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas, o cómo prepararse para su primer empleo. Además, realizaron visitas guiadas virtuales a diferentes activos de la compañía para conocer sus operaciones.

Más de 140 voluntarios de Pampa formaron parte del programa como mentores, talleristas y evaluadores de proyectos de los estudiantes secundarios.

El cierre final de la actividad contó con la presencia virtual de la ministra de Educación de Neuquén, Cristina Storioni, del ministro de Educación de Mendoza, José Thomas, del director ejecutivo del Instituto Nacional de Educación (INET) Diego Golombek, del director de la Fundación Pampa, Pablo Díaz, entre otras autoridades nacionales y de cada una de las provincias involucradas.

Allí, Pablo Díaz agradeció el compromiso de todos los presentes y afirmó “para Pampa las prácticas profesionalizantes siempre fueron un pilar. Durante el 2020, asumimos el desafío de que los estudiantes puedan realizarlas en formato virtual, y finalizar así el secundario técnico con un aprendizaje que les permita consolidar los conocimientos adquiridos.

Este año pudimos mantener ese compromiso y alcanzar a más estudiantes en todo el país, contando con el apoyo de muchos voluntarios. Siento un gran agradecimiento por su aporte, y deseo que sigamos transitando este camino con el mismo compromiso.”

Por su parte, Cristina Storioni señaló “quiero destacar el gran trabajo que realiza la Fundación Pampa, el respeto por nuestras propias prácticas y lo convocantes que resultan cada una de las propuestas”.

Por último, José Thomas remarcó: “son tiempos de profundos agradecimientos, tiempos donde uno mira para adelante y puede ver el crecimiento, por eso agradezco mucho lo que hacen”.

Pampa Energía, a través de su Fundación, realiza las prácticas profesionalizantes con estudiantes del último año de escuelas con las que se vincula a partir de otros programas. Entre los años 2017 y 2021, más de 1.100 estudiantes realizaron prácticas profesionalizantes en empresas y activos del grupo Pampa.

Este año, además de las prácticas realizadas en activos de Pampa, hicimos alianzas con Fundación Siemens, 500 RPM, Plapiqui y el Instituto Petroquímico Argentino, para alcanzar a 106 estudiantes de Buenos Aires y Neuquén.

En los años anteriores se realizaron de manera presencial en los activos de la compañía, y a partir del 2020, se logró la continuidad de las actividades, adaptando el formato a un modo virtual.

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YPF entregó notebooks a escuelas técnicas de Comodoro Rivadavia

YPF y la Fundación YPF entregaron 584 notebooks para estudiantes de 4° año de escuelas técnicas secundarias de Comodoro Rivadavia, iniciativa con la que se busca contribuir a que las chicas y chicos tengan igualdad de acceso a
educación de calidad y a la tecnología.

Durante la entrega, el presidente de YPF, Pablo González, destacó que “YPF está cumpliendo con una vieja deuda que tiene que ver con integrarse más a las localidades de la cuenca del golfo San Jorge. YPF lleva invertidos más de 30 millones de pesos en diferentes programas que se llevan adelante en Chubut. Nosotros cumplimos con nuestra obligación ustedes devuelvan esto con alguna idea que pueda cambiar la historia”.

La ministra de Educación de Chubut, Florencia Perata, afirmó: “Es muy importante lo que está ocurriendo hoy, esta iniciativa de YPF y Fundación YPF de acompañar a los alumnos con la entrega de notebooks para sus estudios”. y el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, agradeció la iniciativa de la Compañía.

La directora ejecutiva de la Fundación YPF, Ofelia Cédola, expresó que “con nuestro “Proyecto Igualdad” queremos acompañar a las localidades que generan la energía del país, brindando herramientas tecnológicas además de experiencias educativas innovadoras. Apostamos a la educación y a que esta generación esté preparada para liderar
la transición energética”, concluyó.

Este aporte se suma a las actividades educativas que realiza la Fundación YPF en la provincia, como los talleres para docentes, niños, niñas y adolescentes, cursos de educación técnico profesional además de las becas de grado y concurso de Desafío Eco YPF.

En Comodoro se entregaron recientemente kits de laboratorio y juegos didácticos para 9 escuelas primarias; y juegos educativos además de libros para realizar proyectos de ciencia vinculados a la energía para 35 escuelas secundarias.

El acto se realizó en la Escuela Técnica 760 Guardacostas Río Iguazú (ENET N°2) y contó con la presencia del intendente de Comodoro Rivadavia, de la ministra de Educación de Chubut, el secretario general de Petroleros Jerárquicos, José Lludgar; el secretario general de la UOCRA, Raúl Silva; funcionarios provinciales y municipales; directoras y directores de Escuelas Técnicas de Comodoro, representantes de Supervisión de Escuelas, docentes, alumnas y alumnos.

Por YPF, participaron además Matías Bezi, gerente de Asuntos Externos de la Regional Sur de YPF; y Aníbal Gariani, gerente de excelencia operacional de YPF Regional Sur.

Cabe señalar que como parte del Programa Igualdad, se entregará un total de 4.500 notebooks, 21 escuelas de las provincias de Santa Cruz, Río Negro, Neuquén y Chubut ya recibieron sus computadoras. Catorce escuelas de Mendoza, Buenos Aires y Tierra del Fuego las recibirán próximamente.

Los dispositivos cuentan con más de 100 recursos educativos disponibles en formato offline, provistos por Educ.ar y Fundación YPF.

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Shell, vende activos por US$ 9.500 millones a ConocoPhillips

La petrolera Shell está cerca de alcanzar un acuerdo con la compañía estadounidense ConocoPhillips para la venta de sus activos en la cuenca petrolera de Permian, situada en Texas (EEUU), por unos US$ 9.500 millones según The Wall Street Journal (WSJ).

El grupo anglo-holandés Royal Dutch Shell anunció la venta a su competidor ConocoPhillips de sus activos en la región conocida como la cuenca pérmica estadounidense, rica en petróleo de esquisto, por US$ 9.500 millones

Shell prevé utilizar el dinero obtenido de la venta de estos activos -que producen unos 175.000 barriles diarios de crudo- a la firma estadounidense para pagar US$ 7.000 millones adicionales a sus accionistas y reforzar sus finanzas, según un comunicado.

Ubicada entre el oeste de Texas y el este de Nuevo México, la cuenca pérmica es muy rica en petróleo y gas de esquisto, que debe extraerse de la roca, y produce alrededor de 40% del crudo de Estados Unidos.

Los activos vendidos por Shell incluyen 910 km2 en Texas y unos 1.000 km de tuberías de transporte de petróleo, gas y agua.

Muy dependiente del negocio del petróleo y el gas, Shell busca ser neutra en emisiones de carbono para el año 2050, mediante inversiones en nuevas energías, mecanismos de compensación de emisiones de CO2 y una reducción de su anclaje al crudo.

El WSJ apunta que la transacción se enmarca en un intento de la anglo-holandesa Shell de recortar sus emisiones de carbono y de investir más en energías renovables.

Esta venta se produce en un contexto de cada vez mayores presiones sobre las grandes compañías petroleras para que diversifiquen sus carteras de inversión y se decanten más por energías limpias.

Hoy mismo, se celebró en Naciones Unidas una reunión para preparar la cumbre climática de Glasgow (Reino Unido) en la que la ONU y Londres pidieron a los países ricos un esfuerzo mayor en la lucha contra el cambio climático.

«Los países desarrollados tienen que asumir el liderazgo», señaló el secretario general de Naciones Unidas, António Guterres, tras reunirse en privado con unos cuarenta líderes de todo el mundo para advertirles de que existe «un alto riesgo de fracaso» en la cumbre climática de Glasgow.

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Economía ratificó modificaciones al esquema de subsidios tarifarios al gas en 2022

El Ministerio de Economía de la Nación precisó que “el Presupuesto 2022 establece un gasto en subsidios de las tarifas del 1,5 % del PBI” (este año supera el 2 %),  y que “se apunta a alcanzar este valor principalmente mediante tres acciones de planificación tarifaria en materia de servicios públicos.

. La caducidad de la Resolución 46/2017, que estableció una escala de precios anuales del gas natural desde US$ 7,50 a US$ 6 por millón de BTU a pagar a los productores comprendidos por un Programa que vence a fin de 2021.

. La vigencia del Plan Gas Ar 2020/2024, que establece un precio promedio de US$ 3,50 el MBTU .

. La financiación de obras de infraestructura gasífera (ductos) “por más de 100 mil millones de pesos, que permitirá un mayor abasto local y una menor importación de gas.

. La segmentación de subsidios a las tarifas (de gas y electricidad)  “para seguir acompañando a los sectores que lo requieren”. Esto último en base a criterios que aún no fueron explicitados en cuanto a la población alcanzada, pero con la intención de reducir su aplicación.

A través de un comunicado, la cartera a cargo de Martín Guzmán formuló precisiones “en vista de interpretaciones erróneas de algunos medios de comunicación sobre anuncios y decisiones de planificación presupuestaria recientes”.

 Al respecto, Economía detalló:

. Acerca de la planificación tarifaria para 2022: Que el Presupuesto 2022 (que será analizado en las próximas semanas por el Congreso de la Nación) establece un gasto en subsidios de las tarifas del 1,5 % del PBI. Se apunta a alcanzar este valor principalmente mediante la Caducidad de la Resolución 46, implementada en 2017 por la administración de Juntos por el Cambio y ofrecía un precio para el gas que oscila entre 7,50 dólares por Millón de BTU en 2018 y 6,00 dólares por Millón de BTU en 2021.

“El Plan GasAr adoptado en el año 2020 permitió -a partir del acuerdo y el diálogo con el sector privado- establecer un precio promedio de 3,50 dólares por millón de BTU, y la caducidad de la Resolución 46 permitirá, en términos de subsidios, una reducción de aproximadamente 600 millones de dólares con respecto a 2021”, se explicitó.

Asimismo, Economía destacó que para el sector están previstas en el Presupuesto del año entrante “Obras de infraestructura por más de $ 100.000 millones  -principalmente en construcción de gasoductos- lo cual permitirá mejorar la distribución federal de la energía, mayor ahorro fiscal producto de sustitución de importaciones y menor costo del gas”.

La cartera a cargo del ministro Guzmán señaló además, y acerca del DNU 622/21, que el Decreto dispone la incorporación al Presupuesto vigente 2021 la asignación extraordinaria de los Derechos Especiales de Giro (DEG) distribuidos por parte del FMI para poder hacer frente al pago de los próximos vencimientos con la entidad.

“En particular, la medida registra como recurso corriente a los DEG y, en contrapartida, incorpora el pago de intereses y amortizaciones al FMI por un total de $ 393.000 millones (partidas que no estaban previstas en la Ley de Presupuesto 2021)”.

Por su parte, el DNU establece “la emisión de una Letra Intransferible que permita mejorar la composición del financiamiento del Tesoro Nacional, sin que el DNU modifique el gasto primario presupuestado”.

.Asimismo, se informó que “el Tesoro destinará los $ 422.174 millones recibidos como contrapartida de la venta de DEG al Banco Central para cancelar Adelantos Transitorios en el monto de $ 422.174 millones”.

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Preocupación de la industria del acero en Colombia por baja de aranceles

La Asociación Latinoamericana del Acero (ALACERO), mostró una gran preocupación por las implicaciones que tendría para la industria del acero en Colombia una eventual baja o eliminación a los aranceles a las importaciones de este insumo.

Alacero menciona que esta medida fortalecería la presencia de producto proveniente de China y Turquía, países que históricamente han distorsionado los mercados mundiales del acero y son reconocidos por subsidiar a sus productores, así como por tener denuncias por casos de Dumping o practicas desleales, como es el caso de Turquía, actualmente con 29 denuncias de este tipo. Adicionalmente, estas naciones no responden a las metas de carbono establecidas por la Agenda 2030 de las Naciones Unidas.

Esta medida se ve como innecesaria, ya que está demostrado que la industria siderúrgica en Colombia cuenta con una capacidad instalada para producir hasta 2.6 millones de toneladas de acero, cantidad suficiente para atender la demanda del sector de la construcción y la infraestructura en el país. Incluso, a la fecha, ya se muestran signos de acumulación de inventario.

La posibilidad de que se de una medida de este tipo, significa afectar puestos de trabajo actuales y eventuales oportunidades de generación de nuevos empleos formales en Colombia. Además, sería una señal clara que desincentivaría la atracción de nuevas inversiones extranjeras al país. Es muy importante impulsar a la industria del acero local y los más de 45.000 empleos que genera el sector y que permiten sustituir las importaciones con mano de obra colombiana. Esta industria es determinante para la reactivación económica del país.

“Consideramos que se están planteando medidas drásticas por motivos coyunturales, afectando temas estructurales, como el empleo local y la inversión. No se trata de una coyuntura local, sino más regional y hasta global. Se dieron una suma de factores. La abrupta caída y posterior subida forma de V de la demanda y un boom de commodities, llevaron los precios de las materias primas a niveles récord”, dijo Alejandro Wagner, Director Ejecutivo de Alacero.

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China se abastecerá de energía nuclear con un reactor de torio

Mucho más baratos, seguros y limpios que los de uranio, los reactores de torio no necesitan agua para enfriarse y podrían ser construidos incluso en regiones desérticas.
China está a punto de revolucionar la energía nuclear con un reactor de torio

En el desierto de Gobi, científicos chinos podrán en marcha este mes un reactor nuclear experimental que funcionará con torio, un elemento débilmente radiactivo, en lugar de uranio, informa la revista científica Nature, remitiéndose al gobierno de la provincia de Gansu.

Si la Academia de Ciencias china tiene éxito, su instalación piloto, de momento de pequeño tamaño y experimental, podría dar lugar al surgimiento de una energía nuclear más segura y más barata.

El isótopo torio-232 de origen natural no puede sufrir fisión, pero cuando se irradia en un reactor, absorbe neutrones para formar uranio-233, que es un material fisible que genera calor.

La planta utilizará sal fundida en lugar de agua. Se espera que su reactor nuclear sea más seguro que los tradicionales, alimentados con uranio, ya que la sal fundida se enfría y solidifica rápidamente al entrar en contacto con el aire, aislando así el torio. Por tanto, en caso de una hipotética fuga se minimizaría el nivel de radiación en el medio ambiente, sugiere un artículo en LiveScience.

El reactor piloto será pequeño, de tres metros de alto y 2,5 de ancho, y su capacidad será de dos megavatios, que permiten alimentar hasta 1.000 hogares típicos. Sin embargo, forma parte de un plan a más largo plazo para desarrollar una serie de pequeños reactores de sal fundida, cada uno con una capacidad de 100 MW, suficientes para suministrar energía a cientos de miles de hogares.

“El torio abunda muchísimo más que el uranio y por eso sería una tecnología muy útil dentro de 50 o 100 años”, lapso en el que se estima que los yacimientos conocidos de uranio queden agotados, sostuvo Lyndon Edwards, un experto de la Organización de Ciencia y Tecnología Nuclear australiana.

Los novedosos reactores se encuentran entre las “tecnologías perfectas” para ayudar a China a lograr su objetivo de cero emisiones de carbono para 2050, según el experto energético Jiang Kejun, del Instituto de Investigación Energética de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma, con sede en Pekín.

Antecedentes

Los EE.UU. ya habían comenzado a desarrollar un reactor nuclear a base de torio para generación de electricidad. El reactor MSRE, construido en el Laboratorio Nacional Oak Ridge, fue operado con masa crítica por aproximadamente 15.000 horas entre 1965 hasta 1969.

En 1968, el ganador del premio Nobel y descubridor del plutonio, Glenn Seaborg, anuncio públicamente a la Comisión de Energía Atómica, de la cual era Presidente, que el reactor basado en torio había sido exitosamente desarrollado y probado.

Sin embargo, el lobby del uranio primó por lo que en1973, el gobierno de EE.UU. resolvió que se continuaría con la tecnología de uranio y que finalizaba las investigaciones nucleares relacionadas al torio. La decisión se fundó en que los reactores que utilizaban uranio eran más eficientes.

El escritor de ciencia Richard Martin declara que el físico nuclear Alvin Weinberg, que era director en Oak Ridge y el principal responsable de la creación del reactor de torio, perdió su trabajo como director porque abogaba por el desarrollo de reactores de torio más seguros. Martin explica que la renuencia de Weingberg de sacrificar energía nuclear potencialmente más segura por el beneficio de usos militares lo forzó a retirarse.

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El precio de la energía solar en EE.UU subió por primera vez desde 2014

El precio de todos los sectores del mercado de la energía solar en Estados Unidos este segundo trimestre subió por primera vez desde 2014, según un informe elaborado por el grupo de consultoría Wood Mackenzie y la Asociación de Industrias de Energía Solar citado este martes por Bloomberg.

Se debe, en gran parte, a que los costos de envío y los precios de los productos básicos se han disparado como consecuencia de la pandemia del covid-19, provocando problemas en la cadena de suministro global.

Como consecuencia, los desarrolladores solares tienen que pagar más por el acero, el aluminio y el polisilicio, un elemento clave para los paneles solares. Algunos han intentado renegociar los contratos en medio del alza de precios, mientras que otros han aceptado márgenes más estrechos.

A pesar de esta situación, el país está en camino de firmar un año récord para el segundo trimestre, ya que, según el texto, entre abril y junio de este año se instalaron en EE.UU. alrededor de 5,7 gigavatios de capacidad solar, un 45 % más que durante ese mismo periodo en 2020.

En la última década, las instalaciones solares globales se han multiplicado por casi diecinueve, gracias a una disminución del 89 % del precio de los paneles solares, lo que ha obligado a cerrar muchas plantas de carbón y gas natural en todo el mundo.

El reciente aumento de los paneles solares, que el informe pronostica que continuará el próximo año, podría plantear desafíos importantes en los esfuerzos en todo el mundo por eliminar de manera gradual los combustibles fósiles que ocasionan el calentamiento global.

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ANCAP licitó en el MEGSA

MEGSA (Mercado Electrónico de Gas S.A.) realizó esta mañana una subasta para IEASA para el aprovisionamiento firme de gas natural a ANCAP (Uruguay) para el período Octubre 2021 – Enero 2022.
Resultó adjudicada la oferta de una comercializadora por un volumen diario de 460.000 m3 para octubre 2021, 390.000 m3 para noviembre, 350.000 m3 para diciembre 2021 y enero 2022.
El precio fue de 3,85 USD/MMBTU en GBA.

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Geopark presentó su reporte de sostentabilidad Speed/ESG 2020

GeoPark, compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con operaciones en Colombia, Ecuador, Chile, Brasil y Argentina, presentó su Reporte SPEED/ESG en el que detalla sus aportes y logros en 2020 para el desarrollo sostenible de las comunidades y los países en donde opera. En un año que representó desafíos sin precedentes para la vida y el bienestar de millones de personas, GeoPark mostró un progreso continuo en sus métricas ambientales, sociales y de gobierno corporativo, reafirmando su compromiso para seguir creando y entregando valor a todos sus grupos de interés.

El Reporte SPEED/ESG 2020 de GeoPark fue elaborado por tercer año consecutivo bajo los lineamientos de Global Reporting Initiative (GRI) e incorpora indicadores de la guía de reporte de sostenibilidad de la Asociación Mundial del Sector del Petróleo y el Gas para Promover el Desempeño Medioambiental y Social (IPIECA) y del Sustainability Accounting Standards Board (SASB).
Para conocer el Reporte SPEED/ESG 2020, puede visitar la página web de GeoPark www.geo-park.com

“Cuando fundamos GeoPark en 2002, nos propusimos construir una Compañía para el largo plazo, que fuera la líder independiente de exploración y producción de petróleo y gas en América Latina. También queríamos crear un tipo diferente de compañía, guiada por el compromiso con nuestros accionistas, colaboradores, comunidades y con el medioambiente, componentes que sabíamos eran esenciales para triunfar en el presente y asegurar nuestro futuro”, expresó el CEO de GeoPark, James F. Park.

El Reporte SPEED/ESG 2020 documenta los avances de GeoPark en áreas críticas de la sostenibilidad como reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, gestión del recurso hídrico, preservación de la biodiversidad, cuidado de los empleados y las comunidades durante la emergencia del COVID-19, y responsabilidad en la cadena de valor. El informe describe también la evolución y el fortalecimiento del gobierno corporativo de GeoPark, así como sus continuos esfuerzos para alinearse con las mejores prácticas globales de igualdad de género.

Los logros del año 2020 incluyen:

Reducción de emisiones de GEI: la intensidad de las emisiones derivadas de las operaciones en 2020 fue de 15,2 kg C0₂e por barril, lo que está 28,3% por debajo del promedio global de la industria.

Fortalecimiento del gobierno corporativo: designación de dos nuevos miembros independientes en el Directorio, Sylvia Escovar y Somit Varma, en línea con las mejores prácticas de gobierno corporativo en Latinoamérica y en la industria.
Mantenimiento de altos estándares ambientales: renovación de la Certificación ISO 14001 del Sistema de Gestión Ambiental hasta el 2023. Cero multas o sanciones ambientales.
Protección de la biodiversidad: participación en la iniciativa ‘Biodiversidad y Desarrollo por el Putumayo’, a través de la cual GeoPark suma esfuerzos con instituciones y otras empresas para la protección, restauración, conectividad ecosistémica y desarrollo sostenible de la región.

Buena vecindad: apoyo a las comunidades y autoridades desde el inicio de la emergencia del COVID-19. Más de 58 mil vecinos fueron beneficiados con los aportes continuos que entregó GeoPark, los cuales incluyeron alimentos y suministros médicos.

Aporte a las economías locales: aseguramiento de la sostenibilidad de la cadena de valor al adquirir bienes y servicios de proveedores locales por una suma de USD 64 millones.

Líderes en equidad e inclusión: indicadores sobresalientes en equidad de género que se reportaron, por primera vez, siguiendo el marco de evaluación del Índice de Igualdad de Género de Bloomberg. Avance en el proceso de certificación de igualdad de género ‘Equipares’ con miras a recibir el Sello Plata en 2021.

Salud y seguridad en tiempos de crisis: primera compañía en la industria global de hidrocarburos en recibir el sello de Seguridad de Bureau Veritas por su gestión de prevención del contagio del COVID-19.

Mejores Métricas ESG: por segundo año consecutivo, clasificada como la Compañía listada en bolsa de su tamaño y sector, con mejores métricas ambientales, sociales y de gobierno corporativo en Latinoamérica.
El Reporte SPEED/ESG 2020 de GeoPark fue elaborado por tercer año consecutivo bajo los lineamientos de Global Reporting Initiative (GRI) e incorpora indicadores de la guía de reporte de sostenibilidad de la Asociación Mundial del Sector del Petróleo y el Gas para Promover el Desempeño Medioambiental y Social (IPIECA) y del Sustainability Accounting Standards Board (SASB). 
Para conocer el Reporte SPEED/ESG 2020, puede visitar la página web de GeoPark www.geo-park.com o hacer clic aquí.

Acerca de Geopark
GeoPark es una compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Ecuador, Chile, Brasil y Argentina, y que desde 2014 cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo productor de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país. Desde su fundación, GeoPark cuenta con un Sistema Integrado de Valores denominado SPEED, que resume el compromiso de la Compañía en cinco áreas esenciales: Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario. SPEED ha sido la clave de GeoPark para atraer el mejor talento, ser el socio preferido, el mejor vecino y desarrollar una operación exitosa, segura y sostenible.

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Pampa Energía suministrará ER a Arcos Dorados

Arcos Dorados, el mayor franquiciado de McDonald’s en el mundo y quien opera la marca en Argentina, firmó un acuerdo con Pampa Energía para iniciar la incorporación de energías renovables, en principio, en sus oficinas centrales, ubicadas en Olivos, provincia de Buenos Aires y en 39 de sus locales, ubicados en el AMBA.

Mediante este convenio, Arcos Dorados Argentina contratará 400 MWh de energía renovable mensualmente, por los cuales recibirá Certificados I-REC, un certificado de energía renovable internacional, recomendado en el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG-Greenhouse Gas), que informa con transparencia el origen de la electricidad abastecida.

Arcos Dorados viene trabajando en toda la región con su estrategia de sustentabilidad denominada “Receta del Futuro”, en este sentido, desde el eje Cambio Climático desarrolló un nuevo programa: “Restaurantes 2.0” el cual cuenta con 25 iniciativas sustentables a incorporar en las aperturas y modernizaciones de los locales. 

Aproximadamente, el 72 % de las emisiones que genera la marca son provenientes de las matrices energéticas del país (alcance 2). A partir de este acuerdo, la compañía se compromete a inyectar un 25 % de energías limpias en 40 de sus locaciones de Argentina.

El CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani, destacó que “nos enorgullece que Arcos Dorados nos haya elegido como única proveedora de energía renovable para sus 40 locales. Este acuerdo refuerza el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías con el medioambiente y un futuro más sostenible”.

Al respecto, Eduardo Lopardo, director general de Arcos Dorados Argentina, expresó que “asumimos el compromiso de reducir un 36 % nuestras emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al 2030, siendo este acuerdo una de las tácticas para alcanzar la meta”.

Las regulaciones locales (Ley 27.791 de Energías Renovables) exigen a la compañía la transición de energía en sus oficinas situadas en el municipio de Olivos, sin embargo, se extenderá esta implementación en 39 locales distribuidos en AMBA y se proyecta alcanzar un total de 110 para el 2030.

Pampa Energía posee tres parques eólicos ubicados en el sudeste de la provincia de Buenos Aires. El Parque Eólico Mario Cebreiro está en Bahía Blanca y aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional. Fue el primer proyecto de su tecnología y tamaño, del plan Renovar 1, que se puso en servicio con una inversión de 130 millones de dólares.

Los parques eólicos Pampa Energía II y III ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, fueron inaugurados en 2019 con una inversión de 70 millones de dólares cada uno. Ambos cuentan con 14 aerogeneradores que producen 53MW de energía renovable por parque y comercializan su energía a los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista en el marco del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).

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CECHA pide los incentivos del proyecto de promoción de inversiones

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) comunicó haber participado de la presentación del proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, lanzado por la Secretaría de Energía de la Nación para alentar un aumento de la producción de petróleo y gas natural.

Y al respecto, pidió que el texto final de la norma -que será tratada por el Congreso Nacional- contemple “la situación de las Estaciones de Servicio, un sector que quedó afuera de la letra del texto y que”, consideran, “será clave para el cambio de matriz energética de las próximas décadas”.

A través de un comunicado, la entidad empresaria sostuvo que “las expendedoras de combustible cumplen un rol central en la actividad, facilitando el abastecimiento interno en el mercado local. Los incentivos previstos en esta ley deben contemplar necesariamente también al sector del “downstream””, se afirmó.

Según explicaron desde la Confederación, incorporar a las Estaciones permitirá generar un circuito virtuoso que abarque no solo la exploración, producción, almacenamiento y transporte de hidrocarburos y energías alternativas, sino también a la comercialización.

En ese sentido, desde CECHA plantearon agregar un artículo a la ley que incluya a las PyMEs titulares de estaciones de servicio o bocas de expendio como beneficiarios del régimen de estabilidad fiscal y de los beneficios impositivos que establece el proyecto de ley.

“Este punto tiene además como objetivo lograr que el sector pueda adelantarse a los cambios que provocará la llegada de nuevas matrices energéticas más limpias y renovables, tales como los automóviles eléctricos, un cambio que requerirá de inversión y de apoyo por parte de las autoridades”, avisaron.

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En Chubut avanza el PERMER

El gobierno de Chubut, a través de la Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación, continúa desarrollando la instalación de equipos energéticos fotovoltaicos de tecnología 3D en poblaciones de la Meseta provincial.

Estos kits de energía fotovoltaica están formados por 4 luces LED, una batería, una radio AM/FM (recargable con energía solar), paneles solares y una linterna (recargable con energía solar). Este kit es parte del Programa PERMER “Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales”, que brinda acceso a la energía lumínica con fuentes renovables, a la población rural del país que no tiene luz por estar alejada de las redes de distribución tradicionales.

La Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva es la Coordinadora de la Unidad Ejecutora Provincial, quien desde 2018 viene trabajando en la ejecución del programa para que toda la provincia sea beneficiaria de estos equipos de energía lumínica. Hasta el momento se han instalado más de 900 equipos y se continúa con la tarea en todo el interior provincial.

Dicha Secretaría realizó inspecciones de verificación de las instalaciones energéticas realizadas en las localidades de Las Plumas, Paso de Indios, ruta Provincial 12, Lagunita Salada, Gastre y Telsen, trabajando en conjunto con sus presidentes comunales, quienes realizaron el acompañamiento con baqueanos a los campos de los beneficiarios.

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Yacyretá moderniza el control de las unidades generadoras

La Entidad Binacional Yacyretá avanza con el Proyecto de Modernización de la Central Hidroeléctrica con el propósito de asegurar el normal funcionamiento del parque generador, utilizando nuevas y modernas tecnologías de nivel internacional.

En la actualidad se están llevando a cabo tareas de mantenimiento programadas en la unidad generadora N° 20. Mientras se realizan estas tareas, la empresa LC TECH S.A y el área H&S de la EBY llevan a cabo la ejecución de los trabajos de actualización y modernización de los sistemas de control de dicha unidad.

Los trabajos de reemplazo incluyen a tres sistemas: el de monitoreo sobre temperatura, el sistema de control de unidad de arranque y parada, y el sistema UTR Sinaut LSA, que vincula y permite la supervisión y control desde la Sala de Control de la Central.

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El gobierno presentó el proyecto con el que busca aumentar la actividad hidrocarburífera

Por Santiago Magrone

.El gobierno nacional presentó ante gobernadores de las provincias petroleras, empresarios productores de crudo y gas, otros proveedores de equipos y servicios a esa industria, y sindicalistas del sector, un proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas cuya confección demandó varios meses de trabajo.

Dicha presentación, en la Casa de Gobierno, fue encabezada por el presidente Alberto Fernandez, y la descripción de sus principales objetivos estuvo a cargo del Ministro de Economía, Martín Guzman, y del Secretario de Energía, Darío Martínez.

Al respecto, explicaron que el proyecto tiene entre sus objetivos “incrementar la producción e industrialización de hidrocarburos, recuperar el autoabastecimiento, aumentar el ingreso de divisas vía exportación de excedentes, y promover el desarrollo regional, con fuerte generación de empleos directos e indirectos.

El acto de presentación se desarrolló en el Museo del Bicentenario de la Casa Rosada, y el Presidente destacó que “es una ley construida entre todos, el Estado, los privados y los sectores del trabajo”.  Señaló que se trata de un “plan que tiene una ambición muy grande, que la Argentina produzca mucho mas, se autoabastezca, se exporten los excedentes e ingresen los dólares en un momento en el que al país esos dólares le hacen mucha falta”.

Alberto Fernández convocó a “poner el máximo impulso a la actividad petrolera y gasífera”, y “preservando el acuerdo social y la sustentabilidad ambiental”.

Los asistentes recibieron el texto en mano minutos antes, por lo cual varios de ellos se excusaron de opinar hasta verificar si el articulado contempla las sugerencias que formularon en sus contactos previos con la Secretaría de Energía. Su articulación técnica, económica y legal fue coordinada por Economía-Energía con aportes importantes de YPF.  

El proyecto (cuyo texto completo se publica al pie de esta nota) será ahora analizado en el ámbito parlamentario.  Y si bien es deseo del gobierno su tratamiento en las próximas semanas, debe considerarse que el complicado contexto político y electoral post PASO, hasta las elecciones de noviembre, podría demorar su aprobación.

Los empresarios deben planificar inversiones en el último trimestre del año, y están atentos a la dinámica que registra la política y la economía por estos días.  

Alberto Fernández destacó ante  su auditorio que “para eso hemos decidió dar certeza, para que nadie ande a ciegas viendo cómo puede cambiar esto en los  próximos meses o años. Es un plan que prevé 20 años de estabilidad en materia fiscal”, remarcó el Jefe de Estado quien valoró las políticas como la del Plan GasAR para impulsar al sector.

El proyecto de ley  busca promocionar todas las actividades que directa o indirectamente están relacionadas con la industria hidrocarburífera: exploración y producción mediante técnicas de extracción convencional y no convencional, transporte, compresión, separación, tratamiento, almacenaje y la industrialización de los hidrocarburos y sus derivados a través de procesos que los utilicen como materia prima, incluyendo la petroquímica, la producción de fertilizantes, la licuefacción de gas natural y la refinación de combustibles.

El ministro Guzmán explicó que el texto del proyecto busca hacer la producción de hidrocarburos “sostenible desde lo macroeconómico, desde lo social y desde lo ambiental”, para “seguir construyendo una economía, una Argentina con más oportunidades, con más producción, con mas trabajo, con menos angustias y con mas previsibilidad para todos los sectores”.

Antes de esto, Guzmán recordó la tarea que el gobierno debió encarar al asumir la conducción de un país con elevado endeudamiento, sin acceso al crédito, y la necesidad de estabilizar la macroeconomía.

Guzmán destacó que el proyecto de ley que se presenta “contempla incentivos para que Argentina crezca y transcurra del mejor modo la transición energética, en la que el gas tiene un papel muy importante”.

Por su parte, el secretario Martínez remarcó que son objetivos del proyecto “incrementar la producción de hidrocarburos, asegurar la soberanía energética, resolver el consumo interno, pero también generar saldos exportables, todo eso atravesado por un valor agregado nacional creciente que genere más trabajo e industria”.

Las empresas tendrán libre disponibilidad de divisas por sus saldos exportables de hasta el 50 por ciento.

“Los recursos del subsuelo están para transformarse en riqueza de los pueblos”, sostuvo el Secretario, “para lograrlo se necesita coordinar el esfuerzo de miles de argentinos y argentinas en una cadena de producción: los operarios e ingenieros, así como las empresas y su decisión de invertir, que las pymes se adapten en forma dinámica y que los gobernadores administren los recursos de los que las provincias son dueñas”.

“El proyecto de ley establece un horizonte de 20 años de estabilidad tributaria y fiscal y de beneficios en ese horizonte”, destacó. “Todo esto tiene que estar atravesado por el aporte de un valor agregado nacional creciente, que genere más trabajo e industria”, insistió.

El Secretario agregó que “en esta ley también se sostienen los derechos de los trabajadores como de las provincias en materia tributaria y de recursos. El proyecto también contempla su necesaria participación provincial a la hora de aprobar los proyectos especiales”, tema este último que mereció la especial atención por parte de los gobernadores.

De forma presencial se encontraban en representación de las provincias productoras de hidrocarburos las gobernadoras Alicia Kirchner, de Santa Cruz,  y  Arabela Carreras, de Río Negro;  También los gobernadores Axel Kicillof, de Buenos Aires; Mariano Arcioni, de Chubut; Omar Gutiérrez, de Neuquén; y Gustavo Melella, de Tierra del Fuego; el ministro de Economía y Energía de Mendoza, Enrique Vaquie y el secretario de Energía de La Pampa, Matías Toso. De forma virtual se conectó el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales.

También participaron del acto en el Museo del Bicentenario el titular de la Cámara de Diputados, Sergio Massa; los ministros, de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, y de Ciencia y Técnica, Roberto Salvarezza.

Entre las autoridades de empresas productoras, asistieron Pablo González (Presidente YPF), Sergio Affronti (CEO YPF), Marcos Bulgheroni (CEO Pan American Energy), Germán Macchi (Country Manager Pluspetrol), Sean Rooney (Country Manager Shell Argentina); Carlos Ormaechea (Tecpetrol); Carlos Seijo (Total Austral), Dante Ramos (Chevron Argentina); Marcelo Mindlin (Presidente Pampa Argentina); y Eric Dunnig (Chevron Argentina).

También,  Nazir Nor (CEO Petronas), Diego González Gerbaudo (Petronas), Hugo Eurnekian (CEO CGC),  Manfred Bockmann (Director General Wintershall DEA Argentina); Matías Szapiro (Gerente de Asuntos Públicos Exxon Mobil Exploration Argentina), Juan Pablo Ojanguren (Galileo Technologies), Rodrigo Turienzo (Trafigura Argentina); César Castillo (Refipampa); Pablo Bizzotto y Cristian Espina (Phoenix Global Resources).

Por parte del sector gremial estuvieron, entre otros, Jorge Ávila (Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut); Manuel Arévalo (Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa); José Lludgar (Sindicato Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral); Guillermo Pereyra (Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa) y Marcelo Turchetti (Petroleros Privados Cuenca Austral).

También participaron del anuncio los directivos de cámaras empresariales Daniel Funes de Rioja (UIA); Carlos Magariños (CADE) y Rubén Vázquez (ADIGAS). Asimismo, participó el presidente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE), Mauricio Uribe.

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La planta de absorción de CO2 más grande del mundo ya opera en Islandia

La construcción de la planta de Orca comenzó en mayo de 2020 basándose en una tecnología modular avanzada, afirma Climateworks.

La mayor planta del mundo diseñada para aspirar el dióxido de carbono del aire y convertirlo en roca empezó a funcionar este miércoles (08.09.2021), según informaron las empresas que están detrás de la planta. Los operadores afirman que la planta Orca puede aspirar 4.000 toneladas de CO2 del aire cada año.

La planta, bautizada como Orca, por la palabra islandesa “orka” que significa “energía”, consta de cuatro unidades, cada una de ellas formada por dos cajas metálicas, de aspecto similar a los contenedores utilizados para el transporte marítimo.

Construida por la suiza Climeworks y la islandesa Carbfix, cuando funcione a pleno rendimiento la planta extraerá del aire 4.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, según las empresas. Según la Agencia de Protección Medioambiental de Estados Unidos (EPA), esto equivale a las emisiones de unos 870 coches.

Aunque Climeworks ha construido 16 instalaciones en toda Europa, la planta de Orca es la única que captura y almacena permanentemente el CO2 en lugar de reciclarlo, según reportó The Independent.

Para recoger el dióxido de carbono, la planta utiliza unos ventiladores que introducen el aire en un colector, que tiene un material filtrante en su interior.

Una vez que el material filtrante se llena de CO2, se cierra el colector y se eleva la temperatura para liberar el CO2 del material, tras lo cual se puede recoger el gas altamente concentrado.
Para recoger el dióxido de carbono, la planta utiliza ventiladores que introducen el aire en un colector.

A continuación, el CO2 se mezcla con el agua antes de ser inyectado a 1.000 metros de profundidad en la roca basáltica cercana, donde se petrifica.

Los defensores de la llamada captura y almacenamiento de carbono (CAC) creen que estas tecnologías pueden convertirse en una herramienta importante en la lucha contra el cambio climático.

Los críticos, sin embargo, sostienen que la tecnología sigue siendo exorbitantemente costosa y podría tardar décadas en funcionar a escala.

FEW (AFP, The Independent, Bloomberg)

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Fundación YPF acerca a los jóvenes al desarrollo de Vaca Muerta

La Fundación YPF lanzó el primer curso de perforación y terminación de pozos especialmente diseñado para alumnos de escuelas técnicas con orientación en petróleo de Neuquén.

Se trata de una experiencia inédita en la provincia, que busca acercar a los futuros egresados a las prácticas reales y las nuevas tecnologías que se aplican en Vaca Muerta, el principal desarrollo hidrocarburífero del país.

El curso durará nueve semanas y contará con la participación de alumnos de la escuela EPET 10 de Plaza Huincul, EPET 22 de Centenario y de la Tecnicatura en Mantenimiento Industrial con sede en Añelo. Incluirá prácticas profesionalizantes, reconocidas por el INET y el Consejo provincial de Educación de Neuquén, que se realizarán en instalaciones de YPF, Halliburton y Nabors, y culminarán con visitas a los yacimientos.

“Este es el primer paso de un proyecto integral pensado para los jóvenes de las localidades de la Cuenca Neuquina. Apuntamos a vincularlos con la industria energética, acercando su formación a las demandas actuales y futuras”, destacó Ofelia Cédola, directora ejecutiva de Fundación, quien recibió a los estudiantes en su primera práctica
en el Centro Integral de Operación de YPF junto al VP de No Convencional de YPF, Pablo Iuliano.

“Estamos llevando el conocimiento que hemos adquirido en el desarrollo de Vaca Muerta a los estudiantes secundarios de la zona. Desde YPF estamos convencidos de que la educación y la formación son el pilar para el desarrollo de las comunidades donde operamos”, sostuvo Iuliano.

En esta primera semana de práctica presencial, los estudiantes van a experimentar en los simuladores 3D situaciones reales de perforación y finalización de pozos, mientras que en las próximas jornadas van a hacer visitas a laboratorios, playas para maniobras, equipos de perforación y sets de fractura.

Cédola anticipó que como parte de este programa, la Fundación realizará junto con universidades y organizaciones una prospectiva de los perfiles que va a necesitar la industria en los próximos años y un relevamiento de la oferta educativa y de formación profesional.

Por otra parte, se sumará una línea de acción para fortalecer las capacidades de investigación y de desarrollo en las universidades públicas con el objetivo de mejorar la transferencia tecnológica a la industria. “Lo que buscamos es que existan oportunidades reales para quienes viven en las localidades que producen la energía del país. Con un aporte para acortar la brecha entre la escuela y el mundo laboral, anticipándonos a las demandas formativas del futuro y a través del fortalecimiento y generación de capacidades de las instituciones educativas” agregó.

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El ENARGAS auditará la gestión de las Subdistribuidoras de todo el país

El Ente Nacional Regulador del Gas pondrá en práctica “un plan extraordinario de auditoría y control de gestión” de todas las Subdistribuidoras de gas por redes del territorio nacional.

La decisión fue adoptada a través de la Resolución 322/2021, publicada en el Boletín Oficial, en cuyos considerandos se explica que “este Organismo (ENARGAS) ha detectado, según las propias manifestaciones vertidas por diversos Subdistribuidores en distintas presentaciones efectuadas, ciertas dificultades en el ejercicio de la gestión que le es inherente a la actividad que prestan”.

El Organismo añade que “tales aseveraciones, conforme surge de las actuaciones, podrían provocar una afectación en la regular prestación del servicio público que prestan y la posible afectación final a los usuarios y las usuarias del servicio; cuestiones ambas que surgen, asimismo, de los dichos efectuados por gran parte de los Subdistribuidores”.

El ENARGAS refirió en la R-322 que “algunas Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de gas por redes han puesto en conocimiento de este Organismo diversas situaciones complejas que ameritan el dictado del presente acto”, en alusión a las auditorías.

En este sentido la Resolución establece además que “las Licenciatarias de Distribución deberán presentar al ENARGAS un Informe pormenorizado e individualizado del estado de Situación Comercial, Técnica, Económica y Financiera, respecto de cada una de las subdistribuidoras de su área licenciada, en el plazo de quince (15) días hábiles de notificada” la R-322, y que “dicho informe deberá contener asimismo un diagnóstico y perspectiva sugerida”.

Asimismo, la R-322  ordena a sus Gerencias de Protección del Usuario, de Desempeño y Economía y de Distribución y Gas Natural Vehicular, que “adecúen sus cronogramas del plan anual de auditorías 2021” a efectos de lo dispuesto en esta Resolución.

La Gerencia de Protección al Usuario (GPU) del ENARGAS auditará la Aplicación de Cuadros Tarifarios, que incluye la verificación de los días incluidos en el período de consumo comprendido entre las fechas de lectura de medidor, en función del ciclo de lectura de los usuarios (Bimestral o Mensual).

También, la correcta asignación del consumo del período a la Liquidación de Servicio Público, en la emisión de factura mensual. Y la aplicación de los cuadros tarifarios vigentes en función de la categoría del usuario y la subzona tarifaria.

En el caso particular de las Subdistribuidoras alcanzadas por el régimen de Zona Fría Leyes 25.565 y 27.637, se verificará la efectiva y correcta implementación del régimen en la facturación a los usuarios y usuarias. También, las leyendas obligatorias que la Liquidación de Servicio Público debe contener.

Asimismo, se verificará para la atención comercial la obligación de contar con un sitio web que permita la difusión de información al usuario y a terceros interesados, con un plazo de implementación que venció el 1 de julio último y se llevarán a cabo  controles para verificar la implementación de la medida por parte de todas las Subdistribuidoras.

Por otra parte, la Gerencia de Desempeño y Economía relevará los 3 (tres) últimos estados contables de las subdistribuidoras a efectos de evaluar la situación económica – financiera, incluyendo la gestión de endeudamiento, que será “a nivel segmento” en aquellos casos donde la prestadora adicionalmente provea otros servicios (Electricidad, Telefonía, Agua y Saneamiento, Recolección de Residuos)

Según las definiciones establecidas en el Decreto 1738/92 (que reglamenta la Ley Marco del Gas), distribuidor es quien presta el servicio de distribución, y subdistribuidor es la persona física o jurídica que opera tuberías de gas que conectan un Sistema de Distribución con un grupo de usuarios, o que opera tuberías de gas que conectan un Sistema de Transporte con un grupo de usuarios y ha sido declarado Subdistribuidor por el ENARGAS, sin vulnerar los derechos del Distribuidor de la zona en que opera”.

El ente regulador refirió en los considerandos de la R-322 que “tanto el Instituto de Subdistribuidores de Gas (ISGA) como la Federación de Subdistribuidores  de Gas (FESUBGAS) han realizado cuestionamientos con injerencia en la propia prestación del servicio público de distribución que prestan; aseveraciones que han sido replicadas por gran parte de los subdistribuidores”.

Y también que las subdistribuidoras han hecho referencia al denominado “Régimen de Zona Fría” ampliado por Ley  27.637, el que alegan representaría “una expropiación del capital de trabajo necesario para el desenvolvimiento del servicio público” a su cargo.

En la R-322 el Enargas refiere también que “asimismo, (las Subdistribuidoras) han expresado la existencia de: “…Insuficiencia crónica de los ingresos o del margen de SDB que le proveen las tarifas…”, “…Falta de acceso al financiamiento…”; “…Empobrecimiento de su capital de trabajo…”; “…Permanente inflación de costos no compensados…”; “…Alto endeudamiento y en muchos casos flujos de caja negativos por problemas de estructura tarifaria…”.

Al respecto, y a modo de ejemplo, la R-322 hace referencia además al antecedente planteado por las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana en cuanto a “la situación de Subdistribuidoras de sus áreas de licencia y su deuda al 31 de Julio de 2021 para con ambas, solicitando medidas urgentes al respecto”.

Indicaron que “producto de reiterados incumplimientos de las obligaciones de pago por parte de los subdistribuidores por el servicio que las Licenciatarias les prestan en forma regular, se ha generado una deuda de montos insostenibles para estas Distribuidoras”, detallando el monto en concepto de capital e intereses.

El Ente refirió que “estas Distribuidoras han indicado que se no se trataría de un problema puntual o temporal, sino “…frente un problema estructural, que excede una cuestión de índole meramente comercial ajeno a la competencia de este Organismo Regulador…”, lo que según indican “progresa hacia una previsible insostenibilidad en el tiempo, atento el nivel de desajuste que se ha generado, impactando en la cadena de pagos de toda la industria”.

Pero “en determinadas circunstancias, los conflictos, controversias y/o incumplimientos de obligaciones comerciales podrían quedar bajo la órbita del ENARGAS si pusieran en riesgo la normal y regular prestación del servicio púbico y/o afectaran a usuarios y consumidores ajenos a los conflictos de índole comercial de los prestadores”, consideró el Ente que tiene por interventor a Federico Bernal

“Esta Intervención entiende que deben tomarse las medidas proporcionales del caso para verificar lo manifestado, pues la situación planteada requiere de importantes medidas regulatorias expresas”, puntualiza la Resolución.

Y remarca que “llama gravemente la atención y preocupa a esta Intervención lo advertido por las subdistribuidoras respecto de las posibles falencias de gestión que estarían observándose, máxime considerando el tratamiento dispensado para atender a los planteos puntuales que han presentado”, en el marco de la Comisión de Subdistribuidoras de Gas por Redes, creada por el Ente Regulador “como un espacio de contacto directo, para tratar las problemáticas presentadas por estas”.

En cuanto a la situación tarifaria, el Enargas sostiene en la Resolución que “una peculiaridad de la categoría subdistribuidor es que sus ingresos se encuentran doblemente determinados por tarifas reguladas. Por un lado, debe abonar la tarifa SDB a la Distribuidora zonal y, por el otro lado, cobra a sus usuarios (mayoritariamente Residenciales) y  las tarifas establecidas mediante los cuadros tarifarios de la Distribuidora zonal”.

Y puntualiza que “en los regímenes tarifarios de transición actualmente vigentes, llevados adelante en el marco de la Ley 27.541 (de Emergencia), Decretos 278/20 y 1020/20, los Subdistribuidores recibieron en la revisión tarifaria transitoria un beneficio adicional al recibido por las empresas Distribuidoras”.

“Incluso en el año 2019, se modificó el Reglamento del Servicio de Distribución aprobando una nueva redacción que contempló, en síntesis: 1) La reducción de la tasa de interés a aplicarles a los Subdistribuidores por pagos fuera de término de sus facturas a las Distribuidoras; y 2) El diferimiento en el plazo del pago de las facturas llevándose el mismo a cuarenta (40) días cuando originalmente era de siete (7) días”, recordó el Ente.

El ENARGAS puntualizó ahora que se ha propuesto encarar “un plan extraordinario de control de gestión, que abarca objetivos de tipo comercial, económico, financiero y técnico, de modo de identificar la existencia y la causa misma de las dificultades de gestión presentadas, para poder entonces resolver y disponer soluciones rápidas y efectivas, ajustadas a las potestades del regulador respecto de la prestación del servicio público”.

“Sin perjuicio de la responsabilidad que tiene el Subdistribuidor como propietario y/u operador de las instalaciones, nada exime a las Licenciatarias de Distribución de su obligación de ejercer la policía de seguridad que ostentan con los alcances previstos en el Contrato de Transferencia”, puntualizó el Organismo Regulador.

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Naturgy presentó su nuevo sitio web

Naturgy renovó su página web oficial, www.naturgy.com.ar, con un nuevo diseño, mejor accesibilidad y la incorporación de más información para el usuario, en la cual se destacan las diversas herramientas digitales como la “Oficina Virtual”.

Este desarrollo fue realizado en el marco de los procesos de modernización y dada la situación generada por la pandemia del coronavirus (COVID-19), lo cual llevó a la empresa a mejorar el site de internet para que todos los usuarios de Naturgy puedan ingresar con facilidad a realizar todas las gestiones necesarias.

Mediante la “Oficina Virtual”, los usuarios pueden realizar numerosos trámites, destacándose entre ellos: consultas de consumos históricos, deuda, trámites por actualización de lectura de medidor internos, adhesión a F@ctura por mail, planes de pagos, pago de facturas, cambio de titularidad.

“Nuestro objetivo es dar un paso adelante en términos innovación y calidad en la atención de los clientes, lo que está en el ADN de Naturgy, por eso esta actualización es un proyecto muy ambicioso que va a ir creciendo con el tiempo y acorde a las demandas de nuestros usuarios”, enfatizó Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

En la renovada web de Naturgy, desarrollada en formato Responsive que se adapte al diseño de distintos dispositivos móviles, se puede acceder, de manera fácil y ágil a información relevante del sector, recomendaciones sobre prevención y cuidados en el manejo del gas, con contenidos adaptados a distintos dispositivos y formatos.

A su vez, los usuarios pueden contar con un listado de gasistas matriculados para consultar en el momento de ser necesario.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

También en : Facebook: https://www.facebook.com/NaturgyArgentina/ 

Twitter: @NaturgyAr

Instagram: NaturgyAr

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Raízen lanzó “Ganate una moto con Shell Advance”

Raízen Argentina, licenciataria de la marca Shell, lanzó la promoción “Ganate una moto con Shell Advance”, que sortea una moto por semana y 1 año gratis de combustible Shell V-Power entre los clientes que adquieran cualquier lubricante de la familia Shell Advance, exclusiva para motos.

La promoción esta vigente desde el 13 de septiembre al 24 de octubre de 2021 en estaciones de servicio de la red, casas de repuestos, lubricentros y casas de motos.

De este modo, cada cliente que adquiera un lubricante de la línea Shell Advance podrá participar del sorteo escaneando el código QR presente en los afiches de cada establecimiento o ingresando al link correspondiente de la promo. Una vez ingresado sus datos (nombre, apellido, DNI y mail), cada participante será guiado por un BOT para cargar el código del lote o Nº del ticket de su compra que le permitirá registrarse y participar por estos increíbles premios.  

“La promo está pensada para continuar fortaleciendo nuestro vínculo con los clientes que ya conocen los beneficios de la familia Shell Advance y para incentivar a que nuevos consumidores confíen en nuestra línea de lubricantes especialmente desarrollada para motos”, sostuvo Carolina Wood, Directora de Marketing de Raízen Argentina. 

Acerca de Raízen Argentina

Raízen Argentina se creó en octubre de 2018 a partir de la compra, por parte de Raízen, del negocio de Downstream de Shell Argentina. Sus accionistas mayoritarios son Royal Dutch Shell y el grupo Cosan de Brasil. Entre sus activos se encuentran la Refinería de Buenos Aires, ubicada en Dock Sud, la planta de Lubricantes localizada en Barracas, la red de 800 estaciones de servicio, los negocios de combustibles marítimos, combustibles de aviación, asfaltos, químicos, así como las actividades de suministro y distribución en el país. 

Mediante un acuerdo de licencia de marca, Raízen utiliza la marca Shell, lo que permite a los clientes continuar teniendo acceso a productos y servicios de altísima calidad, que han caracterizado a la marca en sus más de 107 años de historia en el país.

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ENBpar, nueva estatal brasileña para operar Itaipú y nucleares

El gobierno brasileño creó este 13 de septiembre una nueva empresa pública que administrará las plantas nucleares y la hidroeléctrica Itaipú, que Brasil comparte con Paraguay, entre otros activos operados por el gigante eléctrico estatal Eletrobras, que está en vías de privatización.

La medida instaura la Empresa Brasileña de Participaciones en Energía Nuclear y Binacional (ENBpar), que estará vinculada al Ministerio de Minas y Energía, según el decreto publicado en el Diario Oficial de la Unión.

La creación de esta nueva compañía estaba prevista dentro del proyecto aprobado por el Congreso y sancionado por el presidente Jair Bolsonaro para hacer viable la privatización de Eletrobras, la mayor empresa del sector eléctrico en Latinoamérica.

El Gobierno pretende poner Eletrobras en manos de la iniciativa privada mediante la emisión de nuevas acciones sin la participación del Estado, un proceso que espera concluir en el primer trimestre de 2022.

En este contexto, se calcula que se reducirá la participación pública en la compañía del actual 60 % a cerca de un 45 %, aunque el Estado conservará una «acción dorada», que le dará poder de veto en decisiones estratégicas.

La ENBpar está considerada un paso fundamental para avanzar en la venta de Eletrobras, pues asumirá algunos de los activos que hoy opera el grupo estatal y que no serán privatizados, por lo que continuarán siendo controlados por el Estado brasileño.

Entre ellos, la operación de centrales nucleares, hoy bajo el paraguas de Eletronuclear, filial de Eletrobras, y la titularidad del capital social y la adquisición de los servicios de electricidad de la hidroeléctrica Itaipú Binacional, en virtud del tratado firmado con Paraguay para la gestión conjunta de la represa.

La nueva estatal también administrará el Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica (Procel) y los contratos de comercialización de energía generada dentro del Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa), entre otras iniciativas.

Eletrobras es responsable actualmente de cerca del 30 % de la energía generada por Brasil y del 45 % de la transmisión, con una extensión sumada de más de 70.000 kilómetros de tendidos eléctricos.

El año pasado, obtuvo un beneficio neto de 6.387 millones de reales (hoy unos 1.215 millones de dólares), un valor 43 % menor respecto a 2019, debido al peor desempeño en el segmento de generación, entre otros factores.

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IAPG: primer semestre subió producción de petróleo y bajó la de gas

La producción de petróleo total país del primer semestre del año fue de 14.3 millones de m3, es decir 79.093 m3/día, un 2 % más que en el mismo semestre del año 2020, que fue de 77.548 m3/día, reveló el informe periódico elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, (IAPG).

El resumen de dicho informe puntualizó que la producción No Convencional de petróleo, creció  28,4 %, alcanzando los 23.713 m3/día, contra los 18.463 m3/día correspondiente al primer semestre del 2020.

En cuanto al gas natural, la producción total país correspondiente al período enero-junio del año en curso alcanzó los 21,3 miles de millones de m3, es decir 118 millones de m3/día, un 5,8 % inferior a lo producido en el año anterior que fue de 125,3 millones de m3/día.

La producción No Convencional de gas natural bajó en los períodos comparados 5,4 %, alcanzando los 9,3 miles de millones de metros cúbicos, es decir 51,3 millones de m3/día contra los 54,2 millones de m3/día registrados en el primer semestre de 2020.

Asimismo, entre enero y junio últimos la perforación hidrocarburífera subió 52 %,  con 288 pozos terminados en este semestre, contra 189 pozos perforados en igual período del año 2020.               

La refinación de petróleo subió 11,6 %, ya que se procesaron 13,5 millones de m3 en el primer  semestre 2021, contra 12,1 millones de m3 elaborados en los primeros seis meses del año pasado.

Las ventas de motonaftas (Súper + Ultra) en el primer semestre del año en curso fue de 3,94 millones de m3, un 23,5 % más respecto al año anterior, que fue de 3,19 millones de m3, mientras que la venta de Gas Oil registró un alza de 13 % con 6 millones de m3 vendidos al mercado contra 5,3 millones de m3 vendidos el año pasado.

Por su parte el GNC tuvo un aumento de ventas de 24 % se expendió 1.095 millones de m3 este año contra 884 millones de m3 del año anterior.

El informe detalló además que las importaciones de gas natural crecieron  26,5 %,  con 4.054 millones de m3 importados durante el primer semestre 2021, mientras que en el mismo semestre de 2020 se importaron 3.205 millones de metros cúbicos.

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Con la finalización del Nordtream 2 se abre una nueva etapa en las relaciones entre Rusia y Europa

La empresa rusa Gazprom anunció que quedó concluida la construcción del gasoducto Nord Stream 2, el 10 de septiembre pasado, que había comenzado en 2018. El proyecto permitirá duplicar la capacidad de transporte del gasoducto Nord Stream I desde Rusia hacia Alemania a través del mar Báltico.

El ducto tiene su punto de partida en la localidad de Ust-Luga, en la provincia rusa de Leningrado. Desde allí el gasoducto pasa por el lecho del mar Báltico, a través de las zonas económicas y aguas territoriales de Dinamarca, Finlandia y Suecia, y termina en la ciudad alemana de Greifswald. Gazprom detalló que las secciones danesa y alemana del Nord Stream 2 están en las pruebas finales y pronto estarán operativas. En comparación con otras rutas de suministro del gas natural ruso a Europa, el Nord Stream 2 es 2.000 kilómetros más corto.

Viabilidad política y económica

Con un costo que rondó los € 9.500 millones el gasoducto Nord Stream 2 está conformado por dos grandes líneas paralelas de tubos de acero sin costura de 48 pulgadas, con una longitud total de 1.234 kilómetros, que tiene como fin transportar hasta unos 150 MMm3/d, con una presión operativa máxima de 220 bar.

Como dato de referencia es preciso señalar que en la Argentina, la producción total asciende alrededor de 130 Mm3/d, mientras que en Rusia -primer productor de gas natural del mundo- produce unos 1.800 MMm3/d.

El proyecto fue realizado por la firma Nord Stream AG, fundada por la empresa Gazprom, y cuenta con inversiones de las compañías ENGIE, OMV, Shell, Uniper y Wintershall Dea. No está claro el dato de los contratos que viabilizaron el proyecto, pero el gasoducto está construido y listo para operar.

En su oportunidad allá por el 2006, Gazprom Export firmó un contrato con la empresa alemana de gas Wingas, una operación conjunta de Gazprom y Wintershall (filial de BASF), para suministrar 9 MMm3/d millones de m³ de gas natural al año durante 25 años. 

En junio de 2006 Gazprom y la danesa DONG Energy firmaron un contrato por 20 años para el suministro de 5,5 MMm3/d de gas ruso para Dinamarca, mientras que DONG Energy suministraría 2 MMm3/d de gas natural por año para la filial de Gazprom, Gazprom Marketing and Trading, en el Reino Unido. Desde Nord Stream 2 AG comunicaron que antes de fin de año se estarán transportando unos 15 MMm3/d.

Victoria geopolítica de Moscú

La importancia geopolítica de la integración energética es asunto de alto vuelo. No es casualidad que en 2006 y tras su salida de la cancillería alemana, Gerhard Schröder asumiera como asesor de la junta de accionistas de Nord Stream un proyecto que impulsó personalmente y que cristalizó gracias a su amistad con el presidente ruso, Vladímir Putin.

La realización del enorme gasoducto se vio obstaculizada por la oposición de varios países, principalmente Ucrania y Polonia y los EE.UU. de inmediato intentaron subrogarlos en la defensa de sus intereses. La potencia americana desde la caída del Muro de Berlín, intenta conjurar el hinterland ruso en la región.

Se supone que el gas ruso contribuirá a la reducción del uso de carbón en Alemania que a pesar de las promesas descarbionizadoras ocupa alrededor del 30% de su matriz. El verde es un lindo color pero la realpolitik tiene argumentos de más peso. Washington consideró que el gasoducto aumentaría la influencia rusa sobre Europa y afectaría de manera negativa tanto la seguridad energética del continente como el mercado del gas en Europa del Este.

En el Departamento de Estado de  los EE.UU. consideran que el gasoducto refuerza la influencia de Rusia y crearía riesgos para Europa al hacerla dependiente del gas ruso, en lugar  de depender del gas transportado por territorio ucraniano. Ucrania produce unos 60 MMm3/d y por su territorio atraviesan gasoductos de exportación provenientes de Rusia que fueron motivos de duras disputas entre la Federación Rusa y la antigua ex República Socialista Soviética de Ucrania.

Explicarle a los europeos que es mejor para sus intereses económicos y estratégicos es hilarante, sobre todo cuando los Estados Unidos pidieron abrir el mercado a su gas natural licuado, más caro para los europeos.

Mediante la consabida aplicación de sanciones comerciales a las empresas participantes del proyecto lograron atrasar la construcción a fines de 2019, el Departamento del Tesoro de los EE.UU. sancionó a 13 barcos rusos y tres entidades, incluido un servicio de rescate marítimo, por su participación en la construcción del gasoducto.

Donald Trump había declarado que los críticos del proyecto afirman que el Nord Stream 2 hará a Europa dependiente del gas ruso y de esta manera le dará a Moscú un instrumento para el chantaje en el ámbito de la energía. A pesar del combate dialéctico, Alemania prefirió el riesgo de la dependencia rusa y procedió a la asociación de sus empresas, con Gazprom.

Mientras tanto, Rusia declaró en repetidas ocasiones que se trata de un proyecto exclusivamente comercial y “mutuamente beneficioso”. En el mismo sentido se expresó el portavoz del presidente de Rusia, Dmitri Peskov, quien hizo hincapié en que el proyecto “no puede suponer ninguna amenaza para nadie”.

Serguéi Makogón, jefe de la compañía Operator GTS Ukrainy (Operador del sistema de transporte de gas de Ucrania), estimó en mayo de este año, que a su país —cuyo presupuesto para el 2021 es de € 37.000 millones— la puesta en funcionamiento del Nord Stream 2 le costará entre €  4.000 ó 5.000 millones anuales en tarifas de transporte de gas.

Para calmar las aguas, el presidente ruso, Vladímir Putin, y la canciller alemana, Angela Merkel, aseveraron que Moscú seguirá transportando gas a través del territorio ucraniano incluso tras la expiración del acuerdo.

Ucrania atraviesa una gran crisis política interna entre buena parte de la dirigencia económica que prefiere mantenerse en la órbita del rublo y la otra que prefiere ingresar en el área del euro.  En estas pujas hizo pie EE.UU. pero finalmente y al igual que en Afganistán, Biden decidió enarbolar la bandera del fracaso, retirando su oposición al gasoducto al admitir que ya no lo podría frenar y tampoco puede arriesgarse a una ruptura con Alemania.

Gas más barato y limpio

A principios de junio, el presidente ruso, Vladímir Putin, indicó que el gasoducto permitirá a los consumidores de Alemania recibir un gas más barato que el que pueden recibir a través de los gasoductos que pasan por otros países.

Asimismo, el jefe de Gazprom, Alexéi Míller, declaró en julio que entre los objetivos de la construcción del gasoducto se encuentra una disminución en el costo del gas para los consumidores finales debido a una ruta de transporte más corta”.

El costo y daño ambiental se reducen gracias a las nuevas y modernas tuberías y una menor cantidad de estaciones de compresión.

Mientras tanto, varios expertos destacan que el sistema de tránsito de gas ucraniano ya es obsoleto y requiere inversiones para su reparación, lo que puede disuadir a los clientes europeos.

M.R.M.

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YPF invirtió US$ 21 millones en Luján de Cuyo y mejora la calidad ambiental de sus naftas

La refinería de YPF ubicada en el Complejo Industrial Luján de Cuyo (CILC), completó con éxito la puesta en marcha de la nueva unidad para producir ETBE, que permitirá agregar al pool de naftas este componente de alto octanaje que se elabora utilizando como materia prima el bioetanol.

La ejecución de este proyecto, que se llevó adelante en plena pandemia de Covid 19, demandó una inversión de 21 millones de dólares y mano de obra para 200 personas de manera directa e indirecta durante los picos de trabajo.

De esta manera, el Complejo Industrial Luján de Cuyo se pone en línea con los requerimientos impuestos por la Secretaría de Energía de la Nación que exigen el agregado de bioetanol a los combustibles que se comercializan en el territorio nacional.

Este producto es considerado una energía renovable y su empleo disminuye la emisión de gases contaminantes a la atmósfera, por lo que este nuevo hito en el CILC constituye además un gran aporte para disminuir la contaminación ambiental.  El ETBE es el producto de la eterificación del bioetanol, por lo tanto, a través de su incorporación en la mezcla de naftas, se podrá incrementar el octanaje de las mismas.

Para completar el plan de conversión de la unidad MTBE a ETBE se instaló una nueva unidad de oxigenación ORU (Oxigenate Removal Unit) lo que lo convirtió a este proyecto en uno de los más relevantes actualmente en el Complejo.

Dentro de las empresas que formaron parte del proyecto se destaca el protagonismo de AESA, que tuvo a su cargo el movimiento de suelos y la construcción de la estructura civil principal, gran parte de la ejecución de piping y estructuras, y el cableado e instalación de la instrumentación asociada al Sistema de Control de Regenerante, DCS y ESD. Tambien ejecutaron distintos tipos de tareas las empresas Tomio, Marpi, UOP y Honeywell.

Cabe destacar que todo el cálculo y el diseño mecánico de los equipos fue desarrollado en la Refinería de Luján de Cuyo y casi la totalidad de equipos necesarios como así también la mano de obra fueron provistos por empresas locales.

El proyecto en cifras:  • Se ejecutaron 22.000 pulgadas de soldaduras (equivalente a soldar 13 kilómetros de caños de 10 pulgadas).  • Se utilizaron 130 toneladas de equipos, estructuras y soportes.  • Se demandó un total de 280.000 horas hombre, equivalente a 40 personas trabajando todos los días durante más de dos años con picos de 200 operarios entre planta y talleres.  • La obra se ejecutó sin incidentes y fue un desafío su avance en contexto de pandemia.  Se conformaron equipos de trabajo en modo teletrabajo y presencial, detalló YPF.

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Schneider y AVEVA unifican operaciones de minería para mejorar su seguridad y sostenibilidad

Los partners Schneider Electric y AVEVA están integrando las operaciones de 15 instalaciones distintas de Vale, para aumentar la seguridad, la sostenibilidad y la eficiencia de sus operaciones.

Vale de Minas Gerais

Líder en la transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, y AVEVA, líder mundial en software industrial para la transformación digital y la sostenibilidad, están unificando las operaciones de Vale, empresa mundial de recursos naturales y minería.

La combinación del software, la tecnología y la experiencia en minería de AVEVA y Schneider Electric proporciona a Vale la capacidad de integrar, centralizar y monitorizar de forma remota las operaciones de sus instalaciones en Mariana e Itabira en Brasil.

Vale se encuentra entre las cinco empresas mineras más grandes del mundo. Con sede en Río de Janeiro, el principal productor mundial de mineral de hierro, pellets y níquel cuenta con una plantilla de más de 170.000 personas en 38 países. El Complejo Mariana y el Complejo Itabira son dos de los principales puntos de producción de mineral de hierro de Vale, ubicados en Minas Gerais (Brasil). Juntos, los complejos son responsables de más del 75% de los datos de producción de las operaciones mineras de Vale en Minas Gerais.

La digitalización es fundamental para impulsar la eficiencia y la sostenibilidad en la minería, además de mejorar la seguridad a través de las operaciones en remoto. Con esta colaboración, Vale puede unificar las operaciones de múltiples instalaciones y actualizar su antiguo sistema por uno capaz de controlar de forma remota las diversas tecnologías de cada instalación minera. Con la solución de gestión remota, Vale aumenta su seguridad y reduce sus gastos operacionales, al mismo tiempo que mejora su eficiencia energética y, por lo tanto, su sostenibilidad.

Vale eligió a Schneider Electric y AVEVA por el rendimiento y la visibilidad que proporcionan sus soluciones, además de su flexibilidad, por ser agnósticas, lo que facilita la integración de múltiples tecnologías en varias instalaciones.

“Nuestro objetivo es mejorar de forma constante la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad, no solo ahora sino también para el futuro”, asegura Paulo Henrique Fontes Coura, líder senior de automatización de Vale. “Schneider Electric y AVEVA se han convertido en una parte integral de ese camino. Han proporcionado un servicio completo y personalizado de principio a fin que nos ayudó con la optimización, incluyendo la formación, el apoyo y el asesoramiento en todo momento”.

“Esta colaboración ha creado mucho más que la suma de sus partes”, afirma Gilberto da Cunha Vieira, Líder de Ingeniería Eléctrica y Automatización de Vale. “Estamos enormemente agradecidos a Schneider Electric y AVEVA por unir nuestras instalaciones”.

Schneider Electric ha implementado EcoStruxure Control Expert – Asset Link, en combinación con AVEVA System Platform y Modicon M580, para proporcionar visibilidad y unificar las operaciones de Vale. La tecnología permite que los datos se integren directamente en el sistema, por lo que los responsables de Vale tienen información al detalle sin tener que transferirla manualmente. Al reunir estos datos, ahora Vale puede crear un centro de operaciones principal y gestionar todo de forma remota. Esto mejora la eficiencia operacional, con menos personas onsite, lo que aumenta la seguridad.

Además, se han ahorrados costes gracias a poder contar con datos más rápidos para tomar decisiones; se ha obtenido una visibilidad y compatibilidad total para todas las plantas, proporcionando una única visión holística; y se ha conseguido una mejor coordinación en las operaciones y mayor eficiencia y productividad al unificar múltiples disciplinas en el mismo sitio. El proyecto ha permitido también una estandarización completa a través de una plataforma, con varios fabricantes de dispositivos, y una mayor sostenibilidad a través de la optimización de recursos

“Actualmente, la información es imperativa”, dice Rob Moffitt, President Mining, Minerals and Metals de Schneider Electric. “Impulsa la seguridad, la sostenibilidad y la rentabilidad. Es vital que un sector del que dependemos pueda funcionar de manera eficiente, segura y sostenible. El sistema que hemos creado para Vale junto con AVEVA es fundamental para este proceso. Esperamos que Vale desbloquee su potencial para entender, gestionar y mejorar sus operaciones en todo Brasil”.

“Las operaciones mineras son entornos con muchos datos, en los que la transformación digital puede impulsar la sostenibilidad y productividad para usar mejor los activos y optimizar el valor”, comenta Marc Ramsay, Vice President, Global Strategic Partners de AVEVA. “Junto con EcoStruxure de Schneider Electric, la AVEVA System Platform ayuda a Vale a crear las minas del futuro a través de operaciones contextualizadas, sobre una base colaborativa basada en estándares que unifica personas, procesos y activos en todas las instalaciones de la empresa, para una mejora operacional continua y real y para ayudar a tomar decisiones”.

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La discusión sobre regalías en Chile como referencia para la Argentina

Académicos del Departamento de Ingeniería en Minas de la Universidad de Chile (DIMin)  presentaron un trabajo sobre royalty minero en la Comisión de Minería y Energía del Senado de ése país cuya consideración podría enriquecer la discusión en la Argentina para mejorar el esquema tributario local de manera que ello viabilice la construcción de grandes proyectos de Cobre en el país.

Especialistas locales en el tema consideran que aún si pudieran sortearse obstáculos como el acceso al mercado de cambios, y la remisión de utilidades, la carga ad-valorem que representan las regalías y derechos de exportación en la Argentina constituyen una clave para la concreción de proyectos en el sector minero.

La propuesta analizada en Chile se resume en un modelo híbrido que considere tasas ad-valorem entre 1 y 3 %, sumado a una componente que grave las utilidades de las empresas. Este modelo captura de algún modo la experiencia peruana (con un componente de 1 % ad-valorem) y la canadiense (que posee un esquema mixto pero con un tope del 13 % sobre las utilidades).

La presentación estuvo a cargo de los académicos del Departamento de Ingeniería de Minas de la Universidad de Chile, Luis Felipe Orellana, Emilio Castillo y Nelson Morales.

“El trabajo expuesto en la Comisión es parte de un estudio desarrollado en conjunto en los últimos meses y tiene por fin revisar principalmente el efecto de distintas tasas ad-valorem sobre las reservas mineras“, indicó Emilio Castillo.  Añadió que “los yacimientos mineros son heterogéneos y también las operaciones. La minería es una actividad de alta incertidumbre y múltiples etapas en el ciclo de vida y, por lo tanto, cualquiera sea el tributo, debiese considerar esta realidad”.

Durante la presentación ante el Senado chileno, Luis Felipe Orellana señaló que ”la nueva estructura tributaria debería considerar un mayor aporte de la minería al Estado y flujos permanentes que de cuenta de la heterogeneidad de las operaciones, que minimice el efecto en las reservas y, con ello, en la tasa de producción, la vida útil y el valor del proyecto, y por cierto, que su diseño aproveche los ciclos altos de precio de los minerales.

Bajo estas condiciones, un modelo híbrido, que considere tasas ad-valorem entre el 1 y 3 %, sumado a una componente de tasas sobre las utilidades es lo más apropiado”.

En este contexto, Orellana expuso: “Chile es un país minero y la minería presenta grandes desafíos en el futuro, con proyectos de mayor complejidad constructiva y operacional; con un fuerte impulso por la automatización y digitalización de los procesos mineros; con cambios en la estructura productiva; con una necesidad de mayor diversidad y espacios de inclusión y, por cierto, desarrollo de una minería orientada a la sostenibilidad del territorio y sus comunidades”.

De igual modo, precisó que “existe consenso, a raíz de la discusión pública, que hay espacio para aumentar la carga tributaria al sector a fin de enfrentar los desafíos de los próximos años. La tributación debiese también considerar los procesos y desafíos del propio sector”.

Agregó que tomaron como base del análisis el proyecto de ley actual en discusión, el cual aumenta la tasa efectiva del royalty ad-valorem en la medida que se incrementa el precio del cobre.

Asimismo, Orellana dijo que para efectos del estudio presentado se enfocaron en diferentes perfiles y tasas ad-valorem entre 1 % y 10 %, además del propio proyecto de ley en discusión.

“Es importante reconocer que tasas ad-valorem tienen como ventaja asegurar transferencias al Estado, independiente del ciclo del proyecto. Por otra parte, tributos a las utilidades logran captar mejor ante escenarios de superciclos o altos precios”, señaló.

Seguidamente presentó un ejemplo en que se valorizó un yacimiento real. “Aplicamos distintas tasas ad-valorem y asumimos escenarios de precios, y también de costos altos y bajos, en referencia solo a minería a cielo abierto y no subterránea, cuyos costos son distintos y su realidad operacional también. Esto no quiere decir que hayamos dejado una parte importante de la industria local fuera del estudio, ya que cerca del 90% al 2020 de la producción directa viene de minería a cielo abierto“, explicó.

Orellana Ilustró con gráficos de referencia el efecto sobre las reservas, “donde vemos que el impacto del actual proyecto de ley es significativo en particular para faenas de costos altos. Además, es importante distinguir que, para un escenario de costos altos y precios bajos, vemos otro resultado, sin desarrollo de proyectos, pero que no es por efecto del royalty, sino por la estructura de costos propias del proyecto”.

“Los resultados que presentamos buscan plantear escenarios, ideas de cuál es el efecto que pueden tener distintas tasas ad-valorem. Así a partir de los resultados vemos que la aplicación de una tasa ad-valorem del orden del 1% al 3%, tendría un efecto sobre las reservas menor al 5%, para precios del orden de 2,5 o 3,5 US/lb “, puntualizó.

Orellana indicó que “el proyecto de ley aprobado por la Cámara de Diputados, hoy en discusión en el Senado que aumenta la tasa efectiva ad-valorem con el precio del cobre es desproporcionado, presenta inconsistencias y además genera un efecto distorsionante”.

Por su parte, el profesor Castillo agregó que “en el actual proyecto hay una captura presente, pero condiciona significativamente el aporte futuro, tanto en producción y valor de los proyectos, y genera una pérdida del potencial geológico del país, afectando principalmente a las futuras generaciones”.

Ante una minería inexistente de cobre en Argentina, las conclusiones del profesor Castillo son contundentes y atendibles para entender que los esquemas con una alta carga ad-valorem condicionan la expansión futura de la actividad y reducen considerablemente las reservas disponibles para explotar.

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Naturgy y Olimpiadas Especiales Argentina se unen para fortalecer el liderazgo de atletas

Naturgy y Olimpiadas Especiales Argentina firmaron un convenio para desarrollar conjuntamente iniciativas de Liderazgo Unificado, cuyo objetivo es potenciar habilidades y fomentar roles significativos para personas con discapacidad intelectual. De las actividades participarán 20 atletas, jóvenes adultos con discapacidad intelectual de entre 25 y 45 años.

“Mediante la participación de las personas con discapacidad como líderes, contribuimos a cambiar percepciones acerca de lo que ellas pueden hacer”, afirmó Mercedes Fielder, Directora Ejecutiva de Olimpiadas Especiales Argentina.

“Es un orgullo para Naturgy poder acompañar a Olimpiadas Especiales Argentina en esta iniciativa, permitiendo que los jóvenes atletas puedan desarrollar nuevas habilidades, y con ello una mejora en su calidad de vida”, sostuvo Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

Olimpiadas Especiales Argentina cuenta con más de 40 años de trayectoria en el país promoviendo la inclusión y el ejercicio de derechos de niños, jóvenes y adultos con discapacidad intelectual para transformar la calidad de vida de los atletas y sus familias a través del deporte y la formación de la comunidad.

Para conocer más sobre Olimpiadas Especiales Argentina, visite www.olimpiadaespecial.org.ar o a través de sus redes sociales:

Facebook: https://www.facebook.com/OlimpiadasEspecialesArgentina/

Instagram: https://www.instagram.com/olimpiadas_especiales_arg/

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros.

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MEGSA-CAMMESA ofertaron 28,1 Mm3/día para la segunda quincena de setiembre

Un total de 18 ofertas por un volumen de 28,1 millones de metros cúbicos día fueron presentadas en el concurso de precios realizado por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) a solicitud de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para la provisión de gas natural a usinas generadoras entre el 13 y el 30 de setiembre.

Estuvieron habilitados para ofertar los Productores que habiendo sido adjudicados en el Plan Gas.Ar (PG) contaran con volúmenes adicionales.

Cada Productor sólo podía ofertar en las mismas cuencas en que fuera adjudicado en el Plan Gas y el precio ofertado por cada Proveedor no podía exceder el precio obtenido en el PG para cada cuenca.

El precio promedio ponderado de estas ofertas fue de US$ 4,4083 por millón de BTU.

El detalle de las ofertas reveló que 13 corresponden a productores de la cuenca neuquina, por 20,1 millones de metros cúbicos día; 3 de Tierra del Fuego, por 4,5 Mm3/día; 1 de Chubut por 2 Mm3/día y 1 desde Santa Cruz por 1,5 Mm3/día.

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Foro sobre el futuro de Vaca Muerta y la Transición energética

El pasado jueves se realizó el cuarto encuentro del ciclo de seminarios sobre Recursos Naturales y Desarrollo Sostenible co-organizado por el think tank Fundar, el Centro de Investigaciones para la Transformación (Cenit) y el Centro Interdisciplinario de Estudios en Ciencia Tecnología e Innovación (Ciecti). En esta oportunidad el tópico fue Energía y versó sobre las oportunidades y desafíos de la transición energética y el desarrollo de Vaca Muerta. Los anteriores encuentros fueron Recursos Naturales, Agricultura y Minería.

La transición energética en Argentina representará oportunidades y desafíos para el desarrollo de Vaca Muerta, así como la generación de capacidades productivas y tecnológicas que permitirán el aprovechamiento de los recursos naturales de una manera sustentable, coincidieron diversos especialistas.

El ciclo busca facilitar una discusión profunda acerca de los recursos naturales y el desarrollo sostenible en el contexto actual de la Argentina. Se busca visibilizar las oportunidades y las tensiones de naturaleza productiva, social, política y ambiental que presenta la explotación de los recursos naturales, y poner en debate las miradas que los diversos actores políticos, empresariales y sociales tienen sobre ellas.

El cuarto seminario buscó ofrecer un espacio que analice el desarrollo energético argentino en el marco de esta transición con especial foco en la generación de capacidades productivas y tecnológicas locales. Se analizó y discutió bajo qué condiciones el país puede avanzar en la transición hacia un mayor peso de las fuentes renovables, haciendo uso sostenible de los recursos naturales y también generando capacidades locales.

En ese marco —y entendiendo la gradualidad de ese tránsito— además de abordar fuentes renovables ligadas a los recursos naturales, se debatió acerca de las oportunidades y desafíos asociados a la extracción de los recursos hidrocarburíferos disponibles (especialmente la cuenca no convencional) minimizando los impactos ambientales.

Nicolás Arceo, de la consultora Economía y Energía, consideró que “no está claro lo que va a implicar la transición energética en términos de la penalización en la utilización de combustibles fósiles” pero si que va a significar “una restricción en la demanda mundial de hidrocarburos”.

“Por eso Argentina tiene una ventana de oportunidad hasta tanto se produzca ese momento para valorizar su producción hidrocarburífera en el mercado mundial”, sostuvo, aunque rescató la utilización de gas natural “como combustible de transición porque genera muchos menos gases de efecto invernadero”.

Por su parte, Marcelo Neuman del Instituto de la Industria de la Universidad Nacional de General Sarmiento (IDEI-UNGS) analizó la relevancia económica del complejo hidrocarburífero y entendió “necesario un programa de sustitución de importaciones en las compras”.

“Se sugiere incrementar la participación local en futuros planes de inversión, hacer programas de desarrollo de proveedores articulados entre la industria, el gobierno y el sistema científico tecnológico y proveer líneas de crédito adecuadas para la expansión y el desarrollo productivo”, detalló el especialista.

Finalmente, Laura Forni del Stockholm Environment Institute, se refirió a la gestión de los recursos hídricos en la región de Vaca Muerta y los posibles riesgos que el desarrollo de la extracción de hidrocarburos representa para los ecosistemas, la salud pública y la producción agrícola de la región, en particular con relación a la calidad del agua.

“La producción de shale gas puede presentar un riesgo no tanto en la cantidad sino en la calidad de agua superficial y subterránea. El uso proporcional del agua para la producción de gas natural es pequeño en relación a otros usos en la zona, pero actualmente se explota sólo el 5% del gas natural de vaca muerta”, describió.

Ante esta situación, entendió que “los desafíos ambientales de gran complejidad requieren de una gobernanza multifacética. Se requiere que el sistema regulatorio interprovincial considere la multiplicidad de usos y características de cada provincia. Esto es, contar con una perspectiva de gestión integrada de los recursos hídricos a escala regional”

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Venezuela propone ante la OPEP concertar una transición energética

El vicepresidente y ministro del Petróleo venezolano, Tareck El Aissami, defendió en una conferencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que es «de suma importancia concertar una política integral de transición energética«.

En la conferencia, denominada «Mesa Redonda Ministerial sobre Energía, Clima y Desarrollo Sostenible», El Aissami consideró que esa transición debe generar un impacto colectivo de bienestar social», según recoge un comunicado de su despacho.

También expuso la posición de Venezuela en defensa de «los esfuerzos del sistema multilateral» y «en beneficio de la preservación de la vida en el planeta».

«Reconocemos la importancia de fortalecer las acciones de mitigación y adaptación, de conformidad con la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático y el Acuerdo de París«, expresó.

Destacó que deben encontrarse «caminos que coadyuven a la solución y a reducir el impacto del cambio climático» en el planeta.

El Aissami también subrayó «la necesidad «de construir acuerdos que permitan «desarrollar esfuerzos integrales para mejorar el compromiso global en las políticas energéticas y ambientales en favor de nuestro mundo».

«Ya no es suficiente más declaraciones, es impostergable, queridos hermanos, queridas hermanas, que actuemos de inmediato», apostilló.

El encuentro promovido por la OPEP se llevó a cabo en el marco de la Carta de Cooperación (CoC) y proporcionó una plataforma para «debates sobre cuestiones claves relacionadas con la industria energética, incluidos los esfuerzos globales centrados en abordar el cambio climático en el contexto del desarrollo sostenible», según la información del comunicado.

También estuvo presente India y varias organizaciones internacionales, agregó la información.

Al mismo asistieron varios ministros, altos funcionarios y expertos de la industria de los países miembros de la OPEP y países productores de petróleo que no forman parte de la organización y participan en la CoC.

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Se lanzó oficialmente el contrato de futuros de Litio en la Bolsa de Metales de Londres

Con el respaldo del trader suizo Transamine Trading S.A. y en base a la agencia de precios Fastmarkets MB (Metal Bulletin), se terminó de consolidar el contrato de futuros de litio en la Bolsa de Metales de Londres (LME por sus siglas en inglés). El anuncio se produce poco más de 2 años después, pandemia mediante, de la selección de Fastmarkets como agencia de reporte del precio en junio de 2019. La decisión de cotizar el litio fue comunicada por primera vez en la LME Week de Octubre 2018.

El contrato lanzado LME Lithium Hydroxide Battery Grade spot price CIF CJK corresponde al precio de referencia del hidróxido de litio colocado en los puertos de China, Japón y Corea del Sur de manera spot. Si bien la mayor parte del mercado global de litio en la actualidad se transa bajo contratos privados, el precio spot es una referencia para el ajuste de los mismos, que ya empiezan a incluir el precio de referencia entre sus cláusulas contractuales.

Los precios publicados cada viernes (el precio es por ahora un precio promedio semanal y no diario o intra-diario como en otros commodities minerales) para el hidróxido de litio parecen haberse estabilizado en U$S 15,5 por kilogramo, tras la acelerada recuperación experimentada desde el piso de octubre de 2020. La crisis del COVID19 llevó a mínimos de 2015 los precios del litio, que arrastraban casi 2 años de caídas pre-pandemia tras el boom de 2017-18.
Tres meses atrás, el trader norteamericano con base en Chicago, CME Group, realizó la primer operación de trading, de unas 5 mil toneladas (carbonato de litio equivalente) en base al precio de la agencia Fastmarkets, lo que parece haber acelerado la decisión del LME de lanzar el dilatado contrato formalmente.

De acuerdo a la información del LME, ellos “han trabajado en estrecha colaboración con la industria del litio para desarrollar un contrato que tendrá la longevidad para respaldar el sector de materiales de baterías en rápida expansión. Fastmarkets ha consultado extensamente con el mercado físico para desarrollar especificaciones claras que puedan utilizarse como base para las negociaciones contractuales.”

COMITÉ DE LITIO DE LA LME

La Bolsa de Metales de Londres ha establecido un organismo asesor con participantes clave de la industria, especialmente interesados en contar con una cotización que brinde transparencia y permita realizar pronósticos y presupuestos en el marco de la transición energética. Este organismo, denominado Comité de Litio de la LME, incluye actores de las finanzas, la producción primaria y de derivados y la industria automotriz:
Tianqi Lithium Corporation
BASF SE
Pilbara Minerals Limited
Chengdu Chemphys Chemical Industry Co. Ltd
Transamine Trading S.A.
Albemarle Corporation
Tesla, Inc.
Lithium Royalty Corporation
Jaguar Land Rover Limited
Toyota Tsusho Corporation
Northvolt AB
Goldman Sachs International
The London Metal Exchange

Fuente: LME

Entre los actores se cuentan 3 empresas con presencia en el triángulo sudamericano: Tianqi, en Salar de Atacama a través de su participación accionaria en SQM, Albermarle que opera en el mismo Salar y Toyota Tsusho que participa en la sociedad con Orocobre y JEMSE en el joint venture que opera el Salar de Olaroz en la Provincia de Jujuy.

La adopción por parte de la industria de este precio de referencia, si bien se basa en hidróxido de litio, servirá de referencia para fiscalizar las exportaciones de derivados en Argentina y Chile (principalmente carbonato de litio) que podrán, a su vez, mejorar los ingresos fiscales de la administración nacional y las administraciones provinciales si los precios de exportación convergen a los del mercado spot.

SOPORTE

Our new #lithium futures contract is now available to trade. Designed in close consultation with stakeholders from the industry, including Transamine Trading S.A, it brings transparency to the market and offers trading opportunities that support the green transition. Learn more > #sustainability #lithium
The London Metal Exchange has partnered with price reporting agency Fastmarkets to bring greater transparency to pricing for the lithium market. Continued adoption of reference pricing across the industry has paved the way for the launch of our LME lithium futures contract – LME Lithium Hydroxide CIF (Fastmarkets MB).
The new LME battery-grade hydroxide cash-settled futures contract allows stakeholders throughout the lithium supply chain – from the source to the end user – to mitigate against price volatility. Read more about the specifications of this contract below.
LME Lithium Hydroxide CIF (Fastmarkets MB) contract specification
We have worked closely with the lithium industry to develop a contract which will have the longevity to support the rapidly evolving battery materials sector. Fastmarkets has consulted extensively with the physical market to develop clear lithium specifications which can be used as the basis for contractual negotiations.
To discover more about Fastmarkets’ lithium pricing specifications, visit their methodology page.
The weekly midpoint prices for Fastmarkets MB’s key assessments for lithium hydroxide are published on this page each Friday.
LME LITHIUM COMMITTEE
We’ve established the LME Lithium Committee, which is an important advisory body including key participants from across the lithium industry. Find out more

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IES: producción de Biocombustibles subió 11,7% interanual en el primer semestre 2021

La elaboración conjunta de biocombustibles (biodiésel y bioetanol) totalizó 1.173,2 miles de toneladas en el primer semestre de 2021,  con un alza productiva del 11,7 % respecto de 2020. El aumento se da respecto a una baja base de comparación en 2020, ya que el año pasado la elaboración de biodiésel y bioetanol fue afectada por la reducida demanda de las petroleras ante el derrumbe de las ventas de combustibles por el Covid-19. Los datos corresponden a un informe elaborado por Investigaciones Económicas Sectoriales (IES).

En el primer semestre de 2021, la producción de biodiésel totalizó 762,2 miles de toneladas, acumulado un aumento de 5,1 % respecto a 2020. Por su parte, la producción de bioetanol creció 26,5 % en el primer semestre de 2021 (411 mil toneladas), producto del aumento en la demanda de las petroleras, en línea con la mayor actividad económica por las menores restricciones a la movilidad.  La producción de bioetanol a base de maíz creció 16,7 %, mientras que la elaboración a base de caña registró un alza de 44,7 %.

Tras el derrumbe de 2020, en el primer semestre de 2021 las ventas internas de biocombustibles sumaron 643,3 miles de toneladas, una contracción acumulada de 16,8 % respecto a 2020.  Sin embargo, este resultado es dispar entre segmentos, ya que la baja se explica por la fuerte retracción en el consumo interno de biodiésel, mientras que las ventas internas de bioetanol se incrementaron en dicho período.

En el acumulado a junio de 2021, las ventas internas de biodiésel exhibieron una caída anual de 56,3 % respecto a 2020.  En el primer semestre de 2021, las ventas de bioetanol crecieron 26,5 %  totalizando 466,9 miles de toneladas. De este total, 245,7 miles de toneladas obedecen a ventas de etanol a base de maíz (25,1%), y 221,1 miles de toneladas provenientes a base de caña de azúcar (28,1%).  El aumento del consumo interno obedece a la mayor demanda de las petroleras por la mayor movilidad tras el fin del ASPO.

Por otra parte, el informe detalla que en el primer semestre de 2021 se exportaron US$ 636,3 millones en biodiésel, una expansión interanual de 191,6 %, mientras que se despacharon 578,5 miles de toneladas, un crecimiento anual de 116 % respecto del mismo período de 2020.

Entre enero y junio, las exportaciones ya superaron las ventas externas de todo 2020, mientras que en volúmenes equipararon las toneladas despachadas en 2020. Las exportaciones argentinas de bioetanol son marginales, ya que la producción se destina casi íntegramente al consumo interno. En el acumulado a junio, las exportaciones totalizaron US$ 3,6 millones, mientras que los volúmenes despachados alcanzaron las 12,9 miles de toneladas, un aumento de 660 % en valores y 800 % en cantidades con respecto a 2020.

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Energía fijó nuevos precios para el bioetanol y el biodiesel a partir de setiembre

La Secretaria de Energía de la Nación fijó nuevos precios para el bioetanol (a base de maíz y de caña de azúcar) a partir de setiembre, y también nuevos precios para el biodiesel para los meses de setiembre, octubre y noviembre.

A través de la resolución 852/2021 la cartera a cargo de Darío Martínez fijó en $ 59,350 por litro el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (marco regulatorio para Biocombustibles) , el cual regirá para las operaciones correspondientes al mes de septiembre de 2021, y tendrá vigencia hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

En la  misma resolución se estableció también en $ 59,350 por litro el precio del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta, aplicando el mismo criterio temporal de vigencia.

El plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los treinta (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente, indica la R-852.

El artículo 4º de la norma citada establece que los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz serán actualizados mensualmente la Secretaría y publicados en su página web con la misma temporalidad, “de acuerdo a la variación porcentual del precio en el surtidor de las naftas comercializadas a través de las estaciones de servicio de propiedad de la empresa YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires”.

Para ello “se considerará el promedio ponderado de las ventas de nafta Grado Dos (2) y Grado Tres (3) llevadas a cabo por YPF en los últimos doce (12) meses, conforme la información que proporcione la Dirección Nacional de Economía y Regulación de la Subsecretaría de Hidrocarburos” de dicha Secretaría.

“Habida cuenta que aún se encuentra en análisis la metodología de cálculo de los precios del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y de maíz destinado al mercado interno en su mezcla obligatoria con las naftas, resulta necesario establecer los parámetros en base a los cuales se llevará a cabo transitoriamente la actualización mensual de aquellos, los cuales han sido propuestos por las entidades que nuclean a las empresas elaboradoras de bioetanol del sector en presentaciones efectuadas ante esta Secretaría”, explica la R-852.

Por otra parte, la resolución 853/2021 de Energía fijó los siguientes precios de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640:

a) Pesos 122.453 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de septiembre de 2021;

b) Pesos 124.900 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en el mes de octubre;

c) Pesos 127.400 por tonelada para las operaciones a llevarse a cabo en noviembre de 2021.

También en este caso el  plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Con la entrada en vigencia de la ley 27.640 quedaron sin efecto todas las disposiciones establecidas en las Leyes  23.287, 26.093 y 26.334, junto con la normativa reglamentaria respectiva, entre las cuales se encontraban las vinculadas con los precios de adquisición de los biocombustibles destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles.

En ejercicio de las funciones establecidas por la Ley Marco, Energía fijó los precios de adquisición del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil para el abastecimiento del mercado interno durante los meses antes detallados, “mientras se concluye el análisis de la metodología de cálculo pertinente”, señala la R-853.

También puntualiza que “el establecimiento de los citados precios del biodiesel ha sido consensuado con las entidades que nuclean a las empresas elaboradoras del sector, de acuerdo con las presentaciones efectuadas por dichas entidades ante esta Secretaría”.

   

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La petroquímica registró menos ventas locales pero más exportaciones

Las PyMIQ alcanzaron en julio un crecimiento en sus tres variables: 3% en producción, 9% en las ventas locales y el 18% en exportaciones, con respecto al mes anterior

Elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), el informe mensual con el panorama sectorial destaca que durante julio del 2021 la producción del sector cayó un 16% intermensual, debido a paradas de planta programadas en algunos casos y stock suficiente en otros, considerando también que, en casos particulares, durante el mes anterior, se produjo más volumen de lo normal para cubrir demandas excepcionales.

La variación interanual para la producción cae con el mismo valor, teniendo en cuenta que en julio de 2020 hubo incrementos de producción, para normalizar los stocks que habían caído en meses anteriores producto de las restricciones por la pandemia. Por su parte, la variación acumulada cae un 2%. Los productos finales agroquímicos son los que más influyeron en las caídas mencionadas.

El informe confeccionado por la CIQyP® indica que las ventas locales disminuyeron un 9% respecto a junio de 2021 debido a la menor producción y a la menor demanda de algunos productos, siendo los productos finales agroquímicos el subsector más influyente. A su vez, se incrementaron un 3% interanual, acumulando un aumento del 25%, producto del aumento de precios de los productos y el aumento del dólar, con los productos finales termoplásticos y los productos intermedios como los subsectores que más favorecieron estos incrementos.

Con respecto a las exportaciones, se observan crecimientos en las tres variables mencionadas, producto de los mayores volúmenes vendidos y el aumento de precios informados por las empresas, siendo los productos finales termoplásticos quienes han contribuido al mayor ingreso de divisas. La variación intermensual creció un 10%, la interanual un 81% y el acumulado, un 22%.

Durante julio de 2021 la balanza comercial de los productos del sector durante julio de 2021 alcanzó un déficit de 666 millones de dólares, 43% menor al mismo mes del año anterior, con variaciones positivas del 34% en las importaciones y del 28% en las exportaciones.

Por su parte, la capacidad instalada del sector durante julio tuvo un uso promedio del 66% para los productos básicos e intermedios y del 65% para los productos petroquímicos.

La reseña elaborada por la CIQyP® señala que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), muestran una recuperación tanto en producción como en ventas, alcanzando un crecimiento respecto al mes anterior del 3% en producción, del 9% en las ventas locales y del 18% en el mercado externo.

En conclusión, las ventas totales (mercado local + exportaciones) de los productos comunicados por las empresas participantes del informe, durante julio de 2021, alcanzan los 323 millones de dólares, acumulando un total de USD 2135 millones en los primeros siete meses del año.

Con respecto a los resultados que presentan el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “el sector se encuentra en línea con la situación general de la industria, con un uso medio de la capacidad instalada, con una producción y ventas que no logran salir de la zona negativa, a excepción de algunos subsectores en particular. La industria en general se encuentra en un sube y baja, tanto por la situación económica como por la continuidad de la pandemia del Covid19”.

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Colocan el último tubo del gasoducto Nord Stream 2

El consorcio que construye el gasoducto Nord Stream 2, que suministrará gas ruso a la Unión Europea (UE) sin pasar por Ucrania, anunció este lunes la colocación del último tramo de la infraestructura.

El tubo número 200.858 fue transportado por la barcaza «Fortuna» y será colocado en el lecho marino en aguas alemanas, precisó el consorcio germano-ruso en un comunicado, en el que indicó que luego será conectado con la parte del gasoducto que lo enlaza con Dinamarca.

El consorcio Nord Stream 2 indicó que el objetivo sigue siendo la puesta en servicio de la infraestructura, que tiene unos 1.230 kilómetros de longitud y capacidad para transportar hasta 55.000 millones de metros cúbicos de gas anuales, «antes de final de año».

«Nord Stream 2 contribuirá a satisfacer las necesidades a largo plazo del mercado energético europeo para las importaciones de gas, mejorando la seguridad y fiabilidad del suministro y proporcionando gas en condiciones económicas razonables», defendió el consorcio.

El anuncio de la conclusión de la infraestructura gasista llega dos semanas después de que Berlín revelara, por medio de la canciller alemana, Angela Merkel, que podrá imponer nuevas sanciones a Rusia si utiliza el gasoducto como «un arma».

«Nos tomamos muy en serio las preocupaciones de Ucrania, y hablé de ellas en Moscú con el presidente ruso, Vladímir Putin«, dijo Merkel en una conferencia de prensa conjunta con el presidente ucraniano, Volodimir Zelenski, el pasado 22 de agosto.

Hace unos meses, Estados Unidos aportó de hecho la autorización a la finalización del gasoducto tras renunciar a sancionar a las empresas que participaron en su construcción, tras las críticas formuladas por Washington en el pasado.

En julio, las autoridades estadounidenses y alemanas emitieron una declaración conjunta en la que aseguraron que destinarán unos 1.000 millones de euros en apoyo de la transición de Ucrania a fuentes de energía «verdes» una vez que el Nord Stream 2 entre en funcionamiento, ya que ese país sufrirá graves perjuicios económicos por el gasoducto.

Merkel declaró durante su reciente visita de despedida al Kremlin antes de dejar la Cancillería que el gasoducto «no es un proyecto bilateral ruso-alemán, sino un proyecto de alcance europeo, porque en él también participan empresas de otros países».

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Pemex reestructurá su deuda de casi US$ 120.000 millones

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, ha anunciado este lunes que la petrolera estatal Pemex ha iniciado un proceso de reestructuración de deuda que asciende a casi US$ 120.000 millones.

El mandatario, sin ofrecer más detalles sobre el plan para reestructurar la deuda de la compañía, ha reiterado su posición de apoyar a Pemex y ha afirmado que la empresa no está a la deriva, ya que su deuda es soberana y en ese sentido no se le debe tratar igual que en sexenios anteriores, cuando, según él, se trató a la estatal igual que a empresas como Shell e Iberdrola.

«Pemex es de los mexicanos y la deuda de Pemex es deuda soberana, es deuda del Gobierno, es deuda de Hacienda. Entonces, no es posible que se lleve a cabo un deslinde y que diga, allá Pemex, a ver cómo le va, nada más ordeñamos a Pemex, porque así lo hicieron, Hacienda le sacaba recursos y no apoyaba con inversiones, entonces eso ya se terminó», ha reprochado el mandatario durante la mañana de hoy.

A cierre de junio de este año, la deuda financiera total de la empresa aumentó un 0,9% en comparación con el cierre de 2020, hasta los 2,27 billones de pesos (cerca de US$ 120.000 millones ).

López Obrador ha dicho que la reestructuración de deuda va a ayudar a las tasas de interés que se cobran a Pemex que están por encima de las que paga el Gobierno por la deuda soberana.

De su parte, el presidente ha indicado que en 2021 la economía azteca crecerá un 6% con respecto al año anterior y hacia 2024 se producirá un crecimiento promedio anual del 5%.

«Todos los pronósticos mencionan que vamos a crecer alrededor del 6%. Yo estoy pensando que hasta el 2024 vamos a crecer un 5% anual en promedio, de modo que va a haber crecimiento», ha explicado.

López Obrador ha subrayado que la firma del tratado de libre comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC) ofrece un panorama favorecedor a México, además, ha resaltado que el país tiene una situación especial y excepcional porque tiene garantizado el mercado «más importante del mundo», que es Estados Unidos.

«Fue realmente un logro haber alcanzado que se volviera a firmar el tratado, eso al paso del tiempo se va a ir internalizando más, pero ya se está viendo, está creciendo la inversión extranjera directa, está creciendo el número de empresas que se están instalando, la creación de empleos, ahí hay todo un potencial», añadió.

Por otra parte, el presidente ha confirmado que a México han llegado los 12.500 millones de dólares (10.534 millones de euros) correspondientes de los Derechos Especiales de Giro (DEG) del Fondo Monetario Internacional (FMI), los cuales corresponden a la Hacienda Pública del país.

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Irak y TotalEnergies firmaron un contrato de US$ 27.000 millones

La petrolera francesa TotalEnergies e Irak firmaron el domingo un contrato para generar US$ 27.000 millones de inversiones en la producción de gas, petróleo y en la explotación de energía solar.

El acuerdo tiene un valor total de ” US$ 27.000 millones ” (casi 23.000 millones de euros), declaró el ministro iraquí de Petróleo, Ihsan Ismail, tras firmar el acuerdo con el director de TotalEnergies, Patrick Pouyanné.

La empresa francesa tiene previsto invertir inicialmente US$ 10.000 millones en infraestructuras, cuyos ingresos permitirán luego una segunda ronda de inversiones de 17.000 millones, explicaron ambos funcionarios.

“Se trata de la mayor inversión de una empresa occidental en Irak”, un país que sufre una grave crisis energética, señaló Ismail.

Irak tiene enormes reservas de hidrocarburos. Es el segundo país de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y el oro negro representa más del 90% de sus ingresos.

Pero el país se enfrenta a una aguda crisis energética y experimenta constantes cortes de electricidad, que alimentan el descontento social.

El país llegó a sufrir un apagón de casi un día a principios de julio, cuando las temperaturas rozaban los 50 grados.

La causa fue la falta de inversiones y el deterioro de la red, que los dirigentes intentan explicar por la caída del precio del petróleo.

Irak es ultradependiente de su vecino Irán, que le suministra un tercio de sus necesidades de gas y electricidad.

Esta dependencia es costosa: Bagdad debe a Teherán US$ 6.000 millones por su suministro energético.

Total acaba de cambiar su nombre por el de TotalEnergies para simbolizar su diversificación hacia energías más limpias.

El grupo sigue centrado en gran medida en el petróleo y el gas, pero ha declarado su intención de dedicar este año el 20% de sus inversiones en la electricidad y las energías renovables.
(Fuente AFP)

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TGN convoca a estudiantes para su concurso “Luz, cámara…prevención”

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En el marco de su Programa Juntos cuya primera etapa estuvo dirigida a niños de escuelas primarias con un concurso de dibujo, TGN lanza en este segundo semestre 2021 el Concurso “Luz, cámara… Prevención” con el objetivo de difundir la actividad de prevención, asociada al servicio de transporte de gas, a través de la presentación de un producto audiovisual producido por jóvenes estudiantes de escuelas cercanas a la traza de los gasoductos.

Con la intención de fomentar la creatividad, los equipos integrados por un mínimo de 2 y hasta 5 estudiantes deberán realizar un corto, cuyo guión debe centrarse en las señales de prevención de daños que puedan afectar al servicio de transporte de gas por gasoductos.

Para ello, contarán con dos tutoriales de ayuda y orientación.  Uno, sobre la Elaboración del Guión destinado a compartir con los interesados herramientas de pre-producción audiovisual (cómo contar una historia, cómo elaborar el guión, cómo crear los personajes); el otro, sobre el Lenguaje Cinematográfico y Recursos expresivos. Estos videos ponen a disposición de los participantes técnicas elementales del lenguaje audiovisual para el rodaje (utilización de cámaras, encuadre, iluminación, tipos de planos, tomas de sonido, musicalización) y en cuanto a post-producción (edición de video y audio con apps “Inshot” y “PremierePro” para celulares o “MovieMaker” para PC).

En la página https://www.educacionenmovimientotgn.com/  , los interesados en participar encontrarán además de los dos tutoriales, las Bases y condiciones y los Contenidos del programa por desarrollar (identificación de las 5 señales de seguridad específica en la traza del gasoducto de  TGN; prácticas y comportamientos conformes a los estándares de seguridad de la industria).

Hasta la fecha de cierre del concurso, los estudiantes podrán recibir consultoría para la realización de sus cortos a través de diversas plataformas (Instagram, Whatsapp, mail, mensajes web, etc.).

En octubre, el jurado convocado llevará a cabo la evaluación y en noviembre se concretará la premiación con la presentación de los resultados finales del concurso.

El objetivo de TGN no se limita a despertar el interés de los adolescentes por participar en un concurso educativo, sino que procura recoger sus producciones artísticas para habilitar un fructífero diálogo entre los realizadores y la empresa.

Acerca de TGN

TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.

Opera y mantiene alrededor de 11.000 km de gasoductos de alta presión y 21 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

Los accionistas controlantes de TGN son: 56 % de GASINVEST S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles); 24 % SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el 20 % cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA)

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El CAETS se reúne en Argentina con temario energético

Argentina será sede de la Reunión anual del Consejo Internacional de Academias de Ingeniería y Ciencias Tecnológicas 2021 (CAETS), que se desarrollará por streaming del 21 al 24 de septiembre organizado por la Academia Nacional de Ingeniería de Argentina.

Durante la reunión se expondrán los últimos avances en la relación energía versus cambio climático, en un marco de desarrollo sostenible. Habrá disertaciones de 39 expertos internacionales de alto nivel y sesiones de preguntas y respuestas.

Entre los temas principales figuran: Generación de energías renovables y limpias. El problema de la intermitencia;  Hidrocarburos:  futuro de la producción convencional y no convencional;  Rápida evolución de las tecnologías frente a la preservación del ambiente y el calentamiento global;  Energía nuclear; Cambios en la demanda y las modalidades de consumo, Impacto del COVD-19.

Pertenecen al CAETS, entre otras, a las academias nacionales de ingeniería de Alemania, Francia, el Reino Unido, los Estados Unidos, Canadá, México, Japón, España, China, Corea del Sur, Australia, Nueva Zelanda, India, Sud África, y en Sudamérica, las de Uruguay y la Argentina.

Preside la Academia Nacional de Ingeniería de Argentina, y por el año 2021 también la de CAETS, el Ingeniero Manuel A. Solanet. El director del Comité Organizador del evento es el Ingeniero Oscar Vignart-

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Dos mujeres hablan de hidrógeno

La Dra. Mirta Gariglio, Directora Ejecutiva del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Argentina y Andrea Heins, Presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía, hablan del Hidrógeno e impulsan desde la Plataforma H2 Argentina, —una coalición de instituciones académicas especializadas en energía integrada por Globe Legislators, CACME (Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica) y la UTN Buenos Aires— una propuesta normativa que instala el debate en torno a un régimen de promoción del hidrógeno como fuente energética para contribuir a la descarbonización de la Matriz energética.

¿Qué es el hidrógeno y qué significan sus colores?

Andrea Heins: El hidrógeno (H2) es utilizado desde hace muchísimos años en las industrias petroquímica y de refinación, pero a partir del gas natural y es lo que se conoce como “hidrógeno gris” porque durante su proceso de producción se generan gases de efecto invernadero y justamente por el uso de combustibles fósiles como materia prima.

Desde hace varios años se viene trabajando en H2 denominado verde, sin emisiones, porque se produce a partir de energías renovables, es decir que la producción de energía eléctrica para el proceso electrolítico por el que se separar el hidrógeno contenido en el agua es de fuente renovables: energía solar o eólica.

Al H2 se le pueden dar los distintos usos que ya se conocen, además de un número importante de otros usos que comienzan a darle importancia al H2. No solamente por el el consumo de hoy, sino que podría satisfacer algunos otras necesidades energéticas como el transporte o algunos otras aplicaciones industriales, sobre todo en aquellos procesos mediante altas temperaturas que no se pueden reemplazar por energía eléctrica a partir de fuentes renovables. 

Por eso la importancia del H2 a partir de fuentes renovables. El H2 viene a complementar a aquellos usos donde las renovables no van a poder llegar nunca, como algunos procesos industriales y el transporte de larga distancia. El transporte eléctrico está muy bien para las ciudades y en este casos se trata del H2 verde. 

También está el H2 azul que es similar al gris: se produce a partir de gas natural, pero la diferencia del proceso es que el CO2 que se produce se captura, se almacena o se le da otro uso. De esa manera las emisiones netas de todo el proceso serían cero o extremadamente bajas. Como no alcanzan al cero se lo conoce como el H2 de bajas emisiones.

Otro color en la paleta del H2, con la misma lógica del H2 a partir de las energías renovables es de fuente nuclear. Ésta, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero genera electricidad, con esa electricidad se produce H2 verde.

¿Por qué diferenciar el H2 verde del rosa de fuentes renovables o de nuclear? Como sabemos la energía nuclear tiene otros condimentos y otras cuestiones en debate. Si lo miramos del lado de la producción de H2 sería similar al H2 verde porque no genera gases de efecto invernadero.

En nuestro caso las nucleares son centrales de base, están despachando permanentemente al sistema ¿podría producir hidrógeno? y con las grandes hidráulicas ¿eso podría ser posible?

A.H: En electricidad tanto como las grandes hidro como las nucleares van al MEM y luego habría que hacer un trackeo de la energía que se consume y cuál es su fuente. De hecho en la propuesta que incorporamos hay una instancia de certificación, porque el H2 que se produce es renovable, es verde, rosa, azul, pero de alguna manera, hay que demostrarlo en el mercado, a los accionistas y a la promoción.

En el caso de una ley de promoción para dirigir los recursos –sobretodo del Estado– o un privado que le interesa invertir en ese hidrógeno verde, azul o rosa, hay que realizar un “tracking” y efectuar una certificación técnicamente homogénea en los distintos proyectos y con transparencia. Las nucleares son de base porque no podrían estar entrando y saliendo del despacho, con lo cual hoy necesitaríamos más energía para producir H2 a gran escala, esa energía adicional podría ser de fuentes renovables (eólica y solar principalmente) o, esas renovables despacharlas al mercado eléctrico y la nuclear usarla para el H2. Habría que hacer un escenario completo del mercado eléctrico. 

O sea que se plantea la constitución de un nuevo marco institucional…

Mirta Gariglio: Ya en el año 2006 teníamos una ley de H2 aprobada pero que nunca se reglamentó, porque no entró en el debate como sí lo hicieron las renovables que desarrollaron un sistema de promoción. 

La actividad está debajo de un paraguas que es el cambio climático y las exigencias del mercado global de la descarbonización. Ya en el año 2015 presentamos una propuesta que se aprobó en la COP del 2016 y el mundo avanza sobre estas ideas.

El H2 se presenta como un insumo nuevo una solución a la descarbonización en distintas etapas como plantea el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) para el 2050 porque resuelve algunas cuestiones que las energías renovables no resolvían. 

Por eso este nuevo debate en el mundo y exigencias porque el cambio climático ya no se discute como antes y se inicia un proceso de transición energética en el mundo para ir cambiando los criterios de descarbonización; y es por eso que estamos instando con urgencia a poner en el debate una propuesta que tiene que ser de toda la sociedad, es decir, no exclusivamente desde un sector político, porque son planes a largo plazo y porque son grandes inversiones. 

Tenemos una matriz relativamente “limpia” con abundante gas y a precios competitivos ¿Cómo será la introducción del H2 en la matriz energética Argentina?

M.G:  Es fundamental que el Estado tome cartas en el asunto porque debe ser una política de Estado. Por eso nuestra primera iniciativa es enviar un proyecto que sea parte de este debate. Los proyectos se enriquecen y se perfeccionan con los consensos políticos dentro de las comisiones por nosotros apuntamos a través de esta alianza y este comité ejecutivo que integran estas cinco organizaciones y además tenemos experiencia con Escenarios Energéticos y Transición Energética. Y esto no es muy distinto. Comenzamos con las instituciones y después se incorpora el Estado. 

La idea es que trabajemos todos juntos. Aportaremos desde la Academia, Andrea desde el CACME donde están las empresas y los que ya producen H2. Nos parece que es un diálogo enriquecedor y entendemos que tiene que ser una política de largo plazo y armar una hoja de ruta de aquí al 2030. 

No es que vamos a tener H2 en dos años. El gas en la transición sigue siendo el combustible más importante. Además contemplamos al H2 producido desde combustibles fósiles y creemos que la transición con el gas natural va a ser muy importante y necesaria. Lo que tenemos que tener en cuenta son los compromisos que asume Argentina en el marco de la COP26 que se realizará este año. Pensamos que estos debates se tienen que dar porque al 2030 falta muy poco.

Hay un elemento nuevo que se está incorporando al mercado energético y es el GNL. ¿Cómo jugaría el GNL con el H2?

A.H: El GNL no deja de ser gas natural y jugaría un rol en la transición en algunos sectores, principalmente en el sector del transporte donde ya tuvo una participación en los vehículos livianos. Desde hace algunos años a esta parte está más presente en los vehículos pesados. De hecho ya hay algunos camiones que vienen de fábrica con motores preparados para GNL. Está la experiencia de Galileo con los gasoductos virtuales para que el GNL o el caso de Buquebús que tuvo el primer buque a GNL y también está trabajando para tener el primer buque a hidrógeno. 

Lo que hay que tener en cuenta es que cuando hablamos de la transición energética que es el camino para cumplir los objetivos del Acuerdo de Paris no hay una sola respuesta, no hay una sola tecnología que nos vaya a dar la solución a todo. Necesitamos avanzar por distintos caminos. Necesitamos seguir desarrollando las energías renovables para incrementar el porcentaje en la matriz eléctrica, necesitamos seguir migrando de combustibles líquidos a gas natural tanto en la generación térmica, en las industrias, en el transporte y también necesitamos impulsar el uso del H2. 

Ninguna fuente energética es excluyente. El H2 no va a dejar el gas que ya está y tiene toda su cadena desarrollada. Incluso el GNL si bien está migrando a otros usos ya está más adelantado en su infraestructura y desarrollo respecto del H2. Necesitamos de todos los vectores limpios, que tendrán evoluciones diferentes. 

El gas natural se profundizará y en algún momento empezará a declinar su uso de aquí a tal vez 20 años y se irá autorregulando. El H2 recién se está incorporando a la matriz. 

Todas las tecnologías y todos los vectores energéticos van conviviendo en este camino de la transición energética. Además depende de cada país. No es lo mismo Alemania con 30% de carbón en su matriz que la Argentina que casi no tiene carbón.

Ahí es donde cada país deberá adecuar a su matriz energética, a sus condiciones macroeconómicas, de acceso al financiamiento y a las tecnologías. Por eso es que hablamos de las transiciones energéticas en plural porque no hay una única receta o transición que sirva para todos por igual. Cada país tiene que adecuarlo a su propia realidad y contexto.  En el contexto argentino tenemos potencial para desarrollar el H2 verde. Tenemos energías renovables para que sea parte de la cadena de producción del H2. Por otro lado, gracias a las industrias que vienen trabajando con el H2 gris hace muchas décadas, también tenemos conocimiento, tecnologías, empresas que suministran esas tecnologías instaladas en el país. Esto también es un valor importante para tener en cuenta. No estamos arrancando de cero en varios aspectos sino que lo hacemos en esta nueva visión de incluir el H2 para varios usos y bajo en emisiones.

Desde el punto de vista del marco institucional ¿qué es lo que haría falta hoy?

M.G: Necesitamos crear un mercado nuevo que hoy no existe. Si bien hace muchos años que se dan en el país no hay una industria del H2 como fue cuando no había una industria de renovables e incluso minera. Tenemos esas dos experiencias pero con la participación del Estado, los privados y el conocimiento es posible armar un marco regulatorio que le permita a esta propuesta avanzar, dar seguridad y crecimiento en acuerdos que no se limiten a los cuatro años de un mandato presidencial.

Tenemos que promover inversiones y elaborar regulaciones que equilibren lo que nosotros conocemos como el mercado del gas. No son cosas que funcionan por sí solas. Estamos hablando de insumos estratégicos que mirados con cierto optimismo pueden generar muchísimos recursos a este país. Porque además, este país está mirando el Atlántico, los mercados son importantes, como Japón y Europa que nos consultan. Y si no miran a la Argentina lo van a hacer hacia otros países. Uruguay es uno de ellos y Paraguay por su enorme capacidad de turbinar agua, captó la atención de los australianos. 

Es preciso establecer una hoja de ruta que pueda fijar hitos y esa ruta, entre sus primeros puntos, tiene esa vieja ley que fue hecha en el 2006 cuando no teníamos los compromisos ni la tecnología desarrollada que tenemos en estos momentos. Se requiere de un marco regulatorio nuevo, donde el Estado garantice la promoción en aquellos sectores que, por nuestra matriz energética, conviene desarrollar, donde poner los recursos y también los acompañe seguridad fiscal.

Las inversiones serán muy importantes. Estamos haciendo un ejercicio en la ley de darle promoción por veinte años porque en 2030 recién vamos a estar comenzando y tenemos que ser parte de la mesa global del H2.

Impulsamos estas ideas englobando a lo público y a lo privado. De este modo se generaron los marcos regulatorio de los Entes. Me tocó trabajar en los marcos regulatorio de la minería y de las renovables. Tenemos conciencia de que estos proyectos son de largo plazo que requieren de una agenda y un debate que quede consolidado porque sino no van a venir las inversiones.

A:H: Y no hay duda de que se necesita inversión privada porque el Estado juega un rol de generar marcos, establecer promociones e incentivos, pero sobretodo para la investigación y la inversión dura se necesita al sector privado. Es muy importante dar esta perspectiva de largo plazo y dar seguridad de que no van a cambiar las reglas de juego.

En la mayoría de los “papers” que circulan sobre H2 se subraya que son necesarios los subsidios por parte del Estado …

M.G:. Nosotros sabemos que el mundo decidió impulsar el H2 y hay una ventana de oportunidad, el Estado debe ser el impulso inicial, instalarlo. Estamos a tiempo de sumarnos. Sería una pena no aprovecharlo y consolidarlo como política de estado. Una manera de hacer bien las cosas es unir a toda nuestra capacidad intelectual en los temas que tienden a mejorar nuestro balance ambiental.  Hay grandes probabilidades de de producir H2 azul e inyectarlo a la red. Debemos aprovechar la infraestructura que tenemos para acoplar el H2. Otro tema son los costos de la generación de energía, hay que bajar los costos porque no estamos siendo competitivos.

A.H: Por otra parte, es una necesidad que la eólica se siga desarrollando, pero hay que bajar los costos porque si no no se va a poder avanzar. La eólica está quedando estancada. 

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El cambio climático, la transición energética y el Nuevo Orden

Cuando Galileo descubrió las cuatro lunas en Júpiter y comenzó a cuestionar al geocentrismo, a la Iglesia el planteo no le gustó mucho. Hoy ya no se utiliza el potro de tortura ni la hoguera para la purificación de las ideas, pero la crucificación vía twitter, Instagram o Facebook tienen el mismo valor representativo, aunque por suerte duelen menos. En esta columna, como un moderno Galileo, José Luis Sureda –con una muy larga carrera en la industria del petróleo que lo llevó hasta la Secretaría de Energía– describe hechos y muestra las contradicciones ínsitas en buena parte de la lógica ambientalista y sin ambages pone al descubierto que el pensamiento mágico campea libremente por el orbe.

Por José Luis Sureda *

La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), en su artículo 1º, define al cambio climático como la suma de las consecuencias derivadas de la actividad humana más la variabilidad natural del clima observada durante períodos de tiempos comparables. 

Más allá de las diferencias de criterio que existen respecto de los conceptos de “variabilidad” y “tiempos comparables”, y de las diferentes visiones respecto de la amenaza, o beneficio, que el cambio climático supone para nuestro planeta, su estrecha relación con la política, la geopolítica y la economía ha sacado a este complejo fenómeno físico del ámbito de la ciencia. 

Siendo el cambio climático una amenaza global, podría esperarse que el rol de la política fuese de cooperación. Con la ciencia trabajando en la mitigación y adaptación al fenómeno.Pero esto no ha sucedido y creo que no sucederá. También es lógico que la comunidad internacional se enfrasque en complejas negociaciones para “socializar” el costo de la posible remediación y/o adaptación. 

En 1849, Thomas Carlyle, critica al capitalismo diciendo que “…es una ciencia que encuentra el secreto del universo en la oferta y la demanda…” e impresionado por las opiniones de Thomas Malthus, afirma que el capitalismo “no podrá abastecer de alimentos al crecimiento de la población”. Algo más tarde, Karl Marx afirma que el capitalismo es el enemigo del hombre y de la naturaleza. 

A comienzos de la década del 70, Maurice Strong fue designado secretario general de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente Humano (CNUMAH). Strong fue petrolero antes de llegar a las Naciones Unidas, y se preguntaba “Isn’t the only hope for the planet that the industrialized civilizations collapse? Isn’t it our responsiblity to bring that about?” 

En la misma dirección se expresaba Timothy Wirth, presidente de la Fundación de las Naciones Unidas “We’ve got to ride this global warming issue. Even if the theory of global warming is wrong, we will be doing the right thing in terms of economic and environmental policy”

En 1988, cuando la caída de la Unión Soviética era sólo cuestión de tiempo y a iniciativa de Mikhail Gorbachov, Naciones Unidas funda la Cruz Verde. 

En el año 2000, Gorbachov es nombrado Comisionado para La Carta de la Tierra, cuyos principios son Integridad Ecológica, Justicia Social y Económica. Al respect, declara Gorbachov “I envisage the principles of the Earth Charter to be a new form of the ten commandments. They lay the foundation for a sustainable global earth community.“ 

Ya en el año 2014 Christiana Figueres, arquetipo del COP21, afirma que el régimen chino es mejor que la democracia para combatir el flagelo. Las Naciones Unidas no fue el único ámbito propicio para la ideologización del cambio climático.

Una nueva corriente filosófica hace su aparición en los años 60 para confluir con el cuadro político antes mencionado: el postmodernismo.  El posmodernismo comienza a desplazar al razonamiento cartesiano mediante la crítica de Kierkegaard, combinada con el marxismo y la interpretación freudiana de “la verdad”. 

El hombre posmoderno toma elconcepto de “verdad subjetiva, que depende del observador”, rechaza la idea de construir su futuro porque es incierto y desesperanzador. El hombre posmoderno abraza lo efímero y tiende a “comprar” ídolos, ya sean estos políticos, atletas, etc.  El hombre posmoderno prefiere el dogma y el mito a la racionalidad. 

Ahora la percepción de la realidad es la nueva verdad. El cartesianismo, la búsqueda de la verdad absoluta usando como herramienta el escepticismo metódico, retrocede rápidamente.  En nuestra sociedad judeocristiana, los dogmas conforman la estructura vertebral de nuestra organización, tanto política como religiosa. Y los dogmas no se discuten: se aceptan. Podemos afirmar sin riesgo de estar equivocado que el dogma es el enemigo de la búsqueda metódica de la verdad. 

En 1972, el Club de Roma publica un estudio conocido como Los Límites del Crecimiento, que desarrolla las ideas de Thomas Malthus: la especie humana no puede crecer indefinidamente. Este estudio, preparado por el MIT y financiado por la Fundación Wolkswagen, es una poderosa corriente de pensamiento que confluye con el concepto de Marx sobre capitalismo, para formar una ancha avenida con espacio para la consolidación del dogma. 

En nuestros días, David Attenborough, el famoso presentador de BBC, afirma que es necesario reducir la población mundial. En Alemania, en los 80, se funda el Partido Verde, de raíces comunistas. Años más tarde, el movimiento anticomunista Alianza 90 se fusiona con el partido Verde. Estos movimientos fueron precursores en la difusión de la lucha contra el cambio climático en Europa. Siempre relacionado con la lucha de clases. 

Volviendo a la política internacional, en 1989 el mundo estaba a la expectativa de la inminente caída de la Unión Soviética. Pocos meses antes del derrumbe, el economista John Williamson enuncia un paquete de medidas para que los países en desarrollo ayuden a solucionar el crónico problema del endeudamiento de los países en vías de desarrollo. 

El paquete es un conjunto de 10 medidas calificadas por sus detractores como el “fundamentalismo de mercado”, o neoliberalismo. Seguridad jurídica para la propiedad privada, privatización de empresas del estado, desregulación de la economía y liberalización del comercio fueron algunos de esos “mandamientos”. 

El “fundamentalismo de mercado” fue una respuesta no solo a los problemas que afligían a los países en desarrollo. En esencia constituyó la forma en que el capitalismo intentó ocupar el espacio dejado libre por la desaparición de la Unión Soviética. 

El Consenso no se ocupó del cambio climático. Y en términos prácticos lo que hoy conocemos como la transición energética no comenzó a tener una presencia mensurable en la matriz primaria energética mundial hasta 2005. 

El concepto del cambio climático, pese a los movimientos ambientalistas y los esfuerzos de Naciones Unidas, no dio lugar a la adopción de medidas concretas de adaptación y menos de mitigación de alguna significación hasta la mitad de la primera década de este siglo. 

En el mismo año que el Consenso de Washington viera la luz, Al Gore ya era notorio por su actividad buscando sensibilizar la problemática del cambio climático. En 1992, Gore escribe su libro “Earth in Balance” y en 2006 produce la película An Inconvenient Truth. La campaña de Gore, más allá de sus fallidas profecías sobre calamidades naturales atribuibles al cambio climático antropogénico, tuvo un gran impacto mediático y, por tanto, en sensibilizar a la opinión pública. 

El activismo de Gore derivó en el involucramiento financiero de los gobiernos de Estados Unidos y de Europa en el desarrollo de “tecnologías verdes” mediante la creación de subsidios a la utilización de tales tecnologías. El desarrollo de las energías renovables aleatoriamente intermitentes tuvieron un fuerte impulso. 

En el año 2015, el Papa Francisco escribe la Encíclica Laudato Si. Más aún, el 8 de abril del 2020, el Papa sugiere que la pandemia puede ser una respuesta de la naturaleza al cambio climático. El cambio climático antropogénico pasa a ser parte del dogma religioso. 

Contemporáneo con Gore, Ulrich Beck desafía al postmodernismo. Beck define a la “sociedad de riesgo”, en la cual las personas enfrentan todo tipo de riesgos: ambientales, económicos, etc, sin que el estado pueda protegerlas. 

Beck percibe a la globalización como la interacción de los diferentes países a través de empresas multinacionales, es decir, los 10 mandamientos del Consenso de Washington. Para Beck, en la globalización la política es reemplazada por el mercado. 

Pero Beck va más allá y encuentra en el globalismo una etapa superadora de la globalización, en tanto este concepto es una suerte de fusión entre la globalización económica y la desaparición de la nación-estado. Algo así como juntar lo mejor del capitalismo con lo mejor del comunismo. Una fuerte aproximación al sistema político de China.  El globalismo es calificado por las derechas de todo el mundo como el enemigo de la “patria”, y así lo manifestó Trump en no pocas oportunidades. 

Klaus Schwab, el fundador de la conferencia de Davos, es la cabeza más visible del globalismo, que hoy reúne a China, buena parte de Europa y, posiblemente, a los Estados Unidos de Joe Biden.  En 2017, el World Economic Forum publicó un video en el que detalla las principales características del globalismo. Vale la pena considerar algunas de esas características, a alcanzar en 2030: 

1. Desaparición de la propiedad privada 

2. Estados Unidos dejará de ser potencia mundial 

3. Mil millones de personas tendrán que desplazarse por el
cambio climático 

4. Los valores occidentales serán puestos a prueba 

5. El stakeholder capitalism, sobre el cual volveré más
adelante 

6. Moneda única global
La Conferencia de Davos 2020, avanzó sobre estas cuestiones y publicó un Manifiesto cuyos puntos principales son: 

• Las empresas no solo funcionarán para sus accionistas sino también para las comunidades y la sociedad en general 

• Una empresa atenderá a las necesidades humanas en un marco social global
Según Schwab, el fin último de las empresas es el de mejorar el mundo. Es la nueva empresa. El Stakeholder Capitalism.  En la conferencia de Davos llevada a cabo en enero del corriente año, el Reporte de Riesgos Globales indica que, por probabilidad de ocurrencia, el riesgo climático es el mayor. Mientras que, por impacto, el mayor riesgo es de las enfermedades infecciosas.  Schwab afirma que el COVID19, es una gran oportunidad para reformular el capitalismo: caminar hacia el globalismo. 

Davos 2021 significa el lanzamiento del llamado Great Reset: alcanzar los objetivos enumerados en Davos 2020.  Según Schwab, el discurso de un minuto y medio que grabó Greta Thurnbeg para este último Davos es un disparador del Great Reset. 

Ida Auken, miembro del parlamento danés acaba de afirmar “nada poseo. Todo lo que sea un producto, ha pasado a ser un servicio”. Es decir, el “nuevo estado” global poseerá los bienes y los proveerá como servicios. 

Se puede pensar que todo lo anterior está alejado de la lucha contra el cambio climático. Pero no es así. 

La lucha contra el cambio climático pasó de la indiferencia de los 90, al impulso del desarrollo tecnológico de la primera década del este siglo, al comienzo del desplazamiento de los combustibles fósiles, especialmente carbón, mediante el subsidio estructural a las energías verdes. Hasta ahora, cada país lleva su propia agenda del cambio climático en función de sus propios intereses. 

En Europa la dependencia del gas ruso es un fuerte motivador para impulsar el desarrollo de las energías renovables. La declinación del mar del Norte y el próximo cierre de Groningen, el mayor yacimiento gasífero de Europa, son fuerzas que van en la misma dirección. 

En nuestra región, Uruguay tiene éxito en su plan por sustituir fósiles en el segmento de generación, contando a su favor una base hidráulica relativamente importante.  Chile, un país casi sin producción de fósiles, sigue la misma línea. 

En todos estos casos la seguridad de suministro energético juega un rol fundamental, así como también alcanzar el equilibrio en la balanza comercial sectorial. Hasta el presente, y desde que el hombre empezó a reemplazar la energía vital por el viento, el sol y la energía animal, hasta el desplazamiento del carbón por el petróleo, todas las transiciones energéticas han tenido como fuerzas impulsoras la ganancia de productividad y/o la abundancia y/o cercanía del recurso a introducir. 

Todas las transiciones hasta el presente ocurrieron a diferentes velocidades conforme a las características de cada país. Cuanto más pequeño un país, más sencilla la transición. Cuanto más grande y concentrada la población, más difícil es. 

Las mayores dificultades para acelerar los procesos de transición han sido la necesidad de hundir las inversiones en infraestructura asociadas a la “energía vieja” y levantar la correspondiente a la nueva forma de energía. Y tal vez la mayor de las barreras: el reemplazo de los aparatos que consumen o transforman la energía. 

Lo que comenzó como un reemplazo de los combustibles fósiles por energía verdes para combatir el cambio climático pasó a ser una parte, muy importante pero no el objetivo final, de la transición hacia un nuevo orden mundial. 

El globalismo ocupando el lugar de la globalización.  2030 es el año en que este remplazo tendría lugar. El mismo año que, según John Kerry, el mundo soportará una hecatombe, a menos que actuemos rápidamente. Según Faith Birol el jefe de IEA, la transición a net-zero ha comenzado. 

De acuerdo con la doctrina del globalismo, deberá haber una distribución de la riqueza desde los países ricos hacia los pobres. Las “nuevas empresas”, el stakeholder capitalism, serán los agentes del cambio.  Estas nuevas empresas ya no tomarán sus decisiones en base a los intereses de sus accionistas. También deberán tomar en cuenta los intereses de la sociedad en su conjunto. 

Esta “nueva economía” pone de patas para arriba toda la teoría económica sobre el rendimiento del capital y la generación de valor para el accionista.  Nadie sabe hasta donde puede llegar este proyecto, y tampoco hay claridad respecto de cómo sería el camino hacia el nuevo orden. 

La desindustrialización de los países ricos y la industrialización de los países pobres, la migración de 1000 millones de personas, y la adopción de una moneda única son partes indispensables para el Great Reset del que Schwab habla. 

La transición energética se aparta entonces de los conceptos clásicos y ahora es un proceso que debe ocurrir, sea el cambio climático antropogénico una amenaza, o no.  Ahora, la transición energética es un proceso necesario para dejar atrás la economía basada en los combustibles fósiles y para cambiar los centros de producción y consumos de bienes. En suma, para redistribuir la riqueza según los criterios de una suerte de gobernanza mundial que, para algunos, debería ejercerse desde Naciones Unidas. 

No puedo menos que recordar a Maurice Strong. Con independencia de que tan lejos llegue este proyecto, no tengo dudas que el mundo ya no será el mismo. Las empresas deberán “adaptarse”, aprender a desarrollarse en este nuevo escenario político-económico a fin de poder capturar las oportunidades que se presenten y de minimizar los riesgos que deberán enfrentar.  No se que piensa la dirigencia política argentina sobre todo esto. El presidente Fernández tuvo participación en Davos. 

Este pequeño ensayo solo intenta reflejar la confusión e ignorancia de quien lo escribe. Dejo para el final algunas preguntas de las muchas que este tema sugiere. 

Preguntas generales

• Desde el punto de vista de la gobernanza mundial ¿Cómo sería la participación ciudadana? 

 • ¿Qué pasaría con aquellos países que no adhieran al nuevo orden? 

• ¿Cómo se adoptaría la nueva moneda global y como se repartiría entre los diferentes países? 

• ¿Cómo se produciría la desaparición de la propiedad privada, y cómo se asignarían los bienes entre las personas? 

• ¿Cuál sería el tratamiento de las deudas y acreencias entre países y también respecto de los organismos multilaterales? 

• ¿Existirá una norma global para el control de las emisiones? 

• ¿Cómo se definiría el concepto de la “nueva rentabilidad”,
y cómo se solventaría? 

• Ante el abandono de los mecanismos de mercado para el
tratamiento de las emisiones de GHG ¿Cómo se definiría el impuesto al consumo de combustibles fósiles? 

Preguntas locales

• Para el caso de un concesionario upstream, en el caso que se fija una meta de net-zero emisiones con el objetivo de contribuir a las emisiones globales ¿Cómo piensa reducir su producción? ¿De gas natural o solo de petróleo? ¿Con que criterios elegiría donde, cuando y cuanto reducirlas? 

• Para el caso anterior ¿Cuál podría ser la respuesta del concedente, habida cuenta que Argentina es signataria de COP 21? 

• Con la intención de alcanzar el doble objetivo de net-zero y la transferencia de la propiedad al Estado, la figura de concesión ¿no debería ser reemplazad por la de contrato de servicio? Bajo contratos de servicio, el estado decide cuantos hidrocarburos producir y estos son de su propiedad, y no del concesionario

* Ex secretario de Hidrocarburos

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“Es necesario configurar un esquema de trabajo conjunto que potencie el desarrollo energético”

Por Martín Genesio*

Quiero aclarar y confesar que no hice la cuenta en barriles equivalentes de petróleo, pero estoy bastante seguro de que Argentina es el país con mayor potencial energético del mundo. Y, si no lo es, está ahí, cerca, ¿top 5?

Pensemos el potencial de Vaca Muerta, segunda mayor reserva de gas no convencional y cuarta mayor reserva de petróleo no convencional del planeta. Sumemos la capacidad productiva del Golfo San Jorge. Sumemos la capacidad eólica del sur del país, del sur de la provincia de Buenos Aires, de la provincia del Neuquén. Sumemos el potencial hidroeléctrico que tiene el “país de los grandes ríos”. Sumemos el sol del NOA, uno de los lugares con mayor factor solar del mundo, compartiendo el mayor potencial solar de Latam con el norte de Chile y el sur de Bolivia. 

Y permítanme sumar una de las reservas más grandes de litio del mundo, en nuestra Puna, que  llevaría a desarrollar un fructífero escenario de participación en la industria del almacenamiento energético. No me quiero olvidar del hidrógeno, que tiene una gigantesca oportunidad de desarrollo en Argentina, tanto que podría incluso transformar su matriz exportadora.

Finalmente, sumemos que hemos desarrollado fehacientemente muy poco – en algunos de los casos antes citados, literalmente nada – de todo esto.

Conclusión, somos uno de los países con mayor potencial energético del mundo, y cuando digo potencial lo digo en ambos sentidos. En el positivo, por la enorme oportunidad que tenemos al alcance de nuestra mano. Y en el negativo, por no haber podido desarrollarlo debidamente y por no haber podido cambiar la matriz energética interna y de comercio exterior del país, aún hoy.

Voy a hacer dos preguntas. Simples.

Voy con la primera, ¿por qué no hemos podido, al día de hoy, aprovechar debidamente este potencial? Algunos dirán por cuestiones políticas; otros dirán por cuestiones ideológicas; otros, por cuestiones macroeconómicas; la mayoría, por una suma de todas estas. Les propongo simplificarlo, en mi opinión no lo hemos podido desarrollar debidamente por la sencilla razón de que no hemos podido ponernos de acuerdo. 

Durante décadas no hemos logrado acordar un escenario futuro que nos ponga a todos en una misma senda de crecimiento y desarrollo. Sin hacer juicios de valor sobre posturas, está claro que un gran potencial siempre está asociado a un enorme riesgo, tenemos ejemplos sobrados de esto alrededor del mundo. Todos conocemos países que han sucumbido producto del mal uso de su potencial. Por ende, entiendo que la visión del futuro esplendoroso que no podemos dibujar entre todos se confunde con una imagen de subdesarrollo que, estoy seguro ahora sí, nadie quiere. Y ese es el peligro de “no poder”

Paso ahora a la segunda pregunta ¿Cómo hacemos para desarrollarlo? No voy a caer en la obviedad de decir “poniéndonos de acuerdo”, aunque es exactamente eso lo que haya que hacer. Si eso es exactamente lo que hay que hacer, entonces la verdadera pregunta debería ser, ¿cómo hacemos para ponernos de acuerdo? Pregunta compleja, sobre todo en Argentina. Y en este punto también tenemos una gran cantidad de visiones, más estatistas, menos estatistas, más de corto plazo, más de largo, más pensando en el consumo interno o más pensando en el comercio exterior. 

Tengo claro algo, si seguimos alimentando unilateralmente esas visiones, ya sabemos lo que pasará. Tenemos que hacer algo distinto. 

Les adelanto que no tengo la respuesta, pero si me permiten, vengo a proponer un primer paso que nos permita empezar a pensar en crear una estrategia. Es muy sencillo. La respuesta es diálogo. Tengo la suerte de trabajar en una empresa multinacional y fui testigo de cómo hicieron algunos países para desarrollar su potencial. Chile está desarrollando su potencial renovable y de hidrógeno a pasos agigantados, Estados Unidos lo hizo con el shale; Panamá, con su nueva planta de regasificación, su potencial de puerta de ingreso a Centroamérica, por citar algunos ejemplos. ¿Cómo lo hicieron? Dialogando intra e intersectorialmente. 

Ese diálogo generalmente termina en una política de Estado. ¡Tuvimos un ejemplo que funcionó!, el intento de “mesa de diálogo de Vaca Muerta” que se lanzó en 2017, compuesta por el Estado Nacional, la Provincia del Neuquén, los sindicatos petroleros y las empresas privadas produjo un boom de inversiones que, en el cortísimo plazo cambió el perfil productivo de shale gas en el país.

Ese intento terminó quedando en poco, a mi entender porque el dialogo duró poco. A pocos meses de su lanzamiento y de su éxito, sobrevino la crisis y los cuatro actores se ocuparon de otras urgencias. Tomémoslo como aprendizaje, ahora ya sabemos que las mesas de diálogo tienen que nacer sabiendo que están obligadas a sobrevivir las crisis, porque si no lo hacen es peor. Y creo que la forma de hacerlo es creando mesas de diálogo pequeñas, muy sectoriales, bien enfocadas, con los actores adecuados. 

Y sepamos algo de antemano -aunque suene obvio- las empresas privadas van a querer ganar dinero, asumámoslo, así funciona el mundo. Aunque créanme esto, y lo digo por experiencia, las empresas privadas también quieren ayudar a desarrollar el país donde están presentes. 

Imaginemos una nueva mesa de diálogo de Vaca Muerta, otra de energía eólica, otra de energía solar, una de hidrógeno y una de producción de litio, formadas por gobierno, oposición, empresas privadas y sindicatos. El Estado no está obligado a conformarlas, pero sí creo que las empresas privadas estamos obligadas a intentarlo. Hagámoslo. Si no nos sentamos a conversar para ponernos de acuerdo, les garantizo que no nos vamos a poner de acuerdo.

Hace años que estamos discutiendo tarifas, en realidad lo que estamos discutiendo es la consecuencia de no discutir, estamos discutiendo costos. Las tarifas, si sumamos lo que el usuario final paga en su factura mensual más lo aportado por el tesoro nacional en materia de subsidios, son altas. Pero son altas producto de que nuestra matriz es todavía una matriz ineficiente, estamos pagando costos muy altos producto de que no hemos desarrollado la eficiencia en el sector.

Muchos países, la mayoría de hecho, tienen un destino de tarifas caras, ya que es muy difícil cambiar la matriz energética cuando naturalmente el país no ha sido beneficiado, pero en Argentina es imperdonable que nos rindamos a un destino similar. Diálogo, acordar reglas claras que se mantengan en el tiempo, acordar los objetivos de largo plazo y mantenerlos, volverse competitivos, aprovechar esta ventana de oportunidad, cambiar el foco de las discusiones. Todo esto impera en Argentina.

Me considero una persona exageradamente optimista, con lo que, por favor, tomen esto con pinzas. Pero estoy seguro de que la Argentina del futuro será muy exitosa, y ese éxito estará basado en gran medida en el aprovechamiento de nuestro potencial energético. Armemos ya las mesas de diálogo sectoriales, sabemos quiénes deben ser los actores de cada una. Tenemos un enorme trabajo que hacer. Es más fácil hacerlo que no hacerlo.

* CEO AES Argentina

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Iniciativa de Naturgy y el municipio de Moreno contra la violencia de género

La energética Naturgy , el municipio de Moreno y la Asociación Civil Siloé lanzaron una iniciativa especial para mujeres víctimas de violencia de género, en el marco del programa Energía del Sabor que desarrolla la compañía distribuidora de gas natural por redes.

De la firma del convenio respectivo participaron Gisele Coronel, Subsecretaria de Género del Municipio; Cristina Silvoso, Presidenta de la Asociación Civil Siloé; y Bettina Llapur, Directora de Comunicación de Naturgy.

Del módulo especial de Energía del Sabor participarán 20 mujeres, el mismo se dictará en el Centro Comunitario Acá Sí del barrio de Cascallares y tendrá una duración de 4 meses. A lo largo del programa abordarán temas tales como Buenas Prácticas en la elaboración de alimentos, Panificados, Pastelería y Cocina Alternativa y Pastelería Casera sin gluten.

Desde el inicio del programa en 2016, más de 400 jóvenes bonaerenses se han instruido en el oficio gastronómico. Energía del Sabor, que tiene como objetivos facilitar el desarrollo profesional de jóvenes con dificultades de acceso al mercado laboral, brindando una capacitación en el oficio gastronómico, que les posibilite una inserción laboral o la creación de un microemprendimiento.

Al respecto, Llapur destacó que “ésta capacitación nos permite empoderar a mujeres en situación de vulnerabilidad, brindándoles herramientas para que puedan formarse en un oficio con salida laboral”.

“Para nosotras la salida de las violencias requiere una política integral donde participa toda la comunidad, de diferentes maneras, y esta articulación es una de ellas, vamos por la transformación cultural donde todas las personas tengamos la posibilidad concreta de desarrollarnos en libertad, libre de violencia”, afirmó Gisele Coronel.

Cristina Silvoso, presidenta de la Asociación Siloé, en tanto, sostuvo: “Necesitamos seguir haciendo redes que contengan y acompañen a tantas mujeres dañadas por el sistema injusto y patriarcal en el que vivimos. Es un honor para Siloé la firma de este convenio que materializa estrategias de solución para las vecinas de la comunidad de Moreno”.

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.631.000 clientes residenciales, 49.200 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 27.000 kilómetros. Para más información, llamar al 0810-333-46226 o visite www.naturgy.com.ar

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YPF invirtió U$ 30 M y mejoró planta catalítica en Refinería La Plata

La Refinería de YPF ubicada en Complejo Industrial La Plata (CILP) completó con éxito la puesta en marcha de la planta Catalítico A luego de más 70 días de trabajo continuo con altos estándares de seguridad y protocolos Covid.  Para este trabajo se requirió de la mano de obra de unos 800 operarios especializados y se invirtieron 30 millones de dólares.

El operativo general, denominado “paro” por mantenimiento, tuvo como objetivo asegurar la confiabilidad y disponibilidad de la planta ubicada en el corazón del complejo industrial más grande la Argentina.

Durante el operativo se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y/o el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron 130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración.

También se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico que brindará mayor eficiencia energética y seguridad. Se trata de un generador de una potencia de 3500 KVA, que permitirá un ahorro de 25 toneladas de vapor/hora. El rendimiento de la unidad eléctrica es del 98 % contra el 54 % de la turbina a vapor.

La tarea más complicada, a cargo de la empresa AESA, fue el cambio del conjunto ciclones-plenum (una enorme estructura con forma de medusa metálica) que requirió de una delicada etapa de preparación con cortes y desmontajes.

CILP YPF es uno de los complejos más importantes de América del Sur y uno de los activos industriales más dinámicos de la Argentina. La refinería posee la capacidad de procesar todas las variedades de crudo que se producen en el país para obtener una amplia gama de productos.

 Con las 26 plantas de proceso que se ubican en 400 hectáreas, tiene una capacidad de refinación de 30.000 metros cúbicos por día.

La planta Catalítico A (unidad de craqueo catalítico) cumple la función de convertir corrientes de hidrocarburos de bajo valor, provenientes de otras unidades de la Refinería, en productos de mayor valor y utilidad, por ejemplo: naftas, materias primas petroquímicas y para la industria del caucho, gas licuado de petróleo (para garrafas), gasoil y gas combustible para hornos y calderas.

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YPF con autoridades de la India por proyectos de litio

El presidente de YPF, Pablo González, y el CEO de la compañía, Sergio Affronti, se reunieron con el Embajador de la República de la India en la Argentina, Dinesh Bhatia; el secretario del Ministerio de Minería de la India, Alok Tandon, y el CEO de KABIL, la empresa estatal de minería india, Ranjit Rath.

Según trascendió la intención es reforzar el vínculo internacional de colaboración en proyectos de litio, un insumo fundamental en la elaboración de baterías necesarias para la electrificación del transporte y el almacenamiento energético de fuentes intermitentes como las renovables.

Sin descuidar el core business de petróleo y gas, la entrada de YPF al negocio de litio representa un paso muy importante para que la compañía de mayoría accionaria estatal avance hacia la transición energética, y para potenciar el desarrollo de este recurso y su industrialización con agregado de valor nacional.

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Una empresa británica que opera en Malvinas descubre hidrocarburos en Costa de Marfil

Por Emilio J. Cárdenas *

Tullow Oil, una empresa petrolera británica de mediana dimensión, acaba de anunciar, el pasado 1º de septiembre, un descubrimiento off-shore, al que calificó de “mayor”, realizado por la empresa italiana ENI, consorciada en este caso particular con la petrolera local “Petroci Holding”. El descubrimiento ocurrió en aguas oceánicas de Costa de Marfil. 

Hablamos de petróleo crudo y de gas asociado. ENI, como Total, había suscripto con las autoridades de Costa de Marfil contratos de exploración en el año 2019. El país africano tiene, cabe señalar, 51 áreas que han sido identificadas como conteniendo posibles yacimientos de hidrocarburos, de los que 4 están ya en producción; 26, en etapas de exploración y 21, en cambio, por ser en algún momento todavía objeto de negociaciones.

Tullow Oil tiene sede en Londres y actúa, desde el año 2019, en 3 bloques emplazados al oeste de las Islas Malvinas, en los tiene una participación minoritaria, pero importante, del 40%. Está realizando allí algunos trabajos de 3D, tarea que, anuncia, se extenderá asimismo al año próximo.

* Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.

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El secretario de Minería afirmó que el sector puede atraer inversiones por US$ 30 mil millones

El secretario de Minería, Alberto Hensel, afirmó que el sector tiene potencial para generar inversiones por US$ 30 mil millones y más de 100 mil puestos de trabajo en el país, y afirmó que el Plan Estratégico que lanzará el Gobierno proyecta el desarrollo de esta actividad de manera ambientalmente sostenible y económicamente competitiva.“Tenemos una cartera que supera los 300 proyectos en distintas etapas y que nos permitirían captar inversiones por alrededor de US$ 30 mil millones, con una generación superior a los 100 mil puestos de trabajo, entre directos e indirectos, y triplicar las exportaciones”, afirmó Hensel al participar del seminario “Argentina: Tierra de oportunidades para la minería”, organizado por la Cámara de Comercio Argentino Británica.

El secretario destacó “las oportunidades de inversión que ofrece la minería en la Argentina”, que tiene un “potencial reconocido mundialmente en cobre, oro, plata y litio”, y aseguró que hay “decisión política de impulsar el desarrollo minero”.Ponderó “el potencial de la industria minera argentina y su potencial para contribuir al desarrollo del país es muy significativo, que ocupa el sexto lugar a nivel mundial entre los países con más recursos mineros”.“Somos conscientes de que la minería puede perfectamente traccionar la economía de nuestro país”, agregó.Señaló que “en el caso del cobre hay 19 proyectos en distinto grado de avance, un potencial productivo de 1,2 millón de toneladas al año, que nos ubicaría más cerca de lo que está pasando hoy con Perú”.

Asimismo, dijo que “Argentina está llamada a ser un actor importante en la demanda de litio a nivel global, sobretodo a partir de la electromovilidad que va a ser la gran demandante de litio: 80% de la demanda de litio va a venir del sector de la electromovilidad”.Hensel observó que “hay una sola manera de hacer minería: ambientalmente sostenible, socialmente inclusiva, económicamente competitiva y fijando reglas claras de juego, previsibilidad y seguridad jurídica para los próximos 30 años”.

Al respecto, destacó que el Plan Estratégico para el Desarrollo Minero, que contará con objetivos, plazos y estrategias para desarrollar la minería en los próximos 30 años “está finalizado, estamos a punto de presentarlo, es una visión de vastos sectores de la sociedad argentina de cuál es el rol que la economía debe cumplir”.En tanto, se refirió a la importancia del decreto 234/2021 en el que se estableció el Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones, y dijo que “la reglamentación va a salir en los próximos días”

.”El plan estratégico es muy importante para ir acompañando las iniciativas e inquietudes que pueda tener el sector privado para poder invertir en la minería en Argentina”, y que “pueda incrementar la confianza para recibir inversiones en el sector de la minería a partir del enorme potencial que tiene nuestro país, que es conocido a nivel mundial”, analizó.Por último, se refirió al plan de Desarrollo Productivo Verde lanzado por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, en el que “la minería tiene un rol preponderante en el eje que tiene que ver con las economías regionales”.”En la Argentina los recursos pertenecen a las provincias por disposición constitucional, y lo que debe hacer el Estado nacional es generar las condiciones para promover las inversiones y que se pueda desarrollar el potencial en recursos nacionales”, concluyó.

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La OPEP+ acordó hoy mantener el incremento en la producción previsto de 400.000 bbp/d

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados, el grupo conocido como OPEP+, acordó l 1 de septiembre dejar sin cambios sus planes de incrementar la producción de crudo en 400.000 barriles diarios.

La organización expresó que, pese a los efectos de la pandemia sobre la incertidumbre, los fundamentales del mercado de petróleo se han «fortalecido» en las últimas semanas y los ‘stocks’ de crudo de la OCDE han seguido cayendo a medida que la recuperación se ha acelerado.

De acuerdo con el plan al que llegaron en julio, la OPEP+ elevará su producción en 400.000 barriles diarios cada mes hasta revertir por completo el recorte a la producción de 5,8 millones de barriles diarios que acordaron el año pasado.

Tras conocerse esta decisión, la cotización de los contratos de futuros de petróleo no ha registrado cambios abultados. El barril de Brent, de referencia en Europa, ha alcanzado los 71,25 dólares, un 0,5% menos, mientras que el West Texas Intermediate, el barril de referencia en Estados Unidos, ha caído un 0,45%, hasta 68,16 dólares.

El próximo encuentro interministerial de los países de la OPEP y sus aliados se producirá el 4 de octubre.

La medida, sancionada el pasado 18 de julio, los 23 países de la alianza conocida como OPEP+ pretenden devolver al mercado los cerca de 5,4 millones de barriles diarios (mbd) de crudo que aún mantienen bajo tierra, del gran recorte pactado en 2020.

Así, la reducción en 9,7 mbd -cerca del 10 % de la oferta petrolera mundial- acordada en abril del año pasado para hacer frente a la crisis del coronavirus quedaría en 3,8 mbd el próximo 1 de enero, antes de llegar a cero en septiembre de 2022.

Esta estrategia se ajusta a las previsiones de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), según las cuales el consumo de «oro negro» del planeta mediará los 96,6 mbd en todo 2021, es decir, 6 mbd más que el año pasado.

En su último informe mensual, publicado el pasado día 12 de agosto, la entente estimó que la demanda continuará aumentando hasta superar los 100 mbd en la segunda mitad de 2022, por encima del nivel previo a la pandemia, dado que «la economía global continúa recuperándose».

No obstante, persiste la preocupación de que la expansión de la variante delta del coronavirus, más contagiosa que las demás cepas detectadas hasta ahora, pueda lastrar el consumo energético, una visión reforzada hoy por nuevos datos de China que confirman la desaceleración de la economía por el impacto de la mutación.

Los problemas globales en las cadenas de suministros y el aumento de la inflación también alimentan los temores a que la recuperación de la demanda de crudo sea más lenta de lo previsto.

EE.UU pretende precios más bajos

Si bien estas perspectivas podrían favorecer un ajuste a la baja de los niveles de producción de la OPEP+, por otro lado está el llamamiento de Washington a los productores para que, por el contrario, abran aún más los grifos.

Tras desplomarse en 2020, el precio de la gasolina ha subido más del 40 % este año, y el Gobierno del demócrata Joe Biden teme que el encarecimiento de los combustibles frene la recuperación económica.

Los precios del petróleo han experimentado una gran volatilidad en las últimas semanas.

El pesimismo sobre la recuperación de las economías asiáticas desencadenó fuertes bajadas antes de que el corte del 95 % de la actividad en las plataformas petrolíferas en el Golfo de México, provocado por el paso del huracán Ida, impulsara subidas.

Al reducirse la intensidad de Ida, convertido ya en tormenta tropical, volvía la tendencia bajista: el barril del petróleo Brent, la referencia en Europa, que ayer terminó a más de 73 dólares, cotizaba hoy a 72,1 dólares, mientras que el del petróleo intermedio de Texas (WTI), referente en EEUU, retrocedía un 0,2 % y rondaba los 69 dólares.

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López Obrador presentará una reforma contra la privatización del sector eléctrico

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, anunció que durante este mes presentará ante el Congreso una reforma constitucional para revertir las «privatizaciones» en el sector eléctrico.

«En cuanto a la industria eléctrica, voy a enviar al Congreso una iniciativa de reforma constitucional que permita reparar el grave daño que causó la privatización al sector público», anunció, al presentar hoy su tercer informe de gobierno.

Al iniciar su discurso en el Palacio Nacional, el mandatario aseguró que «la transformación está en marcha» en México y que su Gobierno ha decidido «parar en seco la tendencia privatizadora».

López Obrador, del izquierdista Movimiento Regeneración Nacional (Morena), denunció que los Gobiernos anteriores abrieron el mercado eléctrico «para dar preferencia a empresas particulares, nacionales y sobre todo extranjeras, con la entrega de subsidios entre otras prebendas».

En cambio, reprochó, que las plantas de la energética pública Comisión Federal de Electricidad (CFE), «fueron completamente abandonadas» y el actual Gobierno está «modernizando las plantas hidroeléctricas para reducir el uso de combustóleo y carbón«.

«En pocas palabras, la meta es que tengamos abastecimiento público frecuente de energía eléctrica, que no haya apagones y que los consumidores paguen la luz con tarifas más elevadas que las corporaciones empresariales», detalló sobre su reforma.

La coalición oficialista, liderada por Morena, no ostenta la mayoría calificada de dos terceras partes de la Cámara de Diputados y del Senado para aprobar reformas constitucionales, por lo que necesitará pactar con la oposición.

El presidente López Obrador es contrario a la reforma energética de su antecesor, Enrique Peña Nieto (2012-2018), que abrió el sector a las empresas privadas.

Por ello, decidió presentar una reforma constitucional dado que sus leyes para dar prioridad a las energéticas públicas CFE y Pemex (Petróleos Mexicanos) se encuentran encalladas ante los tribunales por un alud de amparos de compañías privadas.

Durante la presentación de su tercer informe, el que marca el ecuador de su mandato, presumió que su Gobierno no entrega concesiones nuevas a particulares en minas, agua, hospitales, puertos, vías férreas, reclusorios ni obras públicas, pero «lo más importante es que hemos detenido la privatización en el sector energético», aseguró.

Recordó que quiere dejar de «importar» gasolinas y por ello ha modernizado las seis refinerías existentes, está construyendo la refinería de Dos Bocas (Tabasco) y compró la totalidad de la planta Deer Park (Texas, Estados Unidos).

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