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El gobierno despejó dudas sobre la segmentación de tarifas: el riesgo de un efecto Puerta 12

El gobierno oficializó este jueves el Decreto 332 que puso en marcha un esquema de segmentación de las tarifas a fin de intentar contener la expansión de los subsidios energéticos, que este año superarán los US$ 15.000 millones. La norma —firmada por el presidente Alberto Fernández— implicará, en la práctica, que un porcentaje de los usuarios residenciales empezará a recibir a partir de mediados de agosto —cuando se liquiden los consumos de gas y electricidad durante junio y julio— facturas con aumentos de hasta un 65% con relación al mismo período del año pasado.

EconoJournal consultó a fuentes del Ministerio de Economía para despejar algunas de las dudas que se generaron a partir del lanzamiento de la iniciativa. Leída en términos técnicos y políticos, la medida es una de las apuestas más jugadas y ambiciosas del ministro de Economía, Martín Guzmán, que a partir de su resultado podría marcar su fortalecimiento dentro del Frente de Todos o su declive.   

A continuación, los desafíos y los riesgos que enfrentará la segmentación tarifaria.

¿Cuándo entrarán en vigencia los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios con mayor poder adquisitivo?

Esta semana se presentará la página Web a la que deberán ingresar todas las personas que quieran seguir recibiendo subsidios del Estado en las facturas de gas y electricidad. En este punto, en Economía son taxativos: aquellos usuarios que no se inscriban en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), creado por el Decreto 332, dejarán de percibir una subvención del Estado y pasarán a pagar la tarifa plena. ¿Cuándo? Inmediatamente.

Todos los usuarios que no se inscriban en esa plataforma comenzarán a recibir facturas con un aumento del 65% con relación a la tarifas actuales.

No obstante, la nueva regulación dispuso que la quita de subsidios sea gradual. Eso significa que cada bimestre se recortará un tercio del total de subsidios que recibe un usuario. Es decir, los hogares de altos ingresos recién pagarán la tarifa plena a fines de 2022. En ese punto, el aumento llegaría al 200% con relación a la factura del mismo mes del año pasado. Eso porque los subsidios representan cerca de un 70% del costo de la electricidad y del gas natural en la región metropolitana de Buenos Aires (AMBA). A grandes rasgos, la factura que paga el usuario debería multiplicarse por tres para eliminar todas las subvenciones. Sobre esa base, las facturas de agosto —ya con un recorte de un tercio del subsidio total— podrían aumentar un 65% en comparación con el mismo período de 2021.  

Un caso en concreto para graficar el funcionamiento de la norma. Para calcular los números se asume como supuesto que la demanda de energía del hogar en cuestión se mantiene invariante y no varía por temperatura. En ese caso, si un cliente residencial de Edenor pagó en junio $ 2000 por el bimestre abril-mayo, en agosto —cuando deba cancelar la factura por la energía consumida en junio y julio— abonará 3500 pesos, dos meses más tarde, $ 5000; y recién en diciembre pagará 6500 pesos, que es la tarifa plena sin ningún tipo de subsidios. Por eso, en Economía aseguran que para el 60% o 70% de los usuarios, el impacto en la factura final será de 1000 o 1500 pesos por bimestre.  

El formulario que deberán completar las personas que se anoten en el RASE ya está definido. Operará sobre la mismo plataforma informática que utilizó el Ingreso Familiar de Emergencia (IFE) durante el peor momento de la pandemia. Tendrá el valor de una Declaración Jurada, por lo que en la práctica, si un usuario completa en el formulario y expresa que quiere seguir recibiendo subsidios, en un primer momento no verá cambios en su factura. En los próximos meses, el Ministerio de Economía con soporte del Sintys, la dirección nacional que coordina el cruce de información pública entre diferentes organismos del Estado, se dedicará a verificar si los datos aportados por los usuarios son ciertos o no. Si se confirma la veracidad, el hogar seguirá percibiendo subsidios. Pero si salta alguna inconsistencia y se comprueba que el usuario falseó información, se le refacturará retroactivamente con la tarifa plena.  

Cambio de paradigma: constituir un hogar y empezar a subsidiar a la demanda

Mediante la creación de un registro de usuarios, el gobierno admite una debilidad: por imposibilidades legales ligadas al secreto fiscal y como resultado de los a esta altura crónicos problemas de articulación entre albertistas y cristinistas, no se logró conformar una base de datos en la que figuren las personas que perderán los subsidios. Por eso, ahora Economía apunta ahora a armar una base desde cero.

La apuesta de fondo es detectar, de manera progresiva, cómo están integrados los hogares detrás de cada usuario de gas y electricidad y determinar qué poder adquisitivo poseen. Si la herramienta funciona, con el tiempo se podrá subvencionar a la demanda discriminando perfiles en lugar de subsidiar de forma general a la oferta.

Guzman se juega una parada brava con la instrumentación de un ambicioso esquema de segmentación de tarifas.

En concreto, el objetivo parece sencillo. Pero en el andar se convertirá en un campo minado de altísimo riesgo político para el gobierno. Si quiere salir airoso deberá transmitir con una excelente gestión técnica porque un error o una mala ejecución puede terminar provocando la caída de todo el esquema.

Del Decreto 332 surge que la meta será categorizar a los usuarios en tres tipos de niveles: altos ingresos (nivel 1), sectores populares con tarifa social (2) y clase media (3).

Los de nivel 1 son los de mayores ingresos que perderán todo el subsidio. Son las usuarios que tengan ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (CBT), es decir,333.410 pesos; sean titulares de tres o más automóviles con antigüedad menor a cinco años; posean tres o más inmuebles, aeronaves o embarcaciones de lujo, según la tipología aplicable por AFIP; sean titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.

Los hogares del segundo nivel abarcan a la población de «menores ingresos», la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 40 por ciento del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior. Incluye a quienes declaren ingresos menores a un valor equivalente a una Canasta Básica Total (CBT) para un hogar tipo 2, según el Indec; personas que reciban alguna ayuda social del Estado y familias en las que al menos algún integrante del hogar cuente con un Certificado de Vivienda (ReNaBaP); aquellos que puedan acreditar un domicilio donde funcione un comedor o merendero comunitario registrado en RENACOM; hogares donde al menos un integrante posea certificado de discapacidad y, considerando a los integrantes del hogar en conjunto, tengan un ingreso neto menor a un valor equivalente a 1,5 Canastas Básicas Totales para un hogar 2 según el Indec.

Por último, los usuarios de Nivel 3 representa a la población de «ingresos medios», la cual tendrá un tope tarifario equivalente al 80 por ciento del CVS del año anterior. Los integrantes de este grupo deberán ser propietarios de dos o más inmuebles, considerando a los integrantes del hogar en conjunto o poseedores de un vehículo de hasta tres años de antigüedad, a excepción de los hogares donde exista al menos un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Sólo se podrá recibir subsidios en un inmueble

La Subsecretaría de Planeamiento Energético estimó que en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) existen 921.778 titulares de la energía eléctrica que dejarán de recibir subsidios. En el caso del gas natural, son unos 760.000. En Economía confían en que esa cantidad de personas —todas con el alto poder adquisitivo— no se inscribirán en el nuevo registro de usuarios por lo que inmediatamente perderán la bonificación en el próximo período de facturación. A su vez, en la parte baja de la pirámide, los colabores de Guzmán indican que no habrá demasiados problemas en identificar a los beneficiarios de algún programa social (AUH, Potenciar Trabajo, etc). Lo complejo, reconocen, será conformar el universo de clase media (nivel 3) que seguirán recibiendo un subsidio del 70% en las facturas.

Algo está claro: si una misma persona es titular de dos servicios en inmuebles distintos, deberá optar por seguir recibiendo subsidios en uno, que pasará a ser el principal. El segundo pasará a pagar la tarifa plena. No es un asunto menor: la base de datos de las distribuidoras de gas y electricidad está totalmente desactualizada. Hay personas que tienen a su nombre hasta 3 o 4 inmuebles, pese a que ya no tienen una relación patrimonial ni de uso con esos activos. Fueron titulares en el pasado y arrastran esa condición desde entonces.

¿Qué pasará con los inquilinos?

La creación del RASE se explica, en buena medida, para resolver la situación de los inquilinos. Quienes alquilen una vivienda deberán llenar el formulario que presentará en los próximos días y explicitar que son titulares del servicio completando el número de medidor respectivo. Es importante realizar el trámite, porque si el servicio está a nombre del dueño se presupone que éste optará por mantener —en caso de que le correspondan— los subsidios en el domicilio principal y no en el que posee en alquiler. Por ese motivo, es altamente probable que los inquilinos que no inscriban en el registro pierdan los subsidios en forma inmediata.

El temido efecto Puerta 12 que podría registrarse en agosto y septiembre cuando empiecen a llegar las nuevas facturas.

Tal vez con un exceso de optimismo, en Economía esperan una oleada masiva de inscripciones en el RASE para las próximas semanas. Estiman que la mayoría de los usuarios se anotará en el registro una vez que entre en funcionamiento. Como antecedente, citan lo que sucedió con el primer IFE, que en 2020 contó con una inscripción de 12 millones de personas apenas unos días después de abierta la convocatoria.

Sin indagar demasiado, la diferencia entre una iniciativa y otra salta es evidente. El IFE ofreció como gratificación inmediata un ingreso de dinero justo cuando la cuarentena impedía trabajar a millones de personas. En cambio, el gancho para inscribirse en el RASE es indirecto: el beneficio, en todo caso, es evitar un castigo (el aumento de las tarifas).

Fuentes cercanas al Palacio de Hacienda afirmaron que confían en la eficacia de la campaña de comunicación que se lanzará en breve. El problema para la Casa Rosada ocurrirá si esa asunción no se confirma.

El peor escenario para el gobierno tendrá lugar si la inscripción al registro es baja y mucha gente no completa el formulario durante lo que resta de junio y en julio. Se estima que los hogares del Nivel 3 (clase media) ascienden a unos 6 millones en el caso del gas natural y unos 8 millones si se miden los usuarios de energía eléctrica. En un contexto hipotético, si la inscripción es baja las distribuidoras terminarían facturándole la tarifa plena a usuarios que en realidad pertenecerían al segmento medio, que en rigor deberían seguir percibiendo los subsidios. Esas boletas con números defectuosos comenzarían a arribar en agosto y en septiembre.  

De nuevo: si la anotación en el RASE es lenta, el margen de error del esquema podría ser alto. Y millones de usuarios —no sólo el 10% del universo de altos ingresos— tendría que empezar a pagar el precio real del gas y la electricidad. Es difícil saber cómo podría impactar en el plano político y judicial una falla masiva de ese tipo. Por eso es clave, a los fines de que el sistema de segmentación funcione, que la tasa de inscripción en el registro sea muy alta.

Aún así, en Economía relativizan una eventual complejidad si la gente tarda en anotarse. “Creemos que la mayoría de las personas se van a anotar. La mayoría de los usuarios de electricidad de Edenor y Edesur que no lo hagan recibirán un aumento en su factura de 1000 o 1500 pesos en el bimestre. Y en ese punto, podrán inscribirse en el RASE y solicitar una recategorización”, explicó una de las fuentes consultadas.

La lupa sobre los hogares monoconstituidos

Economía prestará especial atención a los hogares monoconstituidos, es decir, a los usuarios que declaren vivir solos en un inmueble. En esos casos, el Estado cruzarán otras variables como nivel de consumo, situación patrimonial del titular y tamaño del inmueble, entre otros datos, a fin de evaluar si la información suministrada es fidedigna o no.

¿Cuál es la sospecha lógica que se disparará en esos casos? Que el titular del servicio de ese hogar sub-informó adrede la cantidad de habitantes reales de la vivienda para ocultar a integrantes con un mayor poder adquisitivo. El Decreto establece que el ingreso por hogar, sumando la remuneración neta de los habitantes de la casa, no puede superar en conjunto los 333.410 pesos mensuales (3,5 canastas básicas totales). Si el ingreso colectivo es mayor que esa cifra, el usuario perderá los subsidios.

Lo que temen en Economía es que personas que quieran evitar el salto en las tarifas designen como titular a una persona que individualmente no perciba ese valor y omitan al resto de los integrantes reales del hogar para que el Estado no tenga información para definir la situación socioeconómica de la vivienda. “Vamos a prestar atención sobre los hogares monoconstituidos para buscar eventuales inconsistencias en las declaraciones juradas”, explicaron en un despacho oficial.

La inscripción en el RASE será dinámica. ¿Qué quiere decir eso? Que los usuarios deberán ir informando a medida que registren un cambio cuantitativo de sus ingresos. “Si, por ejemplo, un trabajador pierde su empleo deberá inscribirse en el registro para informar esa situación”, razonaron en Economía.

Queda sin responder qué sucederá con personas monotributistas o autónomas con ingresos diversos durante el año por cuestiones estacionales. “Si un monotributista trabaja en la temporada turística durante los seis meses que van de octubre a marzo y durante ese período supera el límite de 331.400 pesos, pero durante el resto del año sus ingresos son inferiores, cómo estará categorizado”, planteó el gerente comercial de una distribuidora. “¿Será nivel 1 o nivel 3?”, se interrogó.

Por ahora, escasa articulación con las empresas

En Economía afirmaron que el trabajo de articular con las distribuidoras de gas y electricidad recaerá sobre los entes reguladores, que estás en cabeza de Soledad Manin (Enre) y Federico Bernal (Enargas), dos funcionarios que responden a la vicepresidenta Cristina Kirchner, que desde el inicio se opuso a la segmentación de tarifas que impulsó Guzmán.

Bernal accedió en los últimos dos meses a trabajar con mayor apertura con los funcionarios de Economía, mientras que con Manín, que responde al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, la relación es más precaria. ¿Accederán los funcionarios cristinistas a implementar un plan tarifario en el que no creen? ¿O arrastrarán lo pies para que la ejecución de la iniciativa se ralentice? La respuesta se conocerá en las próximas semanas.

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¿Cómo empalmará el nuevo esquema de subsidios con el régimen de Zonas Frías?

La pregunta que se hicieron por estos días en algunas empresas distribuidoras y productoras de gas es cómo afectará este nuevo esquema de segmentación al régimen por Zonas Frías, que en los hechos otorga una segunda bonificación al 50% de los usuarios residenciales del fluido a nivel nacional.

El 25 de junio del año pasado el Congreso votó una Ley que amplió el régimen de Zonas Frías hacia buena parte del territorio nacional. Así, el subsidio para bonificar el consumo de gas en territorios de muy bajas temperaturas de la Patagonia, que se había creado en los’90, se extendió hasta otras provincias del centro del país como Mendoza, Córdoba y buena parte del ser de Buenos Aires. 

La medida impulsada por el diputado Máximo Kirchner, y respaldada por algunos sectores de la oposición en la cámara baja, fue criticada por especialistas y las empresas de energía, porque sobre un escenario de atraso tarifario a nivel nacional (las facturas residenciales sólo representan una cuarta parte del costo real del hidrocarburo) se montó un segundo subsidio que alcanza a las provincias con mayor poder adquisitivo del país. Hoy, el 50% de los usuarios a nivel nacional goza de este beneficio.

Coexistencia

Cerca del ministro de Economía, Martín Guzmán, explicaron que el régimen de Zonas Frías está establecido por Ley y la mismo continuará vigente, por lo que los usuarios beneficiados seguirán recibiendo bonificaciones de entre un 30% y un 50% de la factura en función de su volumen de consumo.

Lo que variará será el precio del gas que se incluirá en las facturas. Hoy, el importe del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST) ronda los US$ 1,70 por millón de BTU. Para los usuarios de altos ingresos, ese precio se elevará a 5,76 dólares, tres veces y medio más, tal como publicó este medio.

“Eso quiere decir que los usuarios de altos ingresos (nivel 1) en las localidades alcanzadas por el régimen de Zonas Frías recibirá un fuerte aumento en el precio del gas incluido en sus facturas, aunque una vez calculado ese subtotal seguirán recibiendo el descuento previsto para los territorios de bajas temperaturas”, explicó un funcionario bajo reserva de nombre. «Lo que terminará pasando es que los usuarios Nivel 1 de esas provincias tendrán un incremento que, medido en términos relativos, será similar al que reciban los hogares de altos ingresos de todo el país«, explicó.

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Rigen nuevos precios para el gasoil, con aumento del 12 por ciento

Las variedades del gasoil común y premium se venden desde el viernes (17 de junio) con precios incrementados en el 12 por ciento promedio.

A modo de referencia, en estaciones de servicio de la Capital Federal YPF estableció precios de $ 126 para el litro del gasoil común y de $165 para el Infinia diesel.

En tanto, en las estaciones de la marca Shell (Raizen) el litro de diesel Evolución pasó a costar $ 139,2 en tanto que el V-Power Diesel se expende a 181,9 pesos.

En la estaciones de Axion en la CABA el diesel Quantum pasó a costar $ 164 el litro.

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El Gobierno lanzó batería de medidas económicas: una por una, en qué consisten

El Gobierno nacional lanzó una batería de medidas económicas apuntadas a controlar los precios, abastecer el faltante de gasoil y activar las obras del gasoducto Néstor Kirchner. También hizo oficial la segmentación de tarifas y publicó el DNU del Presupuesto 2022 El Gobierno nacional lanzó una batería de medidas económicas apuntadas a controlar los precios, abastecer el faltante de gasoil y activar las obras del gasoducto Néstor Kirchner. También hizo oficial la segmentación de tarifas y publicó el DNU del Presupuesto 2022. Precios Como anticipó Ámbito, el Gobierno mantendrá en vigencia el programa para compras en cuotas Ahora 12, aunque […]

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Gasoducto Néstor Kirchner: firmaron contrato con Techint por la provisión de cañerías por u$s500 millones

Empresa Argentina S.A. firmó con SIAT S.A. el contrato para la provisión de cañerías para el gasoducto y sus obras complementarias. Mientras en la Justicia se prepara el dictamen final por la denuncia sobre el Gasoducto Néstor Kirchner, Energía Argentina S.A. y SIAT S.A del Grupo Techint, firmaron este jueves el contrato para la provisión de cañerías para el troncal y sus obras complementarias por unos u$s500 millones. El contrato implica la compra de 582 km de cañerías de 36 pulgadas de diámetro y de 74 km de cañerías de 30 pulgadas, que serán utilizadas para la primera etapa del […]

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Escasez de gasoil: otorgarán beneficios impositivos a las refinerías para que puedan importar más

Las empresas que adhieran al régimen podrán solicitar un monto equivalente a la suma que deban pagar en concepto de Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, por las importaciones de gasoil A través de un decreto publicado este jueves, el Gobierno creó un Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (RIAIC) para las empresas refinadoras con el objetivo de evitar los faltantes de gasoil, que se fueron incrementando en las últimas semanas. Las empresas que adhieran al régimen podrán solicitar un monto equivalente a la suma que deban pagar en concepto de Impuestos sobre los […]

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Melella celebró el consenso para crear una empresa estatal de hidrocarburos y mayores aportes para la OSEF

El Gobernador celebró la aprobación para crear una empresa “Terra Ignis” y también el aumento de aportes patronales para la obra social de los estatales OSEF. El gobernador  Gustavo Melella, celebró hoy la aprobación en la Legislatura Provincial de dos proyectos de ley, siendo uno de ellos  la creación de la empresa provincial de hidrocarburos Terra Ignis y el aumento de aportes patronales para la Obra Social del Estado Fueguino. Al respecto, el mandatario destacó el diálogo con los Legisladores y Legisladoras y recalcó “el trabajo que se ha llevado adelante para dar a la provincia estas dos herramientas tan […]

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Importación de gas: el costo será US$ 4.800 millones más que el año pasado

La crisis de los precios en la energía que desató el lejano conflicto en el este europeo excede para Argentina el escenario geopolítico: pega en el abastecimiento, la inflación, en las tarifas, la balanza de pagos y en la actividad económica. El défi­cit energético que condiciona la demanda invernal acrecienta el riesgo cotidiano que transita el precario equilibrio que le dejó a la economía el acuerdo a­rmado con el FMI. Por si el salto de la inflación no fuera sufi­ciente, zozobran en ese marco las metas de reservas, los subsidios fi­scales comprometidos, los límites a la emisión de deuda y, […]

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En medio de la escasez, desde hoy aumentó el precio del gasoil un 12%

Hay faltante del combustible para motores diesel en muchas provincias. El miércoles, el Gobierno había autorizado incrementar la cantidad de “corte” con biodiesel 17 de Junio de 2022 En el contexto de escasez de combustibles que afecta a muchas provincias argentinas, el Gobierno autorizó a las empresas petroleras a incrementar el precio del gasoil. La suba impacta exclusivamente en los combustibles diesel y alcanza al 12% en promedio en todo el país. El Gobierno había informado ayer que subirá la proporción obligatoria de biodiesel empleada en la mezcla con combustibles fósiles en busca de abastecer la mayor demanda local de […]

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“Trazamos una hoja de ruta para atraer inversores”

El secretario de Hidrocarburos de la provincia de Tierra del Fuego, Alejandro Aguirre, sostuvo que “lo que estamos presentando es una política pública más que un anuncio de inversiones”, al hacer referencia a la presentación del plan estratégico provincial para el desarrollo del hidrógeno verde que se llevó a cabo en la ciudad de Buenos Aires, ante más de 150 personas de diferentes ámbitos; académico, político, económico y diplomático. Aguirre dijo que “lo que hicimos a través de la Secretaría de Hidrocarburos de la provincia, desde hace dos años, fue establecer determinadas funciones que tienen que ver con mejorar la […]

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“Santa Cruz tiene un compromiso estratégico con el desarrollo de los recursos no renovables”

Así se expresó el ministro de Economía, Finanzas e Infraestructura, Ignacio Perincioli, en el marco de la presentación que la Provincia de Santa Cruz realizó en el marco de Prospectors & Developers Association of Canada (PDAC 2022). En la oportunidad, el ministro de Economía expuso detalles del proyecto AONI, basado en nuevas tecnologías sobre la web 3.0, orientadas al desarrollo social sostenible. En primer lugar, mencionó que la propuesta “viene a hacer hincapié en los proyectos ambientales” y aseveró que “Santa Cruz tiene un compromiso estratégico con el desarrollo de los recursos no renovables, no sólo con la minería, sino […]

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Se oficializó el aumento del corte de biodiesel

Se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 330/2022 que autoriza elevar 5 por ciento el porcentaje de biocombustible en el gasoil para paliar el déficit de abastecimiento. La medida regirá por dos meses. Tal como anunciara ayer el jefe de Gabinete, Juan Manzur, el Gobierno Nacional estableció por el término de 60 días corridos el “Régimen de Corte Obligatorio Transitorio Adicional de Biodiésel” (COTAB) destinado a incrementar la capacidad de abastecimiento de gasoil grado 2 y grado 3 en el país. “En virtud del Régimen establecido en el presente artículo se fija, en forma excepcional y transitoria, un corte […]

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Del laboratorio a la fábrica

Los ministerios de Ciencia, Tecnología e Innovación (MINCYT) y Producción lanzaron la segunda convocatoria del Programa Nacional de Desarrollo de Proveedores, con el objetivo de financiar y asistir a empresas de base tecnológica para que puedan llevar prototipos a la producción en serie. En los últimos años se han sucedido fenómenos que resaltaron la importancia del desarrollo tecnológico propio y la soberanía tecnológica. Primero fue la pandemia por Covid-19, que limitó la importación de productos críticos para la salud. Este año, la guerra entre Rusia y Ucrania disparó sanciones importantes y fuertes cambios en el comercio mundial. La Argentina, al […]

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Enarsa y Tenaris firmaron el contrato para la provisión de cañerías del Gasoducto Néstor Kirchner

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es un proyecto de infraestructura que ampliará la capacidad del sistema de transporte de gas natural a los grandes centros de consumo del país y que continuará impulsando el desarrollo de la producción de gas en Vaca Muerta.

Tenaris es el productor líder a nivel mundial de tubos de acero sin y con costura para la industria energética mundial, proyectos de transición energética y otras aplicaciones industriales. En Tenaris SIAT (Valentín Alsina) se fabrican tubos con costura para proyectos que requieren altos niveles de calidad y confiabilidad.

Luego de tres años de muy baja actividad con una dotación de 100 personas, Tenaris SIAT Valentín Alsina deberá contratar más de 300 nuevos colaboradores para hacer frente a este desafío industrial ya que la planta comenzará a trabajar a tres turnos (24/7) llegando a registrar niveles récord, solo igualados en tiempos del proyecto Loma La Lata. Se suma a esto un plan de inversiones que Tenaris viene implementando para reforzar la capacidad productiva generando impacto, no solo en la zona sino también en toda la cadena de valor.

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Chile lanza convocatoria par consumo de la industria local de hidrógeno verde

El pasado 26 de mayo, la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) lanzó un llamado con el propósito de solicitar información con respecto a iniciativas de la industria nacional que estén en etapa de idea, pre-factibilidad, o factibilidad que contemplen consumo de hidrógeno verde o producción a pequeña escala para satisfacer una demanda industrial local.

La convocatoria está abierta para la industria, consultores, desarrolladores, universidades, y gobiernos regionales y podrán realizar su Presentación de Manifestaciones de interés hasta el próximo miércoles 22.

Desde la entidad explican que “con la información que se colecte se generarán insumos clave para futuras versiones del instrumento de apoyo al desarrollo de proyectos piloto”.

“Con el llamado a manifestación de interés se busca caracterizar, por cada territorio, una incipiente cartera de proyectos que contemplen consumo local de H2V en alguna de las siguientes configuraciones;

1) proyecto de consumo de H2V que busque un proveedor de este nuevo energético a nivel local,

2) proyectos de consumo de H2V que contemplen la autoproducción in situ

3) proyectos de producción de H2V de pequeña o mediana escala para proveer el nuevo energético a proyectos del tipo A (consumo local sin acceso a H2V). En caso de existir proyectos que salgan de estas tres alternativas también será interesante tener información de estos”, resaltan.

Y señalan que, una vez finalizada la etapa de consulta pública, y dependiendo de sus resultados, se podrá convocar a un llamado de postulación de proyectos a ser acelerados por este instrumento, convocatoria en la que se especificarán todos los detalles a solicitar.

Los interesados podrán realizar consultas relativas al proceso RFI mediante correo electrónico dirigido a aceleradorah2v@agenciase.org utilizando el asunto “RFI + Nombre del Consultante”, debiendo reemplazar nombre del consultante por la organización correspondiente. No se aceptarán consultas por otro medio.

Antecedentes

La estrategia nacional de hidrógeno verde (H2V) del Ministerio de Energía describe las oportunidades, el potencial del país, y las principales acciones necesarias para posicionar al H2V como un nuevo elemento estratégico hacia la descarbonización.

Adicionalmente, Chile a la fecha ya ha dado señales concretas con el objetivo de potenciar tanto la industria de la producción cómo también la aceleración de proyectos de demanda local.

Por un lado, CORFO adjudicó 50 millones de dólares a proyectos tanto de exportación, como también de provisión, de H2V a industria nacional de gran tamaño, como también la aceleradora de H2V financiará 2 proyectos de escala más local.

En este sentido, y durante los últimos dos años, se han identificado una serie de proyectos de tamaño mediano-menor, como también se han posicionado una serie de Hubs, o clusters tecnológicos, que estarían interesados en acceder a consumo y/o producción de H2V a lo largo del país.

Además de la estrategia nacional de H2V, el Ministerio de Energía en conjunto con la Agencia de Sostenibilidad Energética buscan contribuir en la aceleración de proyectos medianos-pequeños mediante una serie de apoyos técnico-económico con miras a que estas iniciativas se implementen en el corto plazo.

Para esto, la Aceleradora de H2V durante el año 2021 permitió identificar desafíos, necesidades, y oportunidades que facilitarán la creación de futuras nuevas experiencias en la demanda nacional.

Algunos de estos aprendizajes fueron:

-validar el interés nacional en el segmento de 1 kW a 1 MW de capacidad de electrolizadores (27 postulaciones recibidas de múltiples segmentos de la industria),

-se identificaron barreras en el acceso a la producción de H2V más aun considerando que los primeros proyectos de producción en el país estarán comisionados a finales del 2025,

-se evidenció la complejidad del desarrollo de los proyectos al depender de actores con conocimientos multidisciplinarios, y finalmente,

-se experimentó la dificultad de acceder a los proveedores tecnológicos. Por todos los motivos mencionados, y en miras a proveer herramientas de apoyo técnico-económico, acercar la regulación a la industria local, llevar el H2V al territorio, y generar capacidades en el país, se hace necesario tener experiencias prácticas que permitan visualizar los desafíos de los posibles escalamientos tecnológico, como también acelerar la creación de capital humano avanzados en el país.

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Proyecto Tierra del Fuego: ¿Cómo debería ser la ley de hidrógeno de Argentina?

Tierra del Fuego recientemente presentó su plan estratégico provincial el desarrollo del hidrógeno, en el cual prevé que se podría instalar de 6 a 10 GW de capacidad eólica dedicada a la producción de H2V. 

Sin embargo, durante el evento se planteó un posible punto de relevancia para el crecimiento de este vector energético en Argentina: la actualización del marco normativo, teniendo en cuenta que la Ley Nacional N° 26123 ya cumplió su vigencia estipulada, dado que fue promulgada en 2006. 

Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, no fue ajeno a este debate y se refirió a dicho tema, alegando que, “en términos personales” no cree que haga falta una ley. 

“En algunos países, uno necesitaría una ley para tener seguridad jurídica. Pero en la provincia creemos que no, queremos que las empresas inviertan y tengan los recursos y, dentro de lo normal, puedan manejarse por sí mismos”, mencionó. 

Pero sí reconoció que “a veces es necesario tener un marco regulatorio”, como podría serlo en el país. ¿De qué manera debería desarrollarse?, fue la gran pregunta, a lo que Melella contestó que es necesaria una mesa de trabajo entre el sector público y el privado, “porque a veces el Estado es un gran burócrata y eso entorpece los procesos productivos, desarrollos e inversiones”. 

“Y me parece que debería tener más peso y condicionamiento desde el sector privado, es decir, participación con más fuerza que nosotros (el gobierno) que estamos para acompañar”, agregó. 

Asimismo, Gustavo Béliz, secretario nacional de Asuntos Estratégicos, también se refirió sobre esta cuestión regulatoria y aseguró que desde el ejecutivo ya trabajan en una estrategia y que esperan presentar “muy rápidamente” una ley nacional que enmarque las iniciativas vinculadas al hidrógeno. Aunque no brindó detalles al respecto. 

¿En qué estado está el proyecto de ley? Hasta el momento, en la Cámara de Diputados de la Nación sólo se presentó una iniciativa, desarrollada por la Plataforma H2 Argentina e ingresada al Poder Legislativo por el ahora ex diputado Gustavo Mena. 

“Es el único texto que está activo en la Cámara y hay una intención de moverlo según conversamos con diversos legisladores”, comentó Juan Carlos Villalonga, Presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en diálogo con Energía Estratégica. 

De todos modos, el especialista vaticinó que están trabajando en una revisión detallada de ese proyecto que permita encontrar posibles mejoras y ajustes para presentarlo “cuando el debate se dé” y así ofrecer algunas “opciones superadoras” al texto. 

“Debe contener el desarrollo del hidrógeno, por lo menos, para los próximos diez años, que son cruciales para poner al país en una senda que, hipotéticamente, puede convertirnos en un exportador de H2”, concluyó Villalonga. 

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Brasil supera 16 GW en solar y más de R$ 86,2 mil millones en inversiones

Exactamente sesenta días después de alcanzar los 15 gigavatios (GW), Brasil acaba de superar una nueva marca histórica, la de los 16 GW de potencia instalada de fuente solar fotovoltaica, sumando las grandes plantas y los sistemas de generación propia de energía eléctrica en techos. , fachadas y pequeñas parcelas.

Según la entidad, la fuente solar ya trajo a Brasil más de R$ 86,2 mil millones en nuevas inversiones, R$ 22,8 mil millones en las arcas públicas y generó más de 479.800 empleos desde 2012. Esto también evitó la emisión de 23,6 millones de toneladas de CO2 en generación eléctrica.

Para el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, el avance de la energía solar en el país, a través de grandes centrales y de generación propia en viviendas, pequeñas empresas, propiedades rurales y edificios públicos, es fundamental para el desarrollo social, económico y ambiental de Brasil. “La fuente ayuda a diversificar el suministro eléctrico del país, reduciendo la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de aumentos aún mayores en la factura eléctrica de la población”, comenta.

“Las grandes plantas solares generan electricidad a precios hasta diez veces más bajos que las termoeléctricas fósiles de emergencia o la electricidad importada de los países vecinos hoy, dos de los principales responsables del aumento de tarifas a los consumidores”, añade Sauaia.

Según el análisis de la entidad, el sector espera un crecimiento acelerado este año de los sistemas solares en operación en Brasil, especialmente de los sistemas solares de autogeneración, principalmente como resultado de la entrada en vigor de la Ley N° de generación propia de energía.

“Es, por tanto, el mejor momento para invertir en energía solar, precisamente por el periodo de transición previsto en la ley, que garantiza hasta 2045 el mantenimiento de las normas vigentes para los consumidores que instalen un sistema solar en el tejado hasta enero de 2023. ”, explica Ronaldo Koloszuk, Presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR.

Brasil tiene aproximadamente 5,1 GW de potencia instalada en grandes plantas solares, equivalente al 2,6% de la matriz eléctrica del país. Desde 2012, las grandes usinas solares ya trajeron a Brasil más de R$ 27,0 mil millones en nuevas inversiones y más de 152 mil puestos de trabajo, además de proporcionar una recaudación de R$ 8,4 mil millones a las arcas públicas.

En el segmento de generación propia de energía, hay más de 10,9 GW de potencia instalada de fuente solar. Eso equivale a más de R$ 59,2 mil millones en inversiones, R$ 14,4 mil millones en cobranzas y más de 327.800 empleos acumulados desde 2012, repartidos en las cinco regiones de Brasil. La tecnología solar se utiliza actualmente en el 98% de todas las conexiones de autogeneración del país, liderando claramente el segmento.

Al sumar las capacidades instaladas de las grandes usinas y la generación propia de energía solar, la fuente solar ocupa el quinto lugar en la matriz eléctrica brasileña. La fuente solar ya superó la potencia instalada de las termoeléctricas alimentadas con petróleo y otros combustibles fósiles en la matriz eléctrica brasileña y se acerca rápidamente a la potencia instalada total de las centrales que utilizan biomasa como fuente principal.

Según Koloszuk, además de ser competitiva y asequible, la energía solar es rápida de instalar y ayuda a aliviar el bolsillo de los consumidores, reduciendo sus costos de electricidad hasta en un 90%. “La energía eléctrica competitiva y limpia es fundamental para que el país recupere su economía y pueda crecer. La fuente solar es parte de esta solución y un verdadero motor de generación de oportunidades y nuevos puestos de trabajo”, concluye el presidente del Consejo.

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Atlas Renewable Energy adquirirá un proyecto eólico en Brasil

Atlas Renewable Energy, un generador internacional de energía renovable, adquirió un proyecto eólico en el estado brasileño de Minas Gerais del productor y proveedor de energía francés Voltalia.

El proyecto, denominado Juramento, tendrá una capacidad de generación de 378 MW y estará compuesto por 63 aerogeneradores. Juramento es el segundo proyecto eólico que desarrollará Atlas Renewable Energy, después de que la empresa anunciara el mes pasado la firma de un Acuerdo de Compra de Energía* (PPA) con Enel Energía Chile para el desarrollo del portafolio eólico Alpaca (417 MW).

A diferencia de Alpaca, Juramento no cuenta con un *PPA por el momento, y se encuentra abierto a compradores que busquen fuentes de energía renovable en Brasil.

«Con Juramento seguimos ampliando y diversificando nuestra oferta de productos en todas las regiones en las que operamos», dijo Luis Pita, Gerente General de Atlas Renewable Energy en Brasil.

«Este proyecto está actualmente disponible para cualquier gran consumidor de energía que busque un PPA para la transición de fuentes de energía convencionales a renovables», agregó.

Juramento generará 1.650 GWh al año, lo que equivale a beneficiar a 799.524 familias brasileñas, evitando 123.750 toneladas de CO2 (est.), lo que podría compararse con retirar más de 49.500 vehículos de las calles de Sao Paulo. La estructura de la transacción será revisada y finalizada por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) de Brasil en los próximos días.

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Interconexión eléctrica binacional: Basualdo se reunió con funcionarios de Bolivia y Salta

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvo una reunión virtual con el viceministro de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia, Edgar Caero, la secretaria de Minería y Energía de Salta, Flavia Royón, y otros funcionarios del área de Energía del Estado Plurinacional de Bolivia y de la provincia de Salta, con el objetivo de avanzar en el intercambio binacional de energía eléctrica.

La obra de interconexión permitirá un abastecimiento abundante y confiable a la ciudad de Tartagal y a localidades vecinas como Orán, Piquirenda, Tabacal, Pichanal, Senda Hachada y Dragones, aliviando el vínculo con San Juancito. El intercambio eléctrico de hasta 120 MW reducirá las emisiones contaminantes y los costos derivados de la generación eléctrica con combustibles líquidos.

A través de la interconexión internacional de intercambio de oportunidad Argentina podrá comprar energía eléctrica “cuando quiera”, siempre que el precio ofrecido en cada tramo horario por Bolivia resulte conveniente, según el acuerdo de intercambio firmado entre ambos países en 2015.

La obra de interconexión consiste en una doble terna de 132 kV de 110 km entre la Estación Transformadora en Yagacuá (Bolivia) y la ampliación ya concluida de la ET Tartagal, en Salta.

Estuvieron presentes también en la reunión el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia (ENDE), y otras autoridades de la corporación estatal boliviana, así como el director general de Energía e Hidrocarburos de Salta, el director de Energía Eléctrica de esa provincia y el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos de Salta (ENRESP), Carlos Saravia.

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Retrospectiva del mercado eléctrico hondureño en la óptica de Gerardo Salgado

La emisión de un reglamento de tarifas, un reglamento de servicios públicos, normas de calidad tanto para el nivel de transmisión como distribución, marco para generación distribuida, así como las propuestas de normas de servicios complementarios son algunos de los legados que fueron dejando profesionales del sector en su paso por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

Entre ellos, el Ingeniero Gerardo Antonio Salgado con más de 30 años de trayectoria en el sector eléctrico, colaboró con su conocimiento para la elaboración de algunos de ellos y hoy, tras 7 años de labor en la CREE, se despide de su cargo como comisionado no sin antes compartir su balance con Energía Estratégica:

«Todos los avances que habíamos trabajado los considero marginales ante la desaparición de un mercado como originalmente se planteaba en la Ley General de la Industria Eléctrica», se lamentó.

Y es que en su retrospectiva del mercado eléctrico hondureño, mencionó que la reforma eléctrica llegó a cambiar las reglas del juego y a deshacer las bases en las cuales se fundamentó buena parte de la regulación que se emitió durante estos siete años de trabajo y que fomentaban principalmente la competitividad del sector eléctrico.

“Me siento incómodo diciendo que hay logros. Con la reforma, cualquier paso significativo que se haya conseguido deja de tener sentido”, consideró.

En concreto, preocupa el paso de un mercado abierto competitivo a un mercado integrado verticalmente, a partir de la vigencia de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

“Estamos en un punto en el cual no sabemos qué es lo que va a suceder porque se está restringiendo al mercado”, cuestionó.

“Se atribuye a la ENEE exclusividades e inclusive se plantean limitaciones a la participación privada con la reforma eléctrica. Y el mercado abierto que se había pensado con clientes libres, contratos entre privados y licitaciones se limitó enormemente”.

En tal sentido, mencionó que hace más de un año ha trabajado en las bases de la licitación que aún sigue pendiente convocar y alertó que no han recibido respuestas de la autoridad.

“Nosotros elaboramos esos documentos hace más de un año y hemos estado dándole seguimiento a los avances, porque la ley mantiene la obligación de las empresas distribuidoras de hacer licitaciones para la compra de nueva capacidad”

“Hemos enviado al menos dos solicitudes para que se nos comunique los avances y no hemos tenido respuesta. Pareciera que, o se quieren tomar más tiempo para analizar la necesidad de compra de capacidad o están buscando otro mecanismo”, se apenó.

Al respecto es preciso remarcar que la reforma eléctrica no elimina la necesidad de nueva capacidad y contempla además del mecanismo de licitación, la renegociación de contratos, la ampliación de contratos con las empresas que estaban participando en el mercado de oportunidad y contratos BOT de manera directa.

“Si esta entrevista hubiera sido antes del 16 de mayo se podrían haber dicho muchas cosas positivas. Pero a la luz de la reforma, se complica resaltar los aportes que habíamos realizado a través del reglamento del servicio eléctrico, las normas de calidad para asegurar los mecanismos de prestación de un servicio bajo condiciones que reúnan estándares internacionales y otros instrumentos que se impulsaron en estos siete años y que son buenos para el mercado, pero que hoy son marginales”.

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La clave de los contratos que impulsa Greenwood Energy en Panamá

Greenwood Energy, subsidiaria de energía renovable en Latinoamérica para Libra Group, persigue ser un jugador distinguido en el mercado panameño por su oferta de triple impacto. Este año, las fichas del tablero se acomodaron y podrán concretar su primer proyecto de envergadura en el país que une a las Américas. 

La importancia no radicaría sólo en que a partir de este inicien con contratos en Panamá, el proyecto resulta emblemático por la manera en la cual lo estructuraron y están llevando a cabo. 

En lo relativo a contratos, este convenio marco de colaboración suscrito con la Universidad de Panamá involucra un contrato PPA para la compraventa de energía, un lease para alquiler de la tierra y un contrato BOT para transferir el activo al año 20. 

Ahora bien, según indicó Menelao Mora, Country Head Panama de Greenwood Energy: “la energía no es la punta de lanza”. 

“Fuimos más allá con este proyecto. Lo que suscribimos es todo un convenio de colaboración a partir del cual no sólo vamos a ejecutar una planta solar sino que también se incluyen iniciativas significativas, tales como desarrollar una carrera de energías renovables para la Universidad”.

Aquello iría en línea con el mandato de George Logothetis, Chairman de Libra Group. Según precisó Menelao Mora desde la casa matriz insisten en que los proyectos deben tener un impacto social y ambiental además de económico. 

“Al final del día, la Universidad recibirá 30 millones de dólares pero los beneficios irán más allá”, subrayó el referente de Greenwood Energy en Panamá. 

Y ejemplificó: “Estamos creando una bolsa de 2 cv por kWh generado para investigación, estamos ofreciendo becas y formando docentes. No es solo el ahorro por lo generado con energía limpia vs lo que estás pagando en el mercado”.  

En conversación con Energía Estratégica, Mora puso a consideración que tampoco es un detalle menor el componente educativo de este proyecto ya que se espera que a partir de este se genere un efecto multiplicador atrayendo a nuevas generaciones al sector de las energías renovables.

De allí que el referente de Greenwood en Panamá aclare que en la construcción de los 40 MW se contemple además la distribución de instalaciones de 5kW de capacidad fotovoltaica en varios puntos de la universidad para que cada vez más estudiantes puedan familiarizarse con la tecnología. 

Nicho de mercado   

Según reveló Menelao Mora, Country Head Panama de Greenwood Energy, la estrategia de la compañía para ampliar sus negocios en Panamá incluye fortalecer su oferta para instituciones académicas. 

“En Panamá existen oportunidades de crecer junto a varias universidades. De hecho, la Universidad de Chiriquí o la Universidad Tecnológica de Panamá son puntos a los que creo que podemos dedicarnos a hacerles propuestas adicionales, una vez que hayamos avanzado con el primero”, señaló el referente empresario.

Aquello no sería todo. Ganar terreno en generación distribuida y, en específico, el suministro energético para entidades públicas también sería prioridad para Greenwood.

“Hemos visto con muy buenos ojos la política del gobierno de la Secretaría de Energía a través de su agenda de transición energética. Está muy bien diseñada con vistas a dar un cambio en la matriz energética de Panamá. Ahí, entra un capítulo que es generación distribuida que podemos aprovechar porque el mercado ha madurado. Seguiremos en el nicho de educación pero la generación distribuida en entidades públicas, escuelas, hospitales y demás centros de salud también nos interesa por el impacto que pueda crear”.

En tal sentido, es preciso aclarar que si bien Greenwood no se dedica a la construcción de instalaciones, cuenta con un equipo de ingeniería y músculo financiero para impulsar junto con el aliado adecuado muchos más proyectos renovables en Panamá.

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Gobierno español publicaría términos de la tercera subasta de renovables este mes

Descomprimida la agenda del Gobiernoter de temas urgentes, como la publicación de la excepción ibérica para mitigar el precio de la energía, el ejecutivo liderado por Pedro Sánchez estaría en condiciones de lanzar la tercera subasta de renovables antes de que termine junio. 

De acuerdo a fuentes de la industria, en lo que resta del mes, se publicarán los documentos definitivos que dan lugar a esta convocatoria que incluye 500 MW: 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El 15 de octubre sería la fecha en la que se recibirán las ofertas. Mientras se aguarda a la confirmación, los diferentes sectores empresariales se mantienen entusiastas y expectantes a las condiciones para adaptar los proyectos. 

Días atrás, referentes de la asociación de biomasa comentaron a este medio que esperan seguir creciendo por encima de los 1.000 MW de potencia instalada y esta subasta significará un incentivo luego de 6 años sin convocatorias. 

Al igual que desde Avebiom, integrantes de Protermosolar afirman que esta licitación definirá el futuro de estas tecnologías. En este caso, las metas descriptas en el PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW.

Ambas cámaras coinciden en que, si se pretenden cumplir los objetivos propuestos en las hojas de ruta, será necesario que se hagan efectivos estos plazos para dar inicio a una nueva etapa de desarrollo de estas energías limpias de cara al 2025. 

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) anunciaba la subasta para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Desde el Gobierno indicaron que, en el caso de que no se adjudique la capacidad en su totalidad, lo que quede como excedente de potencia podrá ser asignado a otras tecnologías.

 

Es de destacar que el Plan Integral Nacional de Energía y Clima (PNIEC), se propone instalar 60 GW de renovables, para que el 74% de la producción eléctrica del país sea de origen verde hacia 2030. 

Fue en el marco de esta estrategia que se crearon en el 2020 estas subastas de energía renovable.

En las dos anteriores ediciones de subastas del REER que se han llevado a cabo, en enero y octubre del 2021 se han asignado en total 2.900 MW de tecnología fotovoltaica y 3.250 MW para la eólica.

 

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Olade abre postulación para el cargo de Secretario Ejecutivo del periodo 2023-2025

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en estricto cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima, anuncia oficialmente la convocatoria para presentar las candidaturas al cargo de Secretario Ejecutivo para el periodo 2023-2025, que serán consideradas en la elección prevista para la LII Reunión Ordinaria de Ministros a realizarse el 15 de diciembre de 2022, en la ciudad de Panamá-Panamá.

Dado que existió ya una reelección en el 2019, el actual secretario ejecutivo, Alfonso Blanco, deja su cargo en el 2023, por no poder efectuarse una nueva instancia de reelección.

Esta convocatoria esta direccionada estrictamente a los ministerios de energía, secretarías o entidades que tengan a su cargo los asuntos relativos a la energía y cancillerías de los Estados Miembros de la Organización.

El nuevo Secretario Ejecutivo, será elegido por un período de tres años, con la posibilidad de una sola reelección.

Convenio de Lima

El Convenio de Lima es el tratado constitutivo que rige el funcionamiento del Organismo.

Organización Latinoamericana de Energía – Olade

Es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica, de carácter público intergubernamental, constituido el 2 de noviembre de 1973 mediante la suscripción del Convenio de Lima, ratificado por 27 países de América Latina y El Caribe, con el objetivo fundamental de fomentar la integración, conservación, racional aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la Región. Más información https://www.olade.org/olade/

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Teresa Rivera: “Sin la excepción Ibérica los precios serían muchos más altos”

“Esperemos que en las próximas semanas, con la reducción de temperatura y el paso de esta ola de calor, nos permitan ver precios por debajo de los que estamos”, soltó Teresa Rivera en una conferencia de prensa que concedió en Genera, de la que participó Energía Estratégica.

Allí la ministra de Transición Ecológica y Vicepresidenta Tercera de España enfatizó en que “el tope de gas está funcionando y de forma muy importante, porque si no hubiéramos visto precios superiores a los de Francia”.

Indicó que la tan ansiada baja en torno al 20% que se esperaba del tope al gas para la producción de energía eléctrica no llegó debido a la “situación extraordinaria que estamos viviendo”.

Explicó: “Ayer (por el miércoles 15 de junio) de nuevo batimos records de temperatura (en torno a los 40°), con picos de demanda muy importantes en un escenario en el que la generación de origen renovable cayó de forma muy importante”, sobre todo de la eólica.

“Más demanda, menos renovables, significa más (consumo de) gas, y, por tanto, el impacto de la medida se ve reducido”, resumió la funcionaria

Aseguró que el precio del día 15 de junio, que resultó en torno a los 250 €/MWh, “pudo haber sido de 280 o 290” €/MWh.

“O sea que sí funciona (la Excepción Ibérica) pero, obviamente, en un escenario de tensión como este el resultado no es lo que nos hubiera gustado”, defendió Ribera.

A esta situación, la funcionaria agregó externalidades que están empujando a precios del gas más altos, como el anuncio de Gazprom en empezar a reducir aún más la capacidad de suministro del fluido a Europa, a través del gasoducto Nord Stream

“Si el precio del gas habitualmente está en torno de los 10 o 20 €/MWh, ayer (por el 15 de junio) alcanzamos los 98 €/MWh”, sumó la ministra.

Y remató: “Afortunadamente tenemos una Excepción Ibérica que está en marcha y está funcionando, si no los precios serían muchos más altos”

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La industria de refinación acompaña las medidas tomadas para incrementar la oferta de gasoil

.Ante las medidas anunciadas por el gobierno nacional destinadas a incrementar la capacidad de abastecimiento de gasoil, en un contexto de excepcional demanda del combustible, las principales empresas de refinación del país, lideradas por YPF, Raizen (Shell), PAE (Axion) y Trafigura, comunicaron que “profundizan sus esfuerzos para contribuir a paliar la situación actual. Este año, tanto la demanda de gasoil como su producción y abastecimiento local alcanzaron niveles históricos”, destacaron.

Por el lado de la oferta, durante marzo-mayo 2022, la industria despachó 3,9 millones de metros cúbicos de gasoil, lo que representa un volumen récord vs. pre-pandemia: 12% más que en 2019 (3,4 millones de m3).

Históricamente, Argentina requiere de la importación de gasoil para cubrir parte de la demanda. En este sentido, las empresas refinadoras incrementaron las importaciones
necesarias comparado con niveles pre-pandemia, realizando sus máximos esfuerzos para garantizar el abastecimiento.

Frente a una inusitada demanda – agravada por la actual coyuntura energética mundial el abastecimiento en algunas zonas del país se vio afectado debido a desequilibrios en los precios, por lo que la industria y el gobierno nacional vienen realizando sus mayores esfuerzos para morigerar los efectos en el mercado local.

En este sentido, el sector de refino acompaña las medidas adoptadas por el gobierno nacional con el objetivo de dar una solución a esta coyuntura, como es el aumento
transitorio del corte obligatorio de biodiesel en el gasoil.

Frente a este escenario, cada compañía, de acuerdo a su política comercial y en función de sus particularidades logísticas, adoptará las medidas que considere más convenientes para paliar desequilibrios en la demanda.

Asimismo, la industria apoya la decisión del gobierno nacional de desgravar la carga fiscal del impuesto a los combustibles líquidos sobre el gasoil importado, permitiendo así aliviar la presión sobre los costos de importación.

Las empresas refinadoras aumentamos la corrida de crudo para incrementar la oferta de gasoil en el mercado interno, alcanzando las refinerías el 100 % de capacidad de procesamiento.

El sector continuará articulando las acciones necesarias para garantizar el suministro
del combustible.

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Entró en vigencia el Régimen de segmentación de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad por red

A través del Decreto 332/2022, publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno Nacional anunció el nuevo régimen de segmentación de subsidios a usuarios y usuarias residenciales de servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red, que rige a partir del mes de junio con el objeto de “lograr valores de la energía razonables y susceptibles de ser aplicados con criterios de justicia y equidad distributiva”, se indicó.

Un comunicado del Ministerio de Economía describió que “esta metodología permitirá identificar al 10 % de los usuarios con mayor capacidad de pago, de manera tal que el 90 % de las personas usuarias residenciales perciban una reducción de la tarifa en términos reales con una protección mayor a los segmentos de menores ingresos, mejorando la incidencia distributiva de los subsidios y reduciendo el esfuerzo fiscal destinado a los sectores de altos ingresos”.

La implementación, se indicó, se llevará adelante con un formato a demanda por medio de una declaración jurada de conformación de hogar. Todos aquellos hogares que lo soliciten continuarán recibiendo subsidios a la energía de acuerdo a la nueva metodología.

Asimismo, en el marco del régimen, se crea la figura del usuario a los fines de facilitar la solicitud de aquellos hogares inquilinos o residentes que no tengan la titularidad del servicio. El formulario digital de simple acceso será complementado con la atención presencial de las distribuidoras y la ANSES, universalizando el acceso presencial de inscripción y reconsideraciones en todo el territorio nacional.

Mediante la metodología establecida se evaluará la capacidad de pago del hogar a partir de sus condiciones socioeconómicas verificables. En este sentido, se conformarán tres niveles según la capacidad de pago del hogar. De esta forma, se busca mejorar la asignación de los subsidios en términos distributivos. 

A partir del nuevo Régimen, una vez analizadas las solicitudes por parte del Estado, en el caso de considerar errónea su categorización, los usuarios podrán solicitar una reconsideración en el nivel de subsidio de una manera ágil.

Asimismo, los segmentos medios y vulnerables tendrán incrementos en sus facturas por debajo de la variación del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año 2021. De esta manera, para el segmento de menores ingresos la factura de referencia bajo jurisdicción nacional, no superará el 40% del CVS, mientras que para el segmento medio no superará el 80% del mencionado coeficiente.

En esta línea, se registraron incrementos en las facturas ya aplicados y totales del 21,4% y 42,7% respectivamente en el área de jurisdicción nacional. 

En el caso de las distribuidoras de jurisdicción provincial, resultará en un menor impacto en factura, en la medida que el componente del precio de la energía constituye un menor porcentaje de la factura.

En tanto, para el segmento de mayores ingresos, la reducción de los subsidios será gradual hasta alcanzar la cobertura plena del costo de la energía hacia fines de 2022.

Criterios para la asignación de segmentos

Nivel 1 – Mayores Ingresos: Usuarios que pagarán el costo pleno del gas y/o la electricidad contenido en la factura, en virtud de reunir al menos una de las siguientes condiciones, considerando en su conjunto a los y las integrantes del hogar:

a. Ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar 2 según el INDEC.

b. Ser titulares de 3 o más automóviles con antigüedad menor a 5 años.

c. Ser titulares de 3 o más inmuebles

d. Ser titulares de 1 o más aeronaves o embarcaciones de lujo 

e. Ser titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.

Para este segmento, la reducción de los subsidios será gradual y en tercios bimestrales hasta alcanzar la cobertura plena del costo de la energía hacia fines de 2022.

Nivel 2 – Menores Ingresos: Usuarios y usuarias a quienes, tomando como referencia el ámbito de jurisdicción nacional, el impacto en factura que genere la corrección del componente energía equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura de hasta el cuarenta por ciento (40 %) del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, en virtud de reunir alguna de las siguientes condiciones, considerando en conjunto a los y las integrantes del hogar:

a)  Ingresos netos menores a un valor equivalente a 1 Canasta Básica Total (CBT) para un hogar 2 según el INDEC 

b) Integrante del hogar con Certificado de Vivienda (ReNaBaP)

c) Domicilio donde funcione un comedor o merendero comunitario registrado en RENACOM;

d) Al menos un o una integrante del hogar posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur;

e) Al menos un o una integrante posea certificado de discapacidad expedido por autoridad competente y, considerando a los y las integrantes del hogar en conjunto, tengan un ingreso neto menor a un valor equivalente a 1,5 Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar 2 según el INDEC.

No podrán formar parte de este segmento aquellos hogares que cumplan alguna de las siguientes condiciones:

● Sean propietarios o propietarias de 2 inmuebles, considerando a los y las integrantes del hogar en conjunto, o

● Sean propietarios o propietarias de un vehículo de hasta 3 años de antigüedad, excepto los hogares donde exista al menos un o una conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Nivel 3 – Ingresos Medios: Usuarios y usuarias no comprendidos en los niveles 1 y 2 a quienes, tomando como referencia el ámbito de jurisdicción nacional, el impacto en factura que genere la corrección del componente Energía equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura no mayor al ochenta por ciento (80%) del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior.

Los niveles 2 y 3 no tendrán nuevas modificaciones en los precios de referencia definidos por el Gobierno Nacional en todo el 2022, destacó Economía.

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Enarsa y SIAT firmaron contrato para la provisión de la cañería del Gasoducto PNK

La estatal Energía Argentina y la empresa SIAT (Techint) firmaron el contrato para la provisión de cañerías para el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y sus obras complementarias, cuya puesta en operaciones permitirá incrementar el transporte del gas producido en Vaca Muerta.

El contrato firmado comprende la compra de 582 kilómetros de cañerías de 36 pulgadas de diámetro y de 74 kilómetros de cañerías de 30 pulgadas, que serán utilizadas para la primera etapa del Gasoducto Néstor Kirchner entre Tratayén (Neuquén) y Saliquelló (Buenos Aires) y para sus obras complementarias.

SIAT traerá la chapa laminada desde su planta en Brasil y los caños serán fabricados en su planta ubicada en Valentín Alsina (partido bonaerense de Lanús). El costo de provisión de estos materiales es del orden de los 457 millones de dólares.

Se aguarda para los próximos días el dictamen final de la Justicia que investiga acerca de las características técnicas establecidas para el insumo chapa en el pliego licitatorio, en base a denuncias puestas a consideración del juez Daniel Rafecas. Diversos testimonios coincidieron en señalar que el material requerido es el que corresponde, descartando un direccionamiento de la licitación hacia quien resultó ser único oferente.

El GPNK permitirá ampliar un 25 por ciento la capacidad del sistema de transporte de gas natural argentino. “Además será fundamental para continuar desarrollando la producción en Vaca Muerta, ya que permitirá que ese insumo llegue hacia los grandes centros de consumo del país”, se destacó en un comunicado.

Al respecto, Agustín Gerez, Presidente de Energía Argentina, resaltó que “la firma de este contrato es un hito fundamental para este proyecto transformador, que sin dudas va a marcar el rumbo de la Argentina en los próximos 25 años y nos encamina hacia la soberanía energética”. Y agregó que “esto refleja el enorme esfuerzo y dedicación que le asignamos al proyecto para que el mismo pueda estar en condiciones operativas conforme al cronograma licitatorio de construcción”.

El objetivo planteado por la Secretaría de Energía es contar con este nuevo gasoducto troncal en el invierno de 2023, lo cual constituye un fuerte desafío ya que deberá encararse el tendido en varios frentes de obra simultáneos para poder realizarlo en un plazo estimado de siete u ocho meses contados desde agosto/setiembre próximos.

El cronograma diseñado por las autoridades del sector prevé para el 8 de julio la apertura de sobres en la licitación de la obra civil.

En la firma estuvieron presentes Darío Martínez, Secretario de Energía; Federico Basualdo, Subsecretario de Energía Eléctrica; Maggie Videla, Subsecretaria de Hidrocarburos, y por Energía Argentina, Agustín Gerez, Gastón Leydet, subgerente general, y los directores Víctor Bronstein y Mariano Barrera.

“El gasoducto Presidente Néstor Kirchner va a hacer posible que sectores residenciales, comerciales e industriales de nuestro país accedan a energía a precios competitivos, que por la coyuntura internacional se convirtió en un insumo crítico, impulsando así el empleo y la producción.”, explicó Gerez, remarcando que “de esta manera, Energía Argentina avanza a paso firme en la concreción de una obra estratégica para nuestro país”.

SM

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Pronsato: “En un escenario realista, el gasoducto Néstor Kirchner debería estar listo en octubre del año próximo”

Antonio Pronsato confirmó el lunes ante la justicia que decidió irse de Enarsa por la falta de avances en la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, la obra más urgente que debe encarar el gobierno de Alberto Fernández. “A partir del final de Semana Santa, formulé los alertas correspondientes al retraso en el camino crítico, sobre muchas cuestiones. Como nada cambió, me fui. Ignoro las razones de esta ralentización. Esas alertas las canalicé en reuniones con Gerez (titular de Enarsa), quien tomaba nota y me respondía que lo iban a hacer. No había una discusión, pero luego las cosas no avanzaban”, aseguró en su declaración testimonial. EconoJournal conversó con Pronsato para intentar entender qué se debería hacer a partir de ahora para poder construir el gasoducto, el cual aparece jaqueado ya no solo por los problemas de gestión sino también con la causa judicial que se abrió luego de las sospechas que sembró el ahora ex ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, al dejar trascender que se armó un pliego de licitación “a la medida de Techint”.   

-Por los últimos acontecimientos que han sucedido y por su judicialización, la obra del gasoducto Néstor Kirchner se empieza a ralentizar, ¿qué cree que se debería hacer para darle impulso?

-Lo que hay que hacer es una unidad ejecutora que se encargue de realizar los pliegos, adjudique y conduzca la obra. Creo que tendría que estar compuesta por ingenieros, abogados especialistas en obra pública- porque son las leyes las que indican los plazos y toda la documentación tiene que estar dentro de la ley-, contadores y economistas. Esta unidad tendría que responder directamente a un directorio, a un ministro o al Presidente y debería tener el conocimiento y la experiencia para tratar de prever la mayoría de los problemas y armar un camino crítico, el cual es fundamental para saber dónde pueden llegar a estar las demoras, en qué tareas, cuestión que impacta en todo el plazo de la obra.

Por otro lado, creo que Agustín Geréz es un buen hombre, un buen profesional, pero la manera en que nos hemos conducido en este proyecto no es la correcta para una obra de esta magnitud.  Si por alguna cuestión se llegase a armar una comisión hay que buscar profesionales en la facultad de Ingeniería, en el Centro Argentino de Ingenieros y dotarla también de economistas, como mencioné, que se dediquen a los presupuestos, al seguimiento de los contratos.

Creo que esta comisión debería tener la posibilidad de pedir a cualquier persona que esté tanto en la actividad pública como en la privada, sin que haya conflictos de interés. Yo llamaría a Alejandro Lorenzo y al ingeniero Sagula, que están en Camuzzi. También a cualquiera de vialidad. Tenemos que armar un tren de equipos independientes y profesionalmente intachables que sepan que no van a tener ni fines de semana, ni vacaciones porque una vez que arranque la obra, no debería parar.

-A partir de su renuncia, queda de manifiesto que en Enarsa no hay un equipo B capaz de hacerse cargo de la obra.

-Siempre se pueden rescatar cuadros eminentemente técnicos y armar un equipo. Podría nombrar profesionales que están trabajando en la actividad privada como en la pública, que podrían trabajar en esto. El Enargas tiene a su gerente de Transmisión, Luis Buisel, que es extraordinario. También un cuadro legal como es Osvaldo Pitrau. Estoy seguro de que en una semana se puede armar un equipo de trabajo, un cuadro técnico completo para encarar la obra, al margen de que sigan trabajando los organismos, por ejemplo, en los permisos de paso. En ampliaciones anteriores de los gasoductos, e incluso en el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el trámite para habilitar los permisos demora en el Enargas solo un día. Con esa documentación lista, si no había había acuerdo con el superficiario, se iba al juzgado para solicitar la autorización final. Eso ya hay que organizarlo.

-¿Cómo funciona esa dinámica?

-Pienso en una unidad ejecutora con un líder que conozca la industria y que ya haya conducido una obra de esta magnitud. Llamaría a gente de Enarsa. En la parte legal tomaría a María José Villarino que trabajó en la obra pública, para poder armar los pliegos y una comisión evaluadora, que podría estar en la Secretaría de Energía, para que evalúe todas las ofertas y se de un control cruzado rápido, a fin de que se eleve a un directorio y allí se apruebe y se adjudique. Luego de esto la unidad ejecutora tendría que continuar con el contrato, viendo los avances, siguiendo con la obra, en donde se debería hacer una inspección. Cualquier problema se debería resolver recurriendo a todos los organismos del Estado. También se tendría que recurrir a los gobernadores en caso de que surja algún problema, por ejemplo, en los estudios de impacto ambiental.

-Si bien en Argentina se han construido gasoductos, con este proyecto se está bastante lejos.

-Quizás eso se deba a que no estamos todos amalgamados. Si se presenta un problema se debería llamar a los mejores expertos, juntarnos e ir a la justicia para que el juez otorgue una resolución, una sentencia de certeza para analizar qué es lo que se va a hacer, si está bien o no, si llegara a existir la duda. Tenemos todas las herramientas, hay que tener la voluntad, la decisión y la enjundia. A mí mucha gente me acusa de ser bastante áspero cuando trabajo, pero es porque hay que hacerlo con enjundia. Cada una de estas cosas merece que nos aboquemos y hasta dejemos de lado nuestras cuestiones personales. Eso se consigue cuando todo un país está detrás de esto. Más allá de ciertas cuestiones, la parte positiva es que nadie tiene dudas de que esta obra es fundacional para Argentina y por eso tenemos que elevarnos por encima de cualquier cuestión de ego. Después lo que se debe discutir es qué se hace con el gas, si lo industrializamos más o menos, pero esa es una discusión de cuarto orden.

-Lo estratégica y fundamental que resulta la obra para el sector energético y la macroeconomía del país es una caracterización compartida por muchos actores. Lo que parece no estar claro es qué tipo de decisiones hay que tomar. ¿Cómo imagina una solución desde lo político? ¿Quién tiene la responsabilidad?

-No creo que haya grietas o diferencias entre el albertismo o el cristinismo. La discusión no es esa. Estoy seguro de que todos quieren hacer el gasoducto. Hay que aprender de los errores y hacerlo. Durante el mandato de la vicepresidenta se hicieron 3000 kilómetros de gasoductos de alta presión sobre TGN y TGS y 2000 kilómetros sobre el GNEA. Entonces ¿cómo no se va a poder hacer esta obra? La unidad ejecutora tiene que elevar sus resultados al directorio y explicarle qué es lo que se está haciendo. Si aparece un problema, hay que juntarse a resolverlo. Hemos hecho muchas cosas, si bien esto es complejo, no es imposible. No digo que esa unidad sea tan autónoma, sino que arme un camino y lo exhiba para que se puedan resolver los inconvenientes. Tomando como ejemplo lo que sucedió con el ex ministro Kulfas, suponiendo que genuinamente él y su equipo hubieran tenido dudas técnicas sobre el espesor o el diámetro de las cañerías, lo que tendrían que haber hecho era juntarse veinte minutos con nosotros y se terminaba el problema.

-Ve una solución teórica sencilla, pero en la práctica funciona con otros criterios.

-Cuando Cristina Kirchner me nombró interventor del Enargas estábamos en plena judicialización del caso Skanska. Nos allanaban todos los días. Nos pedían informes. También venían a peritar e hicimos 3000 kilómetros de gasoducto y con el GNEA hicimos 2000 km. El juez tendrá que fallar en el momento que lo tenga que hacer. Las cosas se hicieron perfectas, muy bien. Y si tenemos que dar testimonio, lo daremos. Creo en la justicia y en todos nosotros. Hay mucha gente que va a estar dispuesta a trabajar en esta obra con el resguardo de que se proteja el proyecto y que se haga todo dentro de la ley, con los plazos que se indican, con la mejor ingeniería para poner el proyecto en apto para funcionar y después terminar con las cuestiones secundarias.

YPF acaba de tratar de licitar la construcción de un oleoducto de 160 kilómetros con un diámetro de 24 pulgadas y caño API y se lo compró a Tenaris que es el mejor proveedor que podemos tener. Entiendo el discurso de la vicepresidenta de que vayamos para adelante y con mano de obra argentina. En ningún momento le dijo a la gente de YPF ni a los de Enarsa que no compren el caño. El problema fue que la gente comenzó a cuestionar el diámetro de los caños, la chapa de acero naval, cuestiones que hablando con nosotros quedaban resueltas. La decisión ya está. El Presidente sacó un decreto que dice que hay que hacer la obra de manera rápida y dentro de la ley.

-¿Por qué no se diseñó un gasoducto de menor tamaño que pueda ser construido con chapa nacional?

-Las chapas de 30, 24 o 20 pulgadas se hacen afuera porque son de alta resistencia para alta presión. Esta chapa resiste a la rotura de 70.ooo PCI. Es especial, no puede ser la que se usa para los autos porque es este gasoducto que va a trabajar con una presión de 98 kg/cm2. En cuanto al diámetro, si uno define que quiere ir desde Tratayen a Salliqueló y quiere transportar 40 millones de m3 de gas, el único que responde a la ingeniería es el de 36 pulgadas porque si se hace con uno de 30, se duplica la cañería, y esto no sólo representa un mayor costo de caño, sino también de instalación. En vez de instalar 560 kilómetros con caños de 36 pulgadas, se instalarían 1000 kilómetros con caños de 30. Eso casi duplicaría la inversión en acero y construcción.

-Frente a esto, el cuestionamiento podría ser que el volumen incremental de la producción no es inmediato, sino que va a demandar algunos años y que por esto se podría haber empezado con un caño de 30 pulgadas haciendo uso de los que ya estaban acopiados

-Más allá de que estén acopiados, si se tiene que hacer una instalación con caños de 30 pulgadas de diámetro, a los dos años se debería realizar el resto de la obra, y ambiental y económicamente eso es una locura. Se continúa gastando. Esta situación sería peor porque con el segundo caño, teniendo el otro en operación, las distancias de seguridad establecen que tiene que haber por los menos 10 metros y se estaría trabajando con palas, con gente en un gasoducto a 98 kilómetros a 15 metros. Eso es lo que llamamos un trabajo en caliente. Entonces con esto se hace más lento el trabajo y se gasta el doble. Es cierto que con la ampliación del 2006-2015 quedaron 300 kilómetros de cañería, de los cuales 200 están conformados, es decir, ya están los caños, y también había 100 kilómetros de chapa. Pero ocurren dos cosas: ese caño no resiste 98 kg/cm2 de presión, con lo cual habría que disminuir la presión de operación y cuando esto ocurre en vez de poner dos caños, se deben poner tres. La otra cuestión es que esos caños estaban apilados de manera tal que no se pueden rescatar los 200 kilómetros. Y respecto a la chapa, lamentablemente por lo que inspeccionamos, estaba cerca de un arroyo y se oxidó, ya no sirve. Con todo esto, son 200 kilómetros, y a una presión menor, situación que triplica la cantidad de caños y no representa ningún beneficio para el pueblo argentino, sólo para terceros.

-¿Cuándo cree que puede estar lista la primera etapa de la obra, en condiciones de operar?

-En un escenario realista, el gasoducto debería estar listo en octubre del año próximo. En un escenario optimista diría que en agosto. Al juez Rafecas le informamos lo que vamos a hacer, después él decidirá si hicimos todo mal y nos responsabilizaremos de las consecuencias.

-La licitación de las válvulas se cayó porque los oferentes dijeron que iban a demorar 12 meses con la entrega, ¿qué fue lo que pasó?  

-Lo que ocurrió fue que cuando se presentaron las ofertas para comprarlas, las válvulas tenían 12 meses de entrega. Habíamos sondeado a las compañías transportistas para saber cuándo habían entregado el material y el plazo era de entre cinco y seis meses, pero después fue de 12 meses. Había que evaluarlo porque estas válvulas se hacen afuera y a lo sumo se pueden traer y ensamblarlas acá, pero sólo eso. Son como treinta válvulas que deben pesar una tonelada cada una, entonces no se pueden traer en auto, sí en barco, pero nos ahorrábamos dos meses trayéndolas en avión. Entonces, hay que conseguirlas, así como también contratistas que se apeguen al cronograma. Los estudios de impacto ambiental también deben estar, y garantizar que nada sea incorrecto.

-Hay un contrato con SIAT en donde se preveía un anticipo del 30 por ciento por 200 millones de dólares para que compre la chapa laminada en Confab en Brasil y luego la transporte a Argentina para realizar los caños con costura en su planta de Valentín Alsina. Pese a que SIAT no recibió el anticipo habían empezado a fabricar chapa en la planta de Confab en San Pablo.

–No tengo esa misma información, pero ojalá sea así. Hay que pagarle, podemos demorarnos, pagar más tarde si todavía no está el dinero, pero hay que pagarle. Incluso si tienen que traer 100 kilómetros ya conformados no importa porque esta es una obra magnánima y estamos hablando del primer tramo, después hay que hacer el segundo. Lo primero es hacer la obra, aun así si deban traer caños terminados. Después, habrá trabajo para todos.

-Respecto al tema de los tramos hubo discusión en lo que fue el proceso de gestación del pliego licitatorio de construcción. Finalmente se hizo en tres tramos, ¿qué fue lo que evaluaron allí para tomar esa decisión?

–Me hago cargo de esos tres tramos. Creo que es mejor por la velocidad. En este caso eran tramos de 220 kilómetros y uno de 122 kilómetros porque se le iba a exigir, a cada contratista que ganara esos tramos, dos frentes de obra que fueran en simultáneo, a encontrarse, y un frente de cruce de río. Lo que ocurre es que si se tiene un sólo contratista es cierto que se habla con uno sólo de ellos, y en eso se ahorra tiempo, pero si se tienen dos o tres, se puede tener inclusive el manejo de que, si le pasa algo a uno, el otro lo puede resolver y/o tener los volúmenes de fuego de cada uno de los contratistas al 100 por ciento porque nada asegura que un sólo contratista después subcontrate de una manera correcta. Por eso yo prefiero ser el que contrata y tener tres subcontratistas. No es una cuestión de ego, sino que es preferible ser uno el que maneja tres contratos.  Los 220 kilómetros eran porque los primeros tramos desde Tratayén eran complejos porque se pasa por campos petroleros y por el cruce del río Colorado. Ahí cambiamos la traza para no entrar en ningún problema con las comunidades mapuches. También había otro tramo de 220 kilómetros que pasa por Río negro y La Pampa.

-¿Ese cambio de traza para no tener conflictos con las comunidades mapuche fue una decisión que tomaron ustedes?

-Sí. También eludimos otro problema en donde estábamos atravesando una zona arbolada de una reserva ecológica. Se va corriendo la traza a medida que uno va visualizando los inconvenientes. En Buenos Aires, también. Eran 122 kilómetros porque en la provincia si hay lluvias y uno tiene equipos de 80 toneladas se corre el riesgo de que estos se hundan, entonces la velocidad que íbamos a imprimir ahí con un problema de terreno iba a estar comprometida. Por eso decidimos hacer una menor distancia. También habíamos analizado que si participa una UTE (Unión Transitoria de Empresas) se pueden adjudicar hasta dos tramos contiguos para la eficiencia en tiempo. Nuestro único enemigo es el tiempo.

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EEUU: Venderán 45 millones de barriles de petróleo de su reserva

Las entregas de la venta tendrían lugar entre el 16 de agosto y el 30 de septiembre, dijeron en un comunicado desde el Departamento de Energía de Estados Unidos . Informaron que venderán hasta 45 millones de barriles de crudo de la Reserva Estratégica de Petróleo como parte de un anuncio previo del gobierno anunciaron este martes. Los contratos de petróleo de una anterior venta que se anunciaron el 24 de mayo se adjudicaron a nueve empresas, entre las que se encuentran Chevron , Exxonmobil y Marathon Petroleum, aseguró la dependencia.

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Pese a sanciones, Rusia embolsó exportaciones de hidrocarburos por casi u$s 97.000 millones

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Naturgy lanza la edición 2022 de su programa Cuidemos Nuestros Recursos

Con el objetivo de promover y capacitar consumidores responsables, Naturgy lanza la edición 2022 de su programa de uso eficiente de los recursos naturales, actividad centralizada alrededor del portal www.cuidemosnuestrosrecursos.com, a través del cual se ofrecen capacitaciones para docentes y estudiantes, a fin de brindarles herramientas sobre el cuidado del medio ambiente y el buen uso de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta nuestro planeta. Naturgy, en alianza estratégica con Fundación Manos Verdes, acompaña a la comunidad promoviendo acciones sustentables a través de la concientización ambiental   en los municipios en los que brinda sus […]

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Crisis del gasoil: advierten que el aumento del corte con biodiesel acentuará la falta de dólares

“Es difícil de entender la medida. Hoy perdemos unos US$ 27 millones por cada cargamento de gasoil de 50.000 metros cúbicos que importamos para cubrir la demanda de retail en estaciones de servicios”, advirtió un alto ejecutivo de una de las cuatro principales petroleras del mercado: YPF, Raízen (Shell), Axion Energy y Puma. Se refería a la decisión de aumentar el corte de biocombustibles en el gasoil, que se oficializará en las próximas horas. La crisis por el abastecimiento del combustible recrudeció en las últimas semanas y obligó al gobierno buscar soluciones para atemperar la faltante.

“Con un precio del gasoil importado de US$ 1250 por tonelada, la pérdida cuando se revende al segmento minorista llega a US$ 35 millones”, cuantificó otro directivo del sector consultado este miércoles a última hora, al mismo tiempo que constataba el quiebre de stock de gasoil en varias de las estaciones que opera la marca en la zona centro del país.

EconoJournal había adelantado que el gobierno avanzaría en esa dirección. El esquema que saldrá publicado por resolución de la Secretaría sería el siguiente: las empresas PyMEs, que por Ley son las únicas que pueden aportar el volumen de biodiesel para completar el cupo obligatorio en estaciones de servicio, cubrirán la expansión del corte del 5 al 7,5 por ciento. En simultáneo, las grandes cerealeras —Cargill, Renova y AGD, entre otras— recibirán una habilitación excepcional por 60 días para aportar la oferta del biocombustible para que la alícuota salte del 12,5%. Una vez expirado ese plazo, el corte quedará fijo en un 7,5 por ciento. Se estima que la cartera que dirige Darío Martínez regulará un precio más alto para el biodiesel fabricado por las PyMEs, que tienen una estructura más ineficiente, y un importe menor para las aceiteras integradas, que tienen costos de operación más bajos.

Críticas cruzadas

Lo que subyace de la crítica de las petroleras al incremento del corte obligatorio de biodiesel es la diferencia de criterio que aplicó el gobierno para definir los precios de bios y combustibles fósiles. La tonelada de biodiesel se encareció un 140,34% desde el 1 de enero de 2021 a la fecha: pasó 77.300 a $ 185.785 pesos. En ese mismo lapso, el litro de gasoil de YPF en la Ciudad de Buenos Aires se encareció “sólo” un 82%, de 62,80 a 114,40 pesos.

“Si reemplazas importación de gasoil por más biodiesel local, nada cambia. Pero si no estás importando gasoil o están importando muy poco, sí hay un impacto grande. Eso es así”, admitió un encumbrado directivo del sector. “De hecho, si podes comprar una parte del bio a las grandes cerealeras integradas se mitiga la pérdida por importación”, agregó.

Al margen de la tensión de siempre entre petroleras y productores de biocombustibles acerca de cómo se reparte la renta del mercado, que hoy es exigua por la negativa del Ejecutivo a aumentar más los precios en el surtidor, tal como sucedió en todo el planeta frente al encarecimiento del barril de crudo, un economista advirtió que el incremento del corte tendrá un impacto negativo sobre las cuentas públicas.

Implicará un menor ingreso de dólares porque caerán las exportaciones de aceite de soja para producir más biocombustibles en el país. Eso permitirá reemplazar en parte importaciones de gasoil, pero no lo suficiente como para cubrir el menor ingreso de dólares por la caída de las ventas de derivados de soja al exterior.

Sucede que el precio de exportación del aceite de soja ronda los US$ 1600 por tonelada. La de gasoil importado, en tanto, cotiza sobre los 1200 dólares. Es difícil entender qué cuentas realizó el Ministerio de Economía para validar la medida justo en un momento en que la restricción externa llevó al límite a las reservas del BCRA.

¿Qué podría haber hecho el gobierno y qué es lo que probablemente termine haciendo?

En al menos 10 países de Latinoamérica, la opción que eligieron los gobiernos para costear la importación de combustibles en tiempos de precios récord fue otorgar un subsidio directo a las petroleras para cubrir una parte del importe de combustible. A cambio, las empresas se comprometieron a no trasladar el precio pleno de importación a las estaciones de servicio. El esquema que se implementó en la mayoría de los casos fue el de una subvención directa a las refinadoras, instrumento económico que adoptaron esos países para, por un lado, controlar el impacto de los combustibles en la inflación y, por el otro, no irritar por demás el humor social con subas exacerbadas.

En la Argentina se podría haber avanzado en ese camino. Incluso existen antecedentes en esa misma línea. En 2011, por ejemplo, se autorizó la importación un cupo de gasoil con el siguiente esquema: las petroleras cubrían una parte y la empresa estatal Enarsa pagaba el remanente. Extrañamente, en esa oportunidad no se exploró esa alternativa.

Sí es altamente probable que el Ejecutivo desgrave finalmente el componente impositivo sobre el gasoil importado. Es una herramienta sobre la que se discute desde fines del año pasado puertas adentro del gabinete económico del gobierno, la cual permitirá recortar las pérdidas en que incurren YPF y el resto de las refinadoras cuando importan un barco de gasoil. Pero extrañamente su instrumentación se dilató en el tiempo. Fuentes privadas admitieron que la medida saldría en las próximas horas. También se está negociando una nueva actualización del precio de los combustibles en surtidor para fines de mes. El racional del planteo de los privados es claro: el litro de gasoil, que en la Argentina se paga 120 pesos en el canal minorista, supera los 200 pesos en países limítrofes.

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Bajo estas condiciones, Mendoza contratará inversores para dos parques solares

La semana pasada, la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) lanzó un concurso público para seleccionar interesados en adquirir dos proyectos de generación fotovoltaica ya desarrollados en Luján de Cuyo y Malargüe que, en total, suman 45 MW de capacidad. 

Proyectos destinados a presentarse en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) para lograr prioridad de despacho, teniendo en cuenta la importancia que ha tomado este segmento como uno de los principales drivers de crecimiento renovables del país. 

Y a poco de cumplirse el plazo para la presentación de ofertas, Energía Estratégica logró acceder al pliego de bases y condiciones de la convocatoria por las cuales Mendoza celebrará un contrato de adquisición y/o de cesión de acciones, ya sea en bloque o separadamente. 

Para ser precisos, el contrato permitirá que el inversor tenga derecho a concertar la adquisición del cien por ciento 100%) de los derechos de Malargüe (25 MW) y/o de Luján de Cuyo III (20 MW). En este último caso, será conjuntamente con las acciones de la sociedad anónima de propósito específico asignada. 

Mientras que el precio mínimo que se obliga a pagar en la oferta por MW de potencia a instalar se fijó en USD 2000 para el parque solar Malargüe y USD 2500 para Luján de Cuyo II. En tanto que el monto que se debiera a pagar en concepto de cesión de las acciones de las SPE a valor nominal por esa última central asciende a $100.000. 

El inversor interesado deberá suscribir el contrato de adquisición y/o cesión de acciones y abonar previamente el 60% precio base y del adicional sobre el mismo, o el 100% de cesión, según corresponda. 

El restante 40% de la primera opción mencionada se dividirá en dos etapas: un 20% dentro de los diez días hábiles de haber obtenido la habilitación comercial por parte de CAMMESA y otro 20%  dentro de los diez días hábiles tras finalizar el primer año de generación de energía.

De todos modos, la Empresa Mendocina de Energía aclaró que podrá cancelar el acuerdo y todas las habilitaciones y permisos correspondientes si el inversor no obtiene la asignación de prioridad de despacho en el plazo de dieciocho meses luego de la adjudicación de la presente convocatoria. 

Como así también si, habiendo obtenido la prioridad de despacho en el MATER, no se habilite comercialmente el parque renovable en dos años exactos desde la decisión de CAMMESA.

Y de concretarse, EMESA cederá el 100% de las acciones de las sociedades anónima de propósito específico, libre de gravámenes e inhibiciones, y demás documentación que acredite el cumplimiento de los permisos, habilitaciones y autorizaciones administrativas correspondientes a los proyectos, así como la habilitación del uso libre de ocupantes del terreno en cuestión. 

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Más advertencias sobre la aplicación del proceso de asignación de capacidad de transporte

El proceso de asignación de capacidad de transporte de energía eléctrica que adelanta la UPME es un trámite administrativo frente a una entidad estatal y, como tal, debe ceñirse también a unos principios jurídicos y no limitarse a evaluaciones técnicas o eléctricas.

En ese sentido, las actuaciones administrativas deben superar diferentes filtros jurídicos que van desde una respuesta oportuna hasta una respuesta congruente, de fondo y clara. Por esta razón cada actuación debe ser revisada de manera exhaustiva, con lupa jurídica y regulatoria para identificar en qué falló y/o que le faltó a la entidad al momento de resolver una solicitud.

Cuando me refiero a que la respuesta debe ser oportuna me refiero a que lo solicitado debe atenderse pronta y rápidamente. Es decir, que la respuesta debe entregarse dentro del término legalmente establecido para ello y si se requiere ampliar el plazo de la respuesta la entidad debe explicar las razones en que justifica su ampliación.

Por otro lado, la respuesta debe ser clara y efectiva respecto de lo pedido, de tal manera que permita al promotor del proyecto conocer la situación real de lo solicitado.

Mucho cuidado con esto porque se ha puesto de moda responder con frases de cajón como que “en la aplicación de los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad” o que el análisis de viabilidad de la conexión considera un “riesgo sistémico”. Pues no señores y señoras, la respuesta debe detallar y explicar las razones en que se sustenta una respuesta.

La respuesta a una solicitud debe ser clara para todos los niveles y todas las profesiones porque ese es el esfuerzo que debe caracterizar a un buen profesional. Entender y hacerse entender. De lo contrario, se puede estar desconociendo principios que rigen una actuación administrativa.

Otro punto importante es que la respuesta debe ser de fondo y congruente con lo solicitado. Con esto, lo que debemos entender es que todas las preguntas, solicitudes y pruebas requeridas deben ser respondidas. Pero además que lo respondido guarde coherencia con lo pedido.

Finalmente, poco derecho contencioso administrativo conoce el que considera que dentro de un procedimiento o actuación especial no son aplicables las reglas generales del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

De paso, también termina desconociendo el principio de subsidiariedad que invita a llenar los vacíos jurídicos con las normas de la primera parte de la Ley 1437 de 2011. Por aquello que nos enseñan a los abogados en primer año de derecho y es que la ley prevalece frente a las normas de inferior jerarquía

Advierto que mi mensaje no es que toda respuesta de la UPME deba ser a favor del solicitante promotor o dueño de un proyecto de generación de energía, ni más faltaba. Pero lo que sí quiero decir es que las actuaciones administrativas que adelanta la UPME deben cumplir un rigor jurídico, no solo eléctrico o técnico.

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Multisolar presenta nueva tecnología SMA para el mercado solar argentino

Multisolar, unidad de negocios para la industria renovable del grupo Multi, acerca una nueva propuesta para el sector solar fotovoltaico en Argentina. Se trata de un seminario online organizado para el fabricante de inversores SMA.

No se trata de la primera iniciativa de este tipo entre las empresas. En conjunto, acumulan cerca de 20 encuentros de presentación de productos, propuestas postventa y capacitación a instaladores.

En esta ocasión, la convocatoria es para conocer más sobre la línea de inversores Tripower X y Core 2 de SMA. Todos los interesados podrán inscribirse a través de este enlace y asistir este 7 de julio a las 17hs (GMT-3) a un seminario destinado a profesionales del sector fotovoltaico.

ASISTIR

Miguel Orduz – SMA

Miguel Orduz, líder del equipo de Ventas para Sudamérica, Centroamérica y el Caribe de SMA, será el orador principal de este encuentro.

Con 15 años de trayectoria profesional en el sector eléctrico, este profesional de la industria responderá una a una las preguntas de los asistentes a este seminario en línea.

¿Qué facilidades tiene el gestor de sistemas integrado en sus inversores? ¿Qué rangos de tensión soportan? ¿Con qué tipos de módulos fotovoltaicos recomiendan realizar la instalación? ¿Qué protecciones incluye? Son algunas de las consultas que podrán despejar los asistentes con el especialista de SMA.

No se pierda la oportunidad de participar y conocer la más reciente oferta de inversores de SMA disponible para el territorio argentino.

Según precisaron desde Multisolar, empresa organizadora de este encuentro, el temario incluye un bloque destinado a compartir los detalles de cada producto.

CORE2

Introducción
Características Técnicas
Arquitectura – Topología
Logística y Empaque
Montaje
Interfaces – conexiones
Modulo de comunicaciones – Monitorización
Q&A

Tripower X

Introducción
Gestor de Energía Integrado
Máximo rendimiento
Seguridad Incluida
Flexibilidad
Modulo de comunicaciones – Monitorización
Q&A

La plataforma elegida para el desarrollo de todo aquel contenido será Microsoft Teams y los inscriptos podrán acceder a la misma a partir de las 17 horas del jueves 7 de julio con su cuenta de Microsoft propia o ingresando mediante la versión online que le ofrecerá su navegador, sin necesidad de crear un usuario adicional.

PARTICIPAR

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Atacama forma a sus proveedores para integrarlos a la cadena de valor del hidrógeno verde

Con la presencia de más de 50 proveedores del sector, se realizó el seminario «Panorama del sector Energía, Hidrógeno Verde y oportunidades de desarrollo para proveedores de Atacama».

La iniciativa fue organizada por el Programa Territorial Integrado (PTI) Energía Atacama de Corfo, programa desarrollado con recursos del Gobierno Regional de Atacama y, cuyo propósito principal, es contribuir al desarrollo y fortalecimiento de proveedores de bienes y servicios locales, con el fin de aumentar su participación en proyectos y negocios de la industria energética y sus derivados.

En este encuentro se dieron a conocer los proyectos en cartera para la región, los desafíos que plantea la industria de Hidrógeno Verde, junto con la realización de un espacio de vinculación para los proveedores de la región de Atacama.

Al respecto, el gobernador regional, Miguel Vargas, valoró la iniciativa e indicó que “este es un programa, que funciona con recursos del Gobierno Regional de Atacama, y que apunta a desarrollar la industria energética en la región, que se generen encadenamientos y que tengamos la posibilidad de materializar más inversiones en este sector que está teniendo un desarrollo pujante en la región de Atacama”.

“Pero también es importante que tengamos buenas prácticas asociadas al sector, porque muchas veces el no cumplir los compromisos desencanta a muchos proveedores y proveedoras que manifiestan tener algún grado de dificultad con algunas iniciativas de inversión vinculada al sector de energía, por lo tanto, creo que este es un tema que también tiene que discutirse, tiene que evaluarse y ahí tomar algunas decisiones” indicó la autoridad.

Además, sostuvo: “Atacama es más que minería, Atacama está apostando con decisión por la diversificación de su matriz productiva y la energía representa una gran oportunidad de desarrollo”.

Por su parte, la seremi de Energía, Cecilia Sánchez Valenzuela, señaló: “Uno de los principales objetivos que tiene el PTI de Energía es fortalecer la cadena de valor de la industria energética, entregando mayores herramientas a los proveedores, así como también lograr mayor formación de capital humano, con enfoque de género”.

“Seguiremos trabajando en estos desafíos, porque es importante continuar fortaleciendo esta industria para que sea un aporte a nuestro territorio tanto en lo económico, como en lo social y también, en lo medio ambiental, es lo que nos ha pedido el presidente (Gabriel) Boric y haremos nuestro mayor esfuerzo por lograrlo”, puntualizó la funcionaria.

Y agregó: “Instancias como éstas, nos permiten conocer con mayor detalle el actual mercado energético local, para seguir generando acciones con el fin de fortalecer a las empresas locales. Hoy quisimos también, abrir un especio de conexión entre los diferentes proveedores, porque nos parece que es clave para el fortalecimiento de los mismos proveedores como de la industria energética en general”.

En tanto, el director (s) de Corfo Atacama, Pedro Maturana, afirmó que “este encuentro fue una gran oportunidad para conocer los requerimientos de las empresas mandantes de energía, así como también dimensionar el potencial que tiene el desarrollo de la industria de Hidrógeno Verde en el país”.

“Con el PTI, buscamos que las empresas locales retengan valor en el territorio a partir del desarrollo de la industria energética y creemos que se cumplió el propósito”, aseveró.

Y prometió “Proyectamos continuar el trabajo de este programa abordando desafíos como el desarrollo de energía fotovoltaica domiciliaria, en zonas rurales e incorporando iniciativas de hidrógeno verde que permitan el cambio de nuestra matriz energética tradicional”.

Al respecto, el delegado presidencial, Gerardo Tapia, destacó: “Nosotros como Gobierno del Presidente Gabriel Boric, vamos a impulsar y a sostener este tipo de iniciativas, para poder seguir generando las energías limpias que están instaladas en nuestro territorio, de manera sostenible”.

La actividad también contó con la participación de los seremis de Economía, Makarena Arias, y de Minería, Carlos Ulloa, del alcalde de Freirina, César Orellana y del concejal de la misma comuna, Claudio Lazcano.

Participantes

Entre los asistentes al seminario, destaca la participación de empresas regionales de distintos ámbitos y que buscan insertar su servicio en el rubro de las energías renovables de Atacama, provenientes de las diferentes provincias de la región.

Judith Castañeda de Amffal, comentó que “estamos motivados en poder desarrollar tecnología relacionada con el hidrógeno verde así que participamos de este seminario a fin de educarnos y saber cómo estamos con el tema regional y cómo lo estamos abordando”.

También, José Sexton, de José Sexton I.R.L., señaló que “desde que partió el PTI de Energía ha sido muy importante para nosotros, los proveedores, así que agradecer haber sido invitado a participar de este proyecto; y este seminario, excelente, muy bueno, porque nos abre una oportunidad de negocio, de trabajo y, lo más importante, es que los expositores nos abren una oportunidad de hacer un trabajo seguro para proveedores y trabajadores”.

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María Valencia ya no forma parte de la AEEP pero seguirá vinculada a la transición energética de México

María Valencia dejó de formar parte de la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) tras poco más de dos años, en donde ocupó los cargos de subdirectora de Relación con la Federación, titular de la Unidad de Igualdad Sustantiva y, el más reciente, directora de Vinculación Institucional.

“Ha sido un gran honor trabajar en esta institución, verla crecer desde su creación y ser parte de sus resultados. Estoy orgullosa de las personas que la conforman y de lo que estamos haciendo por México”, destacó en sus redes sociales hace algunos días, cuando se despidió formalmente de la AEEP.

María comenzó dentro del sector energético a sus 21 años tras algunas experiencias en comercio exterior. Sus primeros pasos estuvieron relacionados con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, pero a fines del 2019 y principios del 2020 se vinculó directamente con la Agencia de Energía de Puebla, cuando dicha entidad también iniciaba su recorrido en México.

Y a días de haber cumplido 26 años, la joven brindó una entrevista para Energía Estratégica en la que repasó su camino por la AEEP y comentó cómo seguirá vinculada con la sustentabilidad, las energías limpias y renovables, la transición energética y la igualdad de género.

“Tuve la oportunidad de colaborar en este proceso de arranque y estuve más involucrada en la estrategia de consolidar a la institución como un modelo de gobernanza subnacional. Es decir, el posicionar que pueden existir herramientas donde los propios estados tomen decisiones en cuanto a energía, ya que están más cerca de la sociedad y conocen sus necesidades, infraestructura y cuáles son los obstáculos que poseen”, manifestó.

“Y la innovación energética fue un tema importante dentro de la Agencia, pues no es un secreto que a nivel nacional hay un nicho de oportunidad de congregar esfuerzos en materia de innovación y fue ahí donde pude poner sobre la mesa al hidrógeno verde”, agregó haciendo alusión a una tendencia que avecinaba por aquel entonces y que hoy en día ya es una realidad.

Justamente, durante su gestión, Puebla avanzó en varios aspectos asociados a la innovación, entre ellos la búsqueda de ser pionera del H2V – incluso está en desarrollo un electrolizador junto a una universidad local – y fomentar la electromovilidad a través de diferentes propuestas.

Pero por otro lado, la especialista – y la agencia – también puso el foco en el liderazgo de la implementación de políticas de género, comenzando con un análisis organizacional de cómo se sentías los colaboradores y colaboradoras en términos de diversidad, inclusión, discriminación, acoso laboral, etc, que derivó en un plan de acción concreto.

“Nos propusimos ser referente en temas de género e implementarlo en proyectos de energía, visibilizando el rol de la mujer en la industria e invitar a las instituciones e iniciativa privada a aplicar estas prácticas”, mencionó durante la conversación con este portal de noticias.

“Todo ello hizo que fuera una experiencia bastante enriquecedora porque era la primera vez que podía colaborar en acciones locales y me di cuenta que en México se necesitan acciones de este estilo”, amplió quien también fue galardonada como una de las 100 líder del sector de la energía de México.

A eso se debe agregar que María también fue partícipe de la creación del Clúster Energético Poblano, asociación que integra al segmento privado, el académico y gubernamental y que, curiosamente, nació como una iniciativa del gobierno. Y que, a su vez, busca más offtakers con energía generada en el propio Estado.

Es decir que, con apenas poco más de 26 años, la ahora ex directora de Vinculación Institucional de la AEEP ya tiene un vasto recorrido y conocimientos sobre varios de los temas que poco a poco resuenan más a nivel global y dentro del propio México.

Por lo que no sorprendería encontrar a dicha joven dentro de algún otro proyecto relacionado a la transición energética y de las energías limpias y renovables en el corto plazo, aunque aún está analizando propuestas concretas.

“Puedo asegurar que aportaré a nivel local, porque fue una de las cosas que me ayudó mucho a acercarme a otros estados. Y me enfocaré en políticas de descarbonización, diversidad, inclusión y transición, tanto a nivel empresarial como en gobierno”.

“Creo que es hacia donde va el mercado y en México estamos con estos retos de implementar políticas que ayuden a la gobernanza de una organización, la perspectiva de género y que el mercado ya orilla en las empresas que ni siquiera son generadores de energía”, concluyó.

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InterEnergy subraya la importancia de la sostenibilidad en la transición energética

El futuro del sector energético se dirige hacia la generación de energía renovable, pero existe un camino que el sector debe recorrer para alcanzar un proceso sostenible en el tiempo a través, principalmente, de fuentes de generación cada vez menos contaminantes. Así lo sostuvo Rolando González Bunster, presidente y fundador de InterEnergy Group, casa matriz de CEPM y Evergo, durante su participación en la IV Cumbre de CEO de las Américas, organizada por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos, en Los Ángeles, California. 

“Tengo el firme convencimiento de que el futuro es renovable. Es una cuestión de tiempo. Pero no se trata únicamente de saltar hacia las energías renovables. Existe un proceso intermedio que debemos atravesar por una transición sostenible”, manifestó González Bunster.

En este sentido, InterEnergy Group ha desempeñado un papel líder en la región de Latinoamérica y el Caribe, donde este grupo tiene presencia, a través de un programa de descarbonización de sus plantas generadoras, y la sustitución del Heavy Fuel Oil (HFO) por energías más limpias, como el gas natural, el que se considera el combustible fósil con menor impacto medioambiental. “De la mano de nuestros socios de AES Panamá, estamos en el proceso de construcción de la planta de generación Generadora Gatún, la cual será la central eléctrica de gas natural más grande y eficiente de Panamá y Centroamérica, con una capacidad de 670 MW”, explicó el ejecutivo. 

Este impulso también lo traduce en innovadoras soluciones hacia sus clientes, como es el caso en Panamá de la Iniciativa SER (Suministro de Energía Renovables), un programa que permite combinar energías 100% renovables para suministrarla a sus grandes clientes; y el primer proyecto District Energy del Caribe, en el caso de la República Dominicana, sistema que utiliza la energía que se pierde de las operaciones de la planta, para generar agua caliente, vapor y agua helada utilizados por los hoteles.

En este país, según anunció el grupo a inicios de año, están liderando un ambicioso programa de descarbonización con la meta de convertir a la empresa CEPM en una de las primeras empresas eléctricas del mundo en llegar a tener cero emisiones netas, en esta década, a través de la instalación de 600MW de nuevas plantas de potencia solar, eólica, hidráulica de bombeo e hidrógeno verde a través de una inversión estimada de US$1,000 millones. Este plan parte de su iniciativa “CEPM Zero”, la cual aspira a convertir a la República Dominicana en el primer destino turístico que se convierta en un modelo sostenible global.

Transformación energética, a través de la movilidad eléctrica 

Otro de los puntos clave donde InterEnergy está marcando un liderazgo sin precedentes es el avance de la movilidad eléctrica a través de la instalación de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos más sofisticada de la región, que este año sumará más de 4,000 puntos entre República Dominicana, Jamaica, Panamá, Puerto Rico, México, Paraguay, Uruguay y Aruba, entre otros muchos mercados de expansión. 

En este sentido, uno de los próximos proyectos del grupo, según anunció González Bunster, es la creación de la primera electrolinera de la región, es decir, una estación de servicio destinadas únicamente a vehículos eléctricos, que estará ubicada en la zona este de la República Dominicana. 

En definitiva, tal y como expresó Rolando González Bunster en este foro, esta compañía ha experimentado una transformación sin precedentes hacia la generación de energía limpia. 

“La experiencia nos ha demostrado, en nuestros 30 años de historia, que la evolución y progreso es una cuestión de tiempo. La transformación energética es un hecho; y, desde InterEnergy Group, mantenemos el liderazgo por una transición limpia hacia ese futuro, primariamente enfocada en la generación renovable”, concluyó el presidente de InterEnergy Group.

En el marco de su asistencia a la IX Cumbre de las Américas, Rolando González Bunster también participó en la Recepción de Resiliencia del Sector Energético del Caribe, ausipiciado por John Kerry, enviado especial presidencial de los Estados Unidos para el Clima, y la Agencia Internacional de los Estados Unidos para el Desarrollo (USAID); al que también asistieron el Sr. Roberto Álvarez, ministro de Relaciones Exteriores; el Sr. Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas; entre otros importantes exponentes del sector público y privado. 

En este encuentro participó en un panel sobre el papel del sector privado en la transición hacia energías limpias y seguridad climática, bajo el título “Iniciativa de Seguridad Climática y Energética del Caribe (CESI) 2030”.

Como parte de la comitiva de InterEnergy Group, Rolando González Bunster estuvo acompañado por Roberto Herrera, gerente país de InterEnergy Group en República Dominicana, miembro de su consejo de directores y director ejecutivo de CEPM; y Mónica Lupiañez, gerente país del grupo en Panamá y directora de la División de Renovables.

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Teresa Ribera: «Tenemos que acelerar por 5 el desarrollo de las renovables»

«España se desarrolla en la velocidad equivocada», sentenció Teresa Ribera, durante la presentación del Reporte del Estado Global de Renovables 2022, presentado por REN21 en la Feria Genera. 

Para la máxima autoridad del Ministerio para Transición Ecológica y el Reto Demográfico, los logros obtenidos en fotovoltaica y eólica son pasos que deben completarse con el resto de las medidas que se tienen que impulsar en cuanto a: digitalización, democratización, descentralización y descarbonización. 

Estas son «las 4D» que guían el camino del avance en la apuesta por las energías limpias, como el único posible para contrarrestar lo que definió como «efectos en cascada de la dependencia energética»: falta de seguridad alimentaria, falta de capacidad de acceso a la energía y la pobreza energética. 

«Nos hemos quedado con una esperanza que no hemos materializado», remarcó la funcionaria. 

Asimismo destacó que existen ventajas competitivas que permitirán sobreponerse al desafío del cambio de la matriz energética: un marco estratégico seguro, abierto a mejoras en lo concreto; recursos disponibles; gran dimensión territorial; y la combinación de alianzas necesarias.  

“Hoy tenemos más razones para poner fin a la dependencia de los combustibles fósiles. Solo nos falta multiplicar por tres o, por qué no, por cinco y alcanzar una velocidad crucero en la expansión de las energías limpias”, subrayó Ribera.

Para sostener el liderazgo del país, cree que la clave es continuar colocando paneles solares en los tejados. 

Además, duplicar la tasa de despliegue de bombas de calor  e implementar medidas para integrar la energía geotérmica y solar térmica en sistemas de calefacción urbana y comunitaria modernizados. 

«Una recomendación para abordar la lentitud y complejidad de los permisos es también una invitación a reflexionar sobre cómo hacerlo, sabiendo que la protección ambiental, el respaldo social y la integración de soluciones es el equilibrio que necesitamos», manifestó Ribera. 

¿Qué se logró hasta el momento?

En 2021 en el país se alcanzó el récord de instalaciones fotovoltaicas de 4,9 GW de capacidad añadida, un 44 por ciento más que en 2030, elevando la capacidad total a 18,5 GW. 

Con un crecimiento anual del 36,7 por ciento, solo España representó el tres por ciento del crecimiento global de fotovoltaica y en 2022 se espera superar con creces esa cifra. 

Por su parte, continúa siendo líder mundial en capacidad acumulada de energía solar térmica concentrada, con 2,3 GW en 2021 y es el segundo país de Europa en capacidad eólica total, con 28,2 GW que solo son superados por Alemania. 

Según el Reporte del Estado Global de Renovables 2022, España ocupa el 8° lugar en capacidad renovable instalada, 7° en capacidad renovable per cápita y 29° en cuanto a la cuota de renovables en el consumo total de energía. 

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La industria de las renovables celebra nueva ayuda del Gobierno por 499 millones de euros

Este martes, el Consejo de Ministros aprobó el Real Decreto 451/2022, propuesto por el Ministerio para la Transición Energética y el Reto Demográfico (MITECO), con el que establecen la concesión de 499 millones de euros, para financiar los programas estratégicos de ambas comunidades autónomas.

“Siempre es buena toda ayuda que sea para desarrollar e impulsar las renovables en España. Pero en particular Baleares y Canarias, son muy buenas noticias”, destaca José María Moya, Director General de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), en diálogo con Energía Estratégica.

Según el Gobierno, estas partidas generarán una inversión del sector privado por encima de los 1.000 millones en áreas como el autoconsumo, las comunidades energéticas, las renovables innovadoras, el almacenamiento y la movilidad eléctrica. 

De acuerdo al MITECO, el autoconsumo se multiplicará en ambas comunidades autónomas, así como el despliegue de la infraestructura de recarga, con la instalación de 3.150 nuevos puntos públicos

Asimismo, Moya comenta que, si España es un paraíso natural en cuanto recursos renovables, “las islas lo son aún más”. Además, resaltó que la aprobación de estas ayudas es un ejemplo del impulso, el desarrollo y la apuesta por las renovables a nivel nacional, en este caso por parte del gobierno.

“Esta concesión de ayudas va a suponer una gran movilización de inversión, recursos, además de generación de empleo y riqueza en las islas, que hacen buena falta”, señala el directivo.

Cabe recordar que ambas comunidades autónomas tienen dos hojas de ruta en lo que respecta a transición energética, con objetivos a 2030, previos a la descarbonización total en 2050: “Estrategia de Energía Sostenible” en las Islas Canarias” y el “Plan de Inversiones para la Transición Energética” de les Illes Balears.

Por otro lado, Moya indica que esperan la llegada nuevas ayudas, comprendidas en el Plan de Recuperación Trabajo y Resiliencia (PRTE), que posee una “inversión por las renovables muy fuerte”.

“Se anunció hace escasas semanas la liberación de una partida adicional para autoconsumo, ahora esto de las islas. Esperamos ese tipo de ayudas, y del desarrollo tanto del PERTE ERHA, como otros fondos que vengan del plan de recuperación hacia el sector, bienvenidos serán”, remarca el ejecutivo.

Finalmente, Moya apunta a la tramitación como una barrera para el desarrollo de las renovables: “La barrera que encuentran los proyectos está en todo este tema del permitting y las licencias”.

Así también, hace hincapié en las diferentes regulaciones que hay en cada comunidad autónoma, generando un desarrollo de potencia e instalaciones renovables en España “asimétrico”.

“Y en ese caso sí que hay ejemplos buenos como Andalucía, Extremadura, Las Castillas, en el cual ese desarrollo renovable se está viendo en los últimos años” puntualiza el directivo.

Aunque, también señala que este problema no es solo de las comunidades autónomas o de España, sino de toda Europa: “así lo marca la Comisión Europea en su último paquete de REPOWEREU, establece que Europa tiene que aprobar procedimientos express, un problema que estamos viviendo a nivel europeo”, recalca el presidente de APPA.

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Expertos advierten que los malos resultados de la Excepción Ibérica se extenderán hasta septiembre

Expertos coinciden en que el debut de la Excepción Ibérica fue fallido. Desde el Gobierno esperaban que la medida, que fija durante seis meses un precio tope de 40 euros el MWh para las centrales de generación a gas, bajara el Pool entre un 15 a un 20%: lo que beneficiaría a la demanda, principalmente al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC).

Algunas voces indicaron que, durante el debut del pasado martes 14, la baja fue del 23%. Pero Carlos Martin Graña, responsable de Operaciones en ENERJOIN, cuenta a Energía Estratégica que esto sería cierto si es que no se tomara en cuenta los ajustes (cargos por subsidios al gas) que los usuarios deben pagar por la Excepción Ibérica.

El consultor sostiene que el total del precio de ese día fue de 214 €/MWh. Y el del 15 de junio fue superior aun: 225 €/MWh.

“Para el 16 de junio el precio del mercado está establecido en 170 €/MWh, pero han salido casi 89 €/MWh por complemento de ajuste. Con lo cual, de los 225 (del 15 de junio) pasamos a 259 €/MWh. El precio al bolsillo de los consumidores está aumentando”, advierte Graña.

Los cálculos a Francisco del Río De Pablo, consultor independiente sobre gestión de energías y PPAs, le dan que efectivamente hubo una baja en los precios, pero de apenas un 6%.

En diálogo con este medio, el especialista explica: “Si el precio del gas hubiera sido el del mercado, habría sido un 6% superior al que ha salido hoy (por ayer) teniendo en cuenta el sobrecoste por la compensación a los ciclos combinados”.

«Se ha comparado mucho el precio del 15 con respecto al 14 de junio (214 €/MWh), pero la demanda eléctrica ha aumentado un promedio de unos 1.000 MW en todas las horas llegando a 2.000 MW en la punta como consecuencia del aumento de las temperaturas. Esta demanda adicional se ha cubierto con producción de ciclos más cara», indica.

¿Cuáles son las causas de este mal inicio? Los consultores cuentan que se ha dado una tormenta perfecta. Por un lado, condiciones climáticas en torno a los 40 grados, que han aumentado el consumo de sobremanera.

Por otro, una caída en la generación de energías renovables, principalmente eólica (por la escasez estacional de vientos) e hidráulica (por la sequía).

Esto generó que debieran utilizarse centrales de ciclo combinado poco eficientes desde un punto de vista técnico y más caras en términos económicos.

“Más allá de la eficiencia de cada planta, el coste de Operación y Mantenimiento (OyM) tampoco es el mismo. Depende de los contratos que hayan negociado los propietarios de esas instalaciones”, indica del Río De Pablo.

Agrega que cada central tendrá un coste de operación en función de la masa salarial, del número de empleados que tenga y luego de los acuerdos que tenga para mantenimiento y la gestión desde el punto de vista operativo para cada una de las plantas.

Además, habría que sumar peajes y estructuras de suministro de gas, que podrían encarecer más la generación, lo que se traduce en mayores precios de ajustes.

Cuando comience septiembre

Por su parte, Graña confía que este primer paso fallido de la Excepción Ibérica ya había sido advertido por distintos expertos del sector. “Esto ya se sabía que iba a ser así: Que la medida del tope del gas iba a ser útil si se consumía poco gas”, asevera.

En efecto, tanto para del Río De Pablo como para Graña la medida recién alcanzará la tan ansiada baja en los precios cuando comience septiembre.

“Es previsible que los ciclos combinados sigan siendo necesarios, especialmente en el mes de julio que es el más caluroso y en el que la demanda sigue siendo alta en España, porque se mezclan consumos de industrias y negocios que siguen abiertos y funcionando”, a diferencia de lo que puede ser agosto, considera del Río De Pablo.

Pero Graña es más determinante: “Creo que ni en junio, ni en julio, ni en agosto se verán mejoras por el efecto del gas, por lo cual quedan solo tres meses donde debiera verse caídas de precio (septiembre, octubre y noviembre)”.

El responsable de Operaciones en ENERJOIN advierte que luego de noviembre, dada la propia arquitectura de esta medida, los precios del Pool tenderán nuevamente al alza.

Explica: “A partir de diciembre ese precio de referencia de 40 €/MWh irá subiendo a 5 euros cada mes, hasta que en mayo del año que viene, cuando acabe la medida, el precio del gas llegará a 70 €/MWh”.

Una medida dilatada

“Si esta medida se hubiera aplicado en octubre, luego llegaría todo el invierno, donde hay mucha más generación eólica, y el tope al precio del gas hubiese sido perfecto. Pero ahora la parte más agresiva de la medida ha coincidido con la época de menos generación eólica”, lamenta Graña.

Y opina: “Creo que no hubiera habido diferencia de ofertar con el mercado antiguo que con el mercado nuevo. Creo que no hay ahorro y hasta que no baje la generación con gas y tengamos unos días con una inmersión renovable suficiente, el sistema no va a dar ningún tipo de beneficio”.

No obstante, el experto reconoce que el Gobierno quiso aplicar la Excepción Ibérica mucho antes de junio. De hecho, la actual administración advierte desde hace casi un año sobre la disparada de precios del gas y la necesidad de intervenir el mercado marginalista. Desde marzo pasado que quiere aplicar este tope, pero distintos condicionamientos han provocado su postergación.

“El problema es que después de tanto esperar y que la Comisión Europea haya destacado a la medida como positiva, resulta que todos tienen los ojos puestos en ti, llega junio y el primer día en que se aplica te encuentras que, por los factores que sea, no funciona: Has dado una imagen y una señal muy mala”, considera Graña.

El factor externo también pesa

Por otro lado, el consultor de ENERJOIN agrega otro factor a la presionada Excepción Ibérica, que es el externo.

“España está muy interconectado con Portugal, y Portugal está teniendo los mismos problemas de generación que España, pero con el agregado que ellos tienen mucho menos fotovoltaica que nosotros. Con lo cual estamos generando mucho más de lo que se debería para poder ayudar a Portugal a cubrir su demanda”, indica.

Y agrega que a ello se le suman las exportaciones hacia Francia. Gracias a la Excepción Ibérica la energía eléctrica se ha tornado mucho más barata y apetecible para el país vecino.

“España se ha transformado en exportador de energía. Las transacciones entre países van por precios y al final el Pool de España está en 170 €/MWh y el de Francia en 233 €/MWh, por lo que se envía energía más barata; aunque luego con el ajuste podemos ser más caros”, explica Graña. Y aclara que a tal ajuste sólo lo paga la demanda de la Península Ibérica.

“La única parte positiva que tenemos en este caso es que la interconexión con Francia está limitada a 2,5 GW”, bromea el consultor.

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Argentina y Alemania procuran una asociación estratégica energética

En el marco de una gira oficial por Chile, Argentina y Uruguay, la Secretaria de Estado de Economía y Clima de Alemania, Franziska Brantner, mantuvo una reunión de trabajo en Casa Rosada para avanzar en una asociación estratégica energética. Participaron representantes de empresas energéticas, del sector productivo y gremial de ambos países.

Acompañada de una destacada delegación de miembros del parlamento alemán, de la Comisión de la Unión Europea y de empresarios alemanes referentes del sector de la energía, Brantner fue recibida por el secretario de Asuntos Estratégicos Gustavo Beliz, el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el Secretario de Energía, Darío Martinez.

El objetivo de la jornada, que convocó a importantes representantes del sector público y privado de nuestro país, fue impulsar el relacionamiento bilateral, aprovechando las altas complementariedades que presentan nuestras matrices energéticas para generar sinergías, abrir nuevos negocios, atraer inversiones, y generar nuevas fuentes de trabajo en el país.

Gustavo Beliz destacó la importancia de “aprovechar y explorar las diferentes alternativas que pueden profundizar la relación bilateral entre Alemania y Argentina en materia energética” y recordó el encuentro entre que mantuvo el presidente Alberto Fernández con el canciller Olaf Scholz en que ambos manifestaron la voluntad de profundizar los vínculos entre ambos países.

“Vamos a trabajar temas que tienen que ver con el hidrógeno, el litio y la electromovilidad,  profundizar los temas de gas y la potencialidad que Argentina tiene” agregó al tiempo que reconoció que el aporte del sector privado es importante. “Es un momento importante para el mundo y para el vínculo bilateral” concluyó Beliz.

Por su parte, el ministro de Economía, Martín Guzmán, repasó la coyuntura actual y aseguró que “hoy observamos un contexto particular, geopolítico, geoeconómico y ambiental, y Argentina puede contribuir con soluciones puntuales a problemas que enfrenta el mundo”. 

“Se presentan oportunidades y nuestro país tiene el potencial para aportar a la seguridad energética global con GNL de manera de contribuir a un mundo más resiliente y estable, lo que fortalecerá también a Argentina”, precisó el ministro y agregó: “Estamos diseñando reglas de juego claras para tener más confiabilidad en las condiciones de oferta y demanda”.

Entretanto, Franziska Brantner afirmó que “Argentina presenta excelentes condiciones naturales para una transformación verde que solamente lograremos juntos. La Argentina es un país importante para nosotros en este camino” y agregó que su país “desea apoyar y fomentar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde” contribuyendo “con know-how técnico y experiencia en las regulaciones estatales y cooperar en el tratamiento sustentable del litio.”

La reunión de trabajo entre las delegaciones de ambos países contó con la perspectiva del sector empresario en la transición energética con la presentación de negocios en Vaca Muerta, proyectos de energías renovables y de desarrollo de hidrógeno. Participaron Sergio Affronti (CEO de YPF); Ricardo Markous (CEO de Tecpetrol); Marcos Bulgheroni (CEO de PAE); Daniel Funes de Rioja (presidente de la UIA y miembro del Consejo Económico y Social) y Bárbara Könner (Vicepresidenta de la Cámara Comercio Argentino-Alemana) entre otros. 

La segunda reunión entre ambas delegaciones en la que se trató el plan Argentina Productiva 2030, contó con la presentación de su coordinador Daniel Schteingart; Martín Schapiro (especialista en litio y movilidad sustentable del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación); Rodrigo Rodriguez Tornquist (subsecretario de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación); Santiago Sacerdote (director de Y-TEC + Consorcio H2Ar) y Juan Martin Bulgheroni (vicepresidente de PAE) entre otros.

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Naturgy lanza programa Cuidemos Nuestros Recursos 2022

Con el objetivo de promover y capacitar consumidores responsables, Naturgy lanza la edición 2022 de su programa de uso eficiente de los recursos naturales, actividad centralizada alrededor del portal www.cuidemosnuestrosrecursos.com, a través del cual se ofrecen capacitaciones para docentes y estudiantes, a fin de brindarles herramientas sobre el cuidado del medio ambiente y el buen uso de las distintas fuentes de energía y recursos naturales con que cuenta nuestro planeta.

Naturgy, en alianza estratégica con Fundación Manos Verdes, acompaña a la comunidad promoviendo acciones sustentables a través de la concientización ambiental   en los municipios en los que brinda sus servicios.

El programa consiste en brindar talleres y cursos de capacitación destinados a docentes y alumnos, y también a colaboradores de diferentes organizaciones con las que trabajamos; los mismos abordan temáticas tales como Uso Responsable y Eficiente de la energía; desarrollo y mantenimiento de huertas y compost; y las 3 R de la ecología: reducir, reutilizar y reciclar; brindando consejos para que en la vida diaria seamos más consientes, responsables y cuidadosos del ambiente.

El portal www.cuidemosnuestrosrecursos.com cuenta con material didáctico para alumnos y docentes.  Los niños pueden, a través de contenido informativos y de juegos, aprender a realizar un uso eficiente del agua, el gas natural, la electricidad y el papel. 

A su vez, el portal posee una sección exclusiva para docentes, cuyo objetivo es trasmitir conocimientos sobre el rol protagónico que posee la energía en la vida cotidiana, en la economía y en desarrollo del país; poniendo énfasis en la importancia de educar en hábitos y conductas eficientes y amigables con el medio ambiente. 

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 cerca de 1.630.000 clientes residenciales, 48.200 comerciales y 1300 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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El gobierno eleva el corte obligatorio con biodiesel para incrementar el abastecimiento de gasoil

Con el objetivo de mejorar la disponibilidad de combustibles en el mercado interno, hace varias semanas fuerte demandante de gasoil, el ministerio de Economía informó que, a través de una resolución de la Secretaría de Energía, se elevará 50 por ciento el corte obligatorio del gasoil y diesel oil con biodiesel establecido en la Ley de Biocombustibles 27.640, producido por las pequeñas y medianas empresas, llevandolo entonces del 5 %, al 7,5 por ciento.

Asimismo, Economía indicó que se publicará un Decreto que establece por el término de 60 días el Régimen de Corte Obligatorio Transitorio Adicional de Biodiesel (COTAB), destinado a incrementar la capacidad de abastecimiento de gasoil grado 2 y grado 3.

“Dicho régimen permitirá un corte obligatorio transitorio y excepcional de 5 puntos porcentuales adicionales para todas las empresas proveedoras. Para este segmento adicional los precios y volúmenes serán libremente pactados con un tope que estará dado por el precio de importación del gasoil”, se explicó.

“El incremento transitorio en el corte con biodiesel puede garantizar un rápido abastecimiento incremental, y generar un ahorro de divisas para la economía”, se puntualizó.

“Argentina hoy posee capacidad instalada de producción de biodiesel que excede el corte obligatorio. Este volumen de oferta incremental podría llegar a representar más del 30 % de las importaciones mensuales promedio de gasoil durante el primer cuatrimestre”, calculó la cartera a cargo de Martín Guzmán.

El comunicado de Economía puntualizó que “la coyuntura energética global (conflicto bélico en Europa) hoy presenta escenarios de escasez junto con altos precios de gasoil”, y también que “la demanda doméstica de gasoil ha enfrentado incrementos superiores al 14 % durante el primer cuatrimestre del año, respecto al mismo período del año anterior”.

“Los aumentos impactan en la capacidad doméstica de refino, lo que ha generado presiones sobre las importaciones (a cargo de las petroleras-comercializadoras) y una compleja situación respecto al adecuado abastecimiento de los volúmenes que necesita el mercado”, se afirmó.

Los volúmenes vendidos en el mercado de gasoil durante el primer cuatrimestre del año 2022 superaron en más de 580.000 m3 a los del mismo período del año anterior. Durante el mismo período, las importaciones superaron en más de 530.000 m3 (112 %) a las realizadas el año anterior, superando el millón de metros cúbicos y promediando 250 mil metros cúbicos por mes.

“Esto pone en evidencia la necesidad de fuentes alternativas de abastecimiento que permitan incrementar la oferta a corto plazo y garantizar un creciente abastecimiento de la demanda”, explicó Economía.

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Información importante para evitar accidentes con monóxido de carbono  

MONÓXIDO DE CARBONO

En el marco del inicio de una nueva temporada invernal y con el objetivo de prevenir accidentes por Monóxido de Carbono, Camuzzi recuerda las 5 claves que tienen que conocer los usuarios para calefaccionar los ambientes en forma segura y sin riesgo de generar este gas tóxico.

¿Qué es?

El monóxido de carbono (CO) es un gas altamente tóxico que se produce por una mala combustión. Los combustibles fósiles como la madera, el carbón, el gasoil o el gas natural necesitan oxígeno para quemarse. Cuando la cantidad de oxígeno es insuficiente, se produce una combustión incompleta del combustible y se forma monóxido de carbono.

Es un gas sumamente peligroso porque es difícil de detectar: es inodoro, incoloro, insípido y no irrita. Es el causante de un importante numero de muertes todos los años en el país.

¿Cómo prevenirlo? 

1- Ventilar

Mantener una ventilación permanente de los ambientes y verificar que no estén obstruidas las rejillas de ventilación. Dejar siempre una rendija abierta para que circule y se renueve el aire. Además, asegurar que los conductos de evacuación de gases y chimeneas no estén obstruidos ni desconectados.

2 – Llama siempre azul

El color de la llama siempre debe ser azul con los extremos transparentes. Una llama amarilla o anaranjada indica mal funcionamiento de los artefactos y es la señal de alarma más notoria que tenemos para detectar un problema en forma temprana. 

3 – La cocina es para cocinar

No utilizar el horno o las hornallas para calefaccionar ya que consumen mucho oxígeno del ambiente y no fueron diseñadas para ese fin. Además, es importante mantener las hornallas de la cocina limpias de líquidos y alimentos porque eso obstruye los quemadores y genera una mala combustión.

4 – Artefactos adecuados para cada ambiente

Está prohibido el uso de cualquier artefacto que no sea de tiro balanceado en dormitorios y baños (calefones y calefactores de tiro natural, estufas de tipo infrarrojo, etc). En aquellos ambientes en donde funcionan artefactos de cámara abierta, son obligatorias las rejillas de ventilación permanentes. Solo se deberán instalar artefactos aprobados por los Institutos avalados por el ENARGAS. Adicionalmente, los artefactos deberán contar con válvula de seguridad y ser instalados en forma fija por un profesional matriculado. No está permitido el uso mangueras de goma dada su peligrosidad.

5 – Verificaciones periódicas con instaladores matriculados

Es importante verificar periódicamente con instaladores matriculados el funcionamiento de los artefactos a gas, sus conductos de evacuación y las ventilaciones, sobre todo cuando bajan las temperaturas, ya que se ponen en funcionamiento las fuentes de calefacción luego de largos períodos sin uso, y además se tiende a minimizar la ventilación de los ambientes.

Síntomas 

Frente a una intoxicación, los síntomas que se producen son similares a los de una gripe o malestar estomacal, lo que hace muy difícil su adecuada identificación. Una intoxicación leve se manifiesta con debilidad, cansancio y tendencia al sueño; dolor de cabeza, náuseas y vómitos; dolor de pecho y aceleración del pulso en la primera fase. Una intoxicación grave -producida en función del tiempo de exposición a este gas y de la concentración en el ambiente- puede producir temperatura corporal baja; inconsciencia, respiración irregular, convulsiones, pulso lento y/o irregular, tensión arterial baja, y hasta paro respiratorio.

¿Qué hacer?

Ante una emergencia, en primer lugar, hay que dar aviso inmediato al sistema de emergencias de la zona. Retirar a la persona intoxicada del ambiente contaminado, trasladándola a un área libre de gases tóxicos, preferentemente al aire libre. Mantener a la persona abrigada y recostada. Si la persona está inconsciente, tomarle el pulso y cerciorase de que respire. En caso de que haya tenido un paro respiratorio, se deberá practicar reanimación cardio-pulmonar. Asegurarse que la ambulancia se encuentre en camino.

Ante cualquier emergencia, los usuarios podrán comunicarse con las líneas de atención disponibles las 24 h, todos los días del año:

Camuzzi Gas Pampeana: 0800-666-0810 / 0810-666-0810Camuzzi Gas del Sur: 0800-999-0810 / 0810-999-0810

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“Queremos abarcar desde el yacimiento hasta la estación de servicio, pasando por la refinería”

Cuando se lo consulta sobre el escenario actual de los combustibles y en particular del gasoil, cuya escasez afecta seriamente la logística y el abastecimiento en varias provincias, Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles, una compañía independiente de refinación y comercialización de productos derivados del petróleo, explica que es un tema recurrente en la Argentina, ya que cuando hay crisis económica se retrae el consumo y por ende el combustible sobra, pero cuando la actividad empieza a crecer también lo hace la demanda y la oferta resulta insuficiente.

“Este año se da la particularidad de que es difícil importar. No obstante, creo que al igual que toda crisis esta coyuntura representa una oportunidad, en especial para lograr un desarrollo de aquellas empresas argentinas que invierten en el país y son las que más sufren los vaivenes de un mercado cíclico. Sin dudas es una buena posibilidad para una compañía como la nuestra, que hoy está ampliando su capacidad de refinación y tratando de mejorar su acceso a tancajes de puerto para poder avanzar en el armado de una estructura adecuada a los actuales requerimientos de las petroleras, que necesitan sacarse de encima el crudo que extraen”, advierte el ejecutivo en diálogo con Econo Journal.

Fernando Riccomi, presidente de Wico Combustibles

Más capacidad

Cuando los responsables de Wico tomaron el control de la refinería emplazada en Luján de Cuyo la unidad tenía una capacidad productiva de 100 metros cúbicos por día (m3/día), luego la ampliaron para procesar 300 m3/día y hoy en día ya han comprado las torres y los hornos necesarios para llevarla hasta los 1.000 m3/día. “Eso nos dará una capacidad de refinación interesante, sobre todo porque la unidad está muy cerca de la destilería de YPF, lo cual nos permitiría ser una buena alternativa no solo para atender lo que demanda el país en términos de gasoil sino también para acceder con los demás productos de la refinación a Chile, donde no producen nada y son muy demandantes de todo lo que no se venda en nuestro país y que cumpla con normas de calidad internacionales”, precisa Riccomi. “Hemos avanzado mucho y estamos pidiendo líneas de crédito para que el Estado nos ayude con préstamos subsidiados a tasas y plazos acomodados. Todo lo que tenemos de rentabilidad lo estamos volcando al desarrollo de la refinería. Somos muy prolijos y tenemos buena fama entre las petroleras porque somos buenos pagadores. Eso explica que la provincia de Mendoza nos venga acompañando en este proceso; ya hemos licitado un terreno para ampliar la capacidad de tancaje y construir un centro logístico”, anticipa el directivo.

En todos los frentes

Entre los principales objetivos que Wico Combustibles se ha propuesto cristalizar de cara al corto y mediano plazo figura el comenzar a explotar algunos yacimientos marginales de YPF cerca de Luján de Cuyo para tener garantizada una parte de ese crudo, que luego iría a su propia refinería. “Ya le estamos pidiendo a Energía que nos autorice como productores no operadores para desarrollar dos o tres yacimientos que hoy no están siendo explotados y que podrían contribuir a generar regalías para la provincia, impuestos para la Nación y algunos metros cúbicos para nosotros, que tenemos capacidad de refinación en planta. Eso le serviría no solo a YPF sino también a la Argentina, ya que lo que explotemos se quedará en el país”, recalca Riccomi.

Otro desafío importante de la compañía es embanderarse en al menos 10 estaciones de servicio de alta calidad con la marca Wico durante el transcurso de este año. “No necesariamente deben estar cerca de la refinería; ya hablamos con gente de Tucumán, Santiago del Estero, Entre Ríos y Santa Fe. Nuestra intención es poder acceder a esto con una visión de mediano plazo, para cuando el mercado se estandarice y el precio minorista supere al mayorista, como sucede históricamente”, precisa el directivo. “En definitiva, como plan estratégico sabemos que necesitamos integrar verticalmente a la empresa; es decir, abarcar desde el yacimiento hasta la estación de servicio, pasando por la refinería. Ese es nuestro camino a recorrer para poder aguantar los vientos que van a venir a mediano plazo. Queremos estar preparados”, concluye el presidente de Wico Combustibles.

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Hidrocarburos: invertirán U$S18.950.000 en El Sosneado

Petroquímica Comodoro Rivadavia, que realizó inversiones con el programa Mendoza Activa Hidrocarburos, pidió una prórroga para operar en el área hasta 2035. La Provincia cobrará 500.000 millones de dólares en concepto de bono de prórroga y hará el seguimiento del plan de inversiones, que incluye nuevas perforaciones, saneamientos ambientales y reparaciones. Luego de los más de $10.000 millones que atrajo Mendoza Activa Hidrocarburos, una petrolera que formó parte del programa solicitó la prórroga para seguir operando e invirtiendo en el área de El Sosneado, en San Rafael. Se trata de Petroquímica Comodoro Rivadavia, que pidió la extensión hasta 2035 de […]

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Pronsato: “Me da vergüenza que el gasoducto no esté hecho”

El ex responsable de la Unidad Ejecutora del gasoducto Néstor Kirchner admitió que “fue un dolor grande” abandonar el proyecto. Defendió la licitación y apuntó a la burocracia. Antonio Pronsato, ex responsable de la Unidad Ejecutora del gasoducto Néstor Kirchner, aseguró que le da “vergüenza” que la obra no se haya concretado y admitió que “fue un dolor grande” abandonar el proyecto, por las demoras inexplicables de la burocracia del gobierno. El ex funcionario declaró ayer el juez Daniel Rafecas y el fiscal Carlos Stornelli por la causa que investiga si existieron irregularidades en la licitación de la obra. El […]

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Vaca Muerta hoy: ya produce el 40% de petróleo y el 50% del gas de todo el país

Cada mes se alcanza un nuevo récord de producción diaria en la formación neuquina. La actividad arrancó hace una década, pero tomó velocidad en 2019. Tanto en crudo como en gas, la limitación está en el transporte y almacenamiento. La contracara, el descenso de la producción convencional. El gasoducto NK y cuáles son las perspectivas de exportación del fluido. La Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, anuncia cada mes un nuevo récord de producción en Vaca Muerta. La vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner recordó en el acto por los 100 años de YPF que en […]

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Litio: qué se necesita para favorecer el crecimiento del sector en el país

La producción del litio en Argentina va en aumento y los anuncios de inversiones se hacen cada vez más frecuentes. Qué hace falta para impulsar al sector en uno de los países donde se encuentran las mayores reservas del mundo. En los últimos años el litio se convirtió en un mineral estratégico, no solo para Argentina, sino para todo el mundo. Hoy su demanda va en aumento y, si bien el litio se utiliza desde hace décadas, actualmente el interés que despierta se debe a que es un recurso clave en la fabricación de baterías para electromovilidad y para el […]

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Con la oferta jujeña, Morales busca inversiones en la mayor feria mundial de minería

El Gobernador de la Provincia participa activamente de PDAC 2022, la feria de minería más importante a nivel mundial que tradicionalmente se celebra en Canadá y que abre las puertas a inversiones, mediante exposiciones y rueda de negocios, trazando nuevas y mejores expectativas para producción, cadena de proveedores y generación de trabajo genuino. “Jujuy es parte activa de la explosión en el desarrollo y explotación del litio”, afirmó. Gerardo Morales participa de la PDAC 2022, la mayor feria de minería mundial que tiene lugar en Canadá, espacio en el cual, exponiendo el potencial sustentable que ofrece Jujuy, hace frente al […]

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Corrientes: Valdés se reunió con estacioneros e instó a suprimir los impuestos al diésel

El mandatario provincial se interiorizó sobre la situación en distintos puntos del territorio correntino y declaró que seguirá de cerca los reclamos. Ante la escasez de gasoil y las dificultades que esto conlleva en transporte y logística, el gobernador Gustavo Valdés mantuvo este lunes una reunión con autoridades de la Cámara de Estaciones de Corrientes (CESCOR). Estos aportaron datos sobre cómo la problemática afecta a distintos puntos de la provincia y el mandatario se comprometió a seguir de cerca los reclamos en busca de soluciones. “La situación es crítica: a los racionamientos en la distribución y la falta del combustible […]

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Bolivia terminó la conexión de un nuevo pozo y ya busca enviar más gas al país

La operadora Repsol informó la conexión anticipada del pozo Margarita X10. Desde la petrolera de bandera del vecino país se espera alcanzar un nivel de envíos a Argentina cercanos a los 16 millones de metros cúbicos por día. Repsol afirmó que completó con éxito la perforación y conexión de un nuevo pozo productor de gas, con lo cual se espera que desde Yacimientos Petrolíferos Bolivianos (YPFB) se pueda elevar en 2 millones de metros cúbicos los envíos al país, superando así el mínimo acordado entre los gobiernos de Bolivia y Argentina. La noticia fue dada a conocer gracias a un […]

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Retenciones “progresivas”: el Gobierno aplicará un nuevo esquema para la minería

Será para el mineral del cobre, que concentra (junto con el litio) la mirada de los inversores internacionales debido al rol que tendrá en la transición energética. Funcionará como una retención móvil, según el precio internacional, y las empresas podrán adherir de forma optativa. El Gobierno modificará los derechos de exportación para el sector minero. Por primera vez, aplicará un esquema de retenciones móviles, esto es, que habrá alícuotas progresivas de acuerdo al precio internacional. El régimen será optativo, por lo que aplicará para las compañías que se inscriban, y solamente para el mineral del cobre, que concentra las miradas […]

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Entregaron el decreto de creación de una cámara empresarial en Añelo

El gobernador Omar Gutiérrez, junto con directivos de la entidad y funcionarios provinciales, destacó la conformación de una nueva institución, a la que consideró como “socio estratégico del Estado para construir esos consensos y acuerdos que permitan acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”. El gobernador Omar Gutiérrez y el intendente de Añelo, Milton Morales, participaron del acto de entrega del decreto de creación de la Cámara de Empresas, Industrias y Servicios de Añelo (Ceisa). “Quiero felicitar a los que tuvieron la iniciativa de conformar esta nueva organización, porque es una puerta que se abre para concretar las posibilidades y oportunidades […]

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EEUU: La Producción petrolera de la Cuenca Pérmica alcanzaría un récord este mes

En las principales cuencas petrolíferas de esquisto de Estados Unidos se incrementaran de 143.000 bpd a 8,901 millones de bpd en julio, la más alta desde marzo de 2020, vaticinó la IEA. Así aumentará en 84.000 barriles por día (bpd) a un récord de 5,316 millones de bpd en julio, afirmó el lunes la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA). En el Bakken en Dakota del Norte y Montana, la EIA proyectó que la producción aumentará de 19.000 bpd a 1,197 millones de bpd en julio, la mayor cantidad desde noviembre de 2020. A su vez en […]

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Se demora la resolución que iba a traccionar inversiones por US$ 1000 millones para extender la vida útil de grandes centrales eléctricas

La Subsecretaría de Energía Eléctrica y Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), están trabajando desde hace más dos meses en el armado de un esquema de remuneración a los generadores privados que permita movilizar inversiones en centrales térmicas que son estratégicas para la operación del sistema.

En términos generales, como el ingreso que perciben las principales empresas del sector —Pampa Energía, Central Puerto, Enel y AES— está pesificado y no permite proyectar inversiones de mediano y largo plazo por la falta de previsibilidad, la cartera que dirige Federico Basualdo empezó a buscar alternativas para neutralizar esa debilidad. En concreto, se discutió con los privados la puesta en marcha de una normativa que establezca una remuneración adicional para las generadoras que estén dispuestas a invertir en la realización de grandes mantenimientos en los 10 mayores ciclos combinados del país para extender su vida útil.

En esa clave, la Subsecretaría redactó el borrador de una resolución para fija una remuneración diferencial para que esas grandes centrales termoeléctricas, que explican, en conjunto, dos tercios del parque de generación del país, puedan avanzar en el mantenimiento integral que necesitan para seguir operando. Se trata de ciclos combinados construidos en su gran mayoría a fines de los 90´ que precisan de un mantenimiento en profundidad para extender su vida útil.

Grandes mantenimientos

Según cálculos estimativos que barajan en el gobierno, si se contemplan todos los ciclos combinados, las obras demandarían, en total, una inversión de US$ 1.000 millones en un proceso de cinco años.

Sin embargo, la publicación de la resolución está demorada. «Aún no hay nada definido, seguimos trabajando en el tema«, indicaron a EconoJournal allegados a Basualdo. La postergación de esas obras puede ocasionar problemas en sistema eléctrico del país porque.

La Argentina tiene una potencia de generación instalada de alrededor de 30.000 MW, de los cuales entre 15.000 o 20.000 MW corresponden al parque termoeléctrico. De esa potencia instalada en usinas térmicas, hay al menos 13 grandes ciclos combinados que son claves para garantizar el abastecimiento de la demanda de generación eléctrica del país. En la región del AMBA figuran Genelba, Central Puerto, Dock Sud, Central Buenos Aires y Costanera; en el Litoral, San Nicolás, San Martín y Belgrano; en el Comahue, Loma La Lata y Agua del Cajón; en Córdoba, Pilar; y en NOA, El Bracho y Tucumán. La mayoría de esas usinas se construyó a fines de la década de ’90 o a principios del 2000, por lo que ahora están llegando al final de su vida útil.

Para seguir activas en el tiempo, las plantas requieren que se realice lo que en la jerga se conoce como “gran mantenimiento”. Es decir, una parada coordinada y homologada por los tecnólogos —Siemens, GE y Mitsubishi, entre otros— para llevar adelante una evaluación de todo el equipamiento de la central y reemplazar aquellos componentes dañados o que demandan una actualización.

Remuneración

Una fuente privada estimó que la inversión en cada uno de los ciclos combinados oscilará entre los 30 y 150 millones de dólares, dependiendo del nivel de dificultad de cada caso. Como la fecha de expiración tecnológica de cada usina difiere en el tiempo, se prevé que las obras de mantenimiento podrían requerir una inversión de unos US$ 200 millones por año durante el próximo quinquenio. Es decir que en el período se movilizarían inversiones por alrededor de US$ 1.000 millones.

Las grandes generadoras conversaron con el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, la posibilidad de firmar un contrato con Cammesa que les garantice a los privados un ingreso en moneda dura —podría ser en dólares o en pesos indexado a la evolución del tipo de cambio y a la inflación— para asegurarse el recupero de esas inversiones.

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Advierten que el 2022 finalizará con vertimiento solar y eólico cercano a los 2 TWh

Chile está experimentando un crecimiento acelerado en materia de energías renovables variables. Según datos de DNV, actualmente la solar fotovoltaica se aproxima a los 6,5 GW, entre centrales en operación y en pruebas, y la eólica a los 4 GW. Son números interesantes teniendo en cuenta que la matriz eléctrica se constituye de 30 GW.

No obstante, se advierte que el crecimiento de esta generación no está adecuadamente acompañado de desarrollos que permitan evitar vertimientos (curtailment).

Céline Assémat, responsable de análisis y de modelación del mercado chileno de DNV, explica a Energía Estratégica que a partir del segundo semestre 2021, dado el fuerte aumento de la capacidad instalada de estas tecnologías en el país, los volúmenes de pérdidas solar y eólico aumentaron fuertemente.

Indica que esta tendencia alcanzó su pico en enero del 2022, cuando se produjo un vertimiento mensual récord de 214 GWh, correspondiente a 9% de la energía solar y eólica disponible.

Actualmente, “durante los primeros 5 meses de 2022, el CEN reportó 584 GWh de vertimiento en la zona norte”, precisa Assémat. Pero adelanta que, así las cosas, se espera una nueva marca en pérdidas de energía.

Céline Assémat, responsable de análisis y de modelación del mercado chileno de DNV

“El único año con más vertimiento fue 2017 con 1,2 TWh, pero este valor se superará durante 2022: las últimas proyecciones de DNV estiman un total de 1,9 TWh de vertimiento para 2022, de lo cuál 1,5 TWh sería solar. Esto corresponde a una tasa de vertimiento a nivel país para solar y eólica de 7%”, asegura la directiva de DNV.

Y lo propone en otros términos: “Esto corresponde a (una pérdida del) 2,5% de la demanda estimada para el año, una cantidad significativa en particular en un contexto de sequía, con un uso del diésel muy alto”.

Soluciones

Durante el webinar “Trina Trackers: Innovación tecnológica para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos” llevado a cabo la semana la responsable de análisis y de modelación del mercado chileno de DNV opinó sobre las medidas que deberían tomarse para mitigar este volumen de vertimientos.

Por un lado, Assémat indicó que, como medidas de corto plazo, se puede trabajar en la transmisión. “Se pueden mejorar la operación de las líneas utilizando el ‘Dynamic Line Rating’ para aprovechar mayor capacidad, que es algo que se puede implementar relativamente rápido”, aseguró.

Por otro lado, enfatizó sobre el almacenamiento, que “se puede instalar bastante más rápido respecto a otras soluciones”. “Vemos que va a llegar muy fuerte en el mercado chileno para responder a la problemática del curtailment y al suministro de noche que también vemos problemático”, consideró.

Explicó que “si bien históricamente los vertimientos ocurrían solo en la zona norte del país, desde 2020 empezaron a ocurrir situaciones donde el curtailment se aplica a lo largo de todo el país, y la frecuencia de estos eventos está aumentando”.

“Así, pasamos de un problema de transmisión a un problema más general de falta de flexibilidad en el sistema, donde centrales térmicas quedan encendidas durante el día para poder suministrar energía de noche y proveer servicios complementarios, y desplazan la energía renovable, obligando a botarla”, indicó.

Asimismo, la directiva de DNV destacó que se pueden realizar mejoras por parte del ente operador del sistema, es decir, el Coordinador Eléctrico Nacional. “Se podrían mejorar los pronósticos, la programación diaria, pasándola a la intradiaria”, comentó.

“Hay que desarrollar en el fondo un conjunto de soluciones a esta problemática”, concluyó la experta.

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Jinko Solar planea el lanzamiento de su propia línea de baterías para el 2023

“Nuestra nueva batería residencial será el producto estrella para el año que viene”, anunció Teresa Alfaro, Sales Manager Key Accounts Emerging Markets de Jinko Solar, durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, Sevilla 2022. 

La ejecutiva comentó que la presentación oficial de este producto se realizó durante la feria Intersolar 2022 pero que aún se encuentra en fase de certificación. 

Se trata de una solución de suelo para exteriores. Puede utilizarse en instalaciones aisladas e híbridas y promete una durabilidad de 6.000 ciclos.

Cuenta con  una capacidad de almacenamiento que oscila entre 7,1 kWh y 21,31 kWh, una tensión nominal de 192 V a 576 V y una capacidad nominal de 37 Ah.

Se presenta en diferentes tamaños: el más pequeño mide 504 mm x 380 mm x 700 mm y el más grande tiene un tamaño de 504 mm x 380 mm x 1.500 mm. El número de módulos puede variar entre dos y seis y el peso entre 105 kg y 169 kg. 

De esta manera, Jinko Solar inicia su camino en el mercado del almacenamiento que, según la consultora IHS market, se espera un importante crecimiento del uso de baterías para el autoconsumo. 

En un sistema con una participación del 74% en 2030 de las energías renovables en la generación eléctrica y un 100% en el año 2050, la flexibilidad que estos sistemas aportarán, será fundamental para garantizar el servicio de energía. 

La Estrategia de Almacenamiento Energético, aprobada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), contempla disponer de una capacidad de almacenamiento de unos 20 GW en 2030 y alcanzar los 30 GW en 2050, considerando tanto almacenamiento a gran escala como distribuido. 

En el mismo sentido, la compañía china fabricante de módulos solares, continúa desarrollando sus productos con la nueva tecnología N-type, la cual desde el sector aseguran que antes del 2028 abarcará el 40 por ciento del mercado. 

La principal ventaja de su uso es que, durante los primeros 12 meses, su degradación es menor al 1% y luego es lineal de 0,4% durante 29 años más. Esto significa un aumento de cinco años en su vida útil, comparada con versiones anteriores. 

También rinde mejor en condiciones de baja radiancia y, según afirmó Alfaro, es la que mejor funciona en tejados residenciales, ya que en el mismo espacio, con la misma cantidad de paneles, puede instalarse mayor capacidad, alcanzando 9,96 kW en total. 

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Asturias desarrollará más de 200 proyectos renovables con inversiones de 16,5 mil millones de euros

A mediados del año pasado, el Gobierno del principado de Asturias presentó su “estrategia de transición energética justa”, una hoja de ruta en la cual apuestan por reformar su sistema eléctrico por uno totalmente descarbonizado en 2050.

En el marco de la VII Jornada de Divulgación Científica realizado en Gijón, Carlos García Sánchez, Director de la Fundación Asturiana de Energía (FAEN), resaltó que la ciudad autónoma se encuentra en la “tormenta perfecta”, debido a su importante producción minera y de carbón, y ahora con su lucha por la transición energética.

Siguiendo con el caso de Asturias, el ejecutivo comentó que identificaron distintos proyectos dentro del marco de la estrategia de transición energética justa. En total son 205 emprendimientos, que alcanzarían una inversión de 16.460 millones de euros.

Dentro de esas 205 iniciativas, 19 están orientadas al almacenamiento de energía, 34 al desarrollo del hidrógeno renovable, 45 se tratan de economía circular y 24 a diferentes energías renovables.

En este sentido, puntualizó acerca de los objetivos que se plantea la hoja de ruta asturiana, dando como ejemplo los planes para la eólica marina: instalar 100 MW en 2025 y 770 MW para 2030.

“Hoy, son irrealizables. Ni siquiera podemos empezar las labores de tramitación administrativa, no es posible. Pero es un objetivo que está fijado en la estrategia y que evidentemente hay que modificar en cuanto a fechas”, advirtió García Sánchez.

Continuando con este ejemplo, explicó que la región está en un proceso de ordenación del espacio marítimo, organizado por la administración central, donde participan científicos y expertos en la materia.

Aunque, también enfatizó sobre el potencial que tiene Asturias en la materia, indicando que las empresas locales tienen experiencia en proyectos eólicos marinos, tanto tecnologías como flotantes.

Y asimismo, que está prevista la instalación de un hub de fabricación de componentes para el sector eólico marino en el puerto de Gijón. Este proyecto de Zima Equity Investments tendrá una inversión de 70 millones de euros y espera generar más de 300 empleos.

Rehablitación de edificios

Por otro lado, García Sánchez comentó la situación de Asturias en materia de la rehabilitación energética de edificios.

“Las ayudas que nos habían dado de 7,6 millones desde el Gobierno para realizar actuaciones duraron un día y medio. Luego se pidieron otros 40 millones adicionales y estos duraron menos de un mes”, subrayó el ejecutivo.

Una situación que según indicó: No ha ocurrido en ninguna otra comunidad autónoma de España.

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El estado de los cinco proyectos eólicos de AES en La Guajira, capaces de superar 1 GW

En el 2019 AES Colombia adquirió en La Guajira el proyecto Jemeiwaa Kai, el desarrollo eólico más grande del país hasta la fecha, con una capacidad instalada de 648 MW, conformado por cinco complejos eólicos.

Estos son: Jotomana, de 99 MW; Apotolorru, de 75 MW; Carrizal, de 195 MW; Irraipa, de 99 MW; y Casa Eléctrica, de 150 MW.

No obstante, desde la compañía aseguran que, “dado el gran avance tecnológico que ha tenido el sector eólico a nivel mundial en los últimos años, es posible que estos proyectos sean optimizados utilizando turbinas eólicas más eficientes y, por ende, cuenten con una mayor capacidad instalada”.

En efecto, calculan que, con la tecnología disponible a la fecha, se podría alcanzar una capacidad instalada de 1030 MW.

Además, “una de las características fundamentales de este proyecto es su régimen de viento, el cual es considerado como de clase mundial por su densidad, su velocidad, allí radica su potencial para la generación de energía, con un factor de capacidad neta de hasta el 59%, lo que lo sitúa como uno de los mejores en América Latina”, suman desde AES Colombia.

Fuente: AES Colombia

Estado actual y puesta en servicio de Jemeiwaa Kai

Para un desarrollo exitoso del proyecto Jemeiwaa Kai, el equipo encargado del programa trabaja de forma simultánea en todos los aspectos técnicos, ambientales y sociales, de manera que la puesta en servicio de los parques Irraipa, Carrizal, Casa Eléctrica y Apotolorru.

Los emprendimientos eólicos tienen en la actualidad conexión aprobada por la UPME a la subestación colectora I.

No obstante, advierten que el cumplimiento de su cronograma y la fecha oportuna de puesta en servicio del proyecto están sujetos a la ejecución y aprobación de procesos administrativos importantes, a cargo de diferentes entidades gubernamentales, además del cumplimiento del cronograma constructivo y puesta en servicio de los proyectos UPME 06–2017 y UPME 01–2014, a cargo del Grupo de Energía de Bogotá.

Fuente: AES Colombia

En efecto, se trata de la línea de transmisión colectora I, de 500 kV, del Grupo Energía de Bogotá, la cual posibilitará la conexión de los parques eólicos con el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“Una vez completado, el proyecto de interconexión GEB permitirá la inyección de 1.050 MW al SIN, de los cuales 549 MW (52% del total) corresponden a la capacidad otorgada al proyecto Jemeiwaa Kai de AES Colombia, con aval de la UPME”, destacan desde la compañía propietaria de los cinco parques eólicos.

Fuente: AES Colombia

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Vestas contribuye con el 40% capacidad instalada de energía eólica de América Latina

Desde el 2007 se celebra el día mundial del viento, efeméride propuesta por la Asociación Europea de Energía Eólica, en pos de educar y resaltar la importancia que tiene el viento en la generación de energía renovable no convencional a través de la energía eólica.

Según estimaciones de IEA, el consumo de electricidad proveniente de energía eólica en América Latina fue de 78.279 GWh (2019). Ahora bien, IRENA reporta datos al 2019 donde la reducción de dióxido de carbono equivalente (CO2e) fue de aproximadamente de 50 millones de toneladas.

En promedio, una casa en Latinoamérica consume mensualmente 167.482 kWh de energía eléctrica. La rotación de una turbina eólica genera la energía eléctrica que consume una casa en un día en Latinoamérica. Dicha rotación, demora -en promedio- 8 segundos y equivale a 15 kWh.

En Vestas Wind Systems A/S, nos unimos a esta fecha, ya que nuestras operaciones se centran el diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores globalmente. Creemos firmemente que la energía eólica es el futuro energético, que permite y permitirá a entornos sustentables basados en fuentes renovables, facilitándole a los países una mayor independencia energética y una reducción drástica en el uso de combustibles fósiles y, por consiguiente, una disminución en la emisión de gases de efecto invernadero.

Vestas y la energía eólica en Latinoamérica

La energía eólica es limpia, renovable, inagotable y sostenible que surge de la utilización de la fuerza y la velocidad del viento para producir electricidad. Para generarla, se requieren aerogeneradores o turbinas de viento que son las encargadas en captar la fuerza del viento (energía cinética), para volverla energía mecánica de rotación y luego, con un generador, se transforma en energía eléctrica que es enviada, a través de cables, a las redes de distribución hasta el usuario final. Vestas cuenta con un amplio portfolio de aerogeneradores, que son utilizados en más de 85 países del mundo. Cada una de ellas, responde a una capacidad de generación de giga watts (GW) y a la funcionalidad que tenga en determinada zona geográfica.

En Latinoamérica, Vestas tiene más de 10.7GW de capacidad instalada eólica instalada, a través de sus turbinas en los diferentes parques eólicos en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú y Uruguay.

“Estamos orgullosos de impulsar la transformación energética en Latinoamérica. Son más de 300 parques eólicos donde instalamos nuestros aerogeneradores, los cuales contribuyen a la generación de energía verde y, por ende, a cumplir con los objetivos medioambientales de reducción de huella de carbono. Con nuestra tecnología, servicios, mantenimiento y el talento profesional y técnico que tenemos en América Latina, llegamos al 40% de cuota del mercado.” afirmó Eduardo Ricotta, presidente de Vestas en Latinoamérica.

Los parques eólicos on shore, es decir aquellos instalados en tierra firme, están distribuidos en zonas clave de cada país, sin embargo, la potencia máxima aún no ha sido desarrollada lo cual supone una oportunidad enorme en cada mercado para el desarrollo de energías renovables y sustentables a largo plazo.

Detalle de algunos parques y turbinas eólicas instaladas en la región:

¿Qué se espera en América Latina en el 2022?

La región cuenta con una nueva estructura, donde los 20 países en los que opera Vestas, están bajo la dirección de Eduardo Ricotta– basado en Brasil- quien reporta directamente a la casa matriz en Dinamarca.

Esta reorganización tiene como eje el compromiso de acelerar la implementación de energías renovables en la región, a su vez de tener mayor cercanía con los clientes y diversificar la matriz eléctrica de estos mercados. A la vez, busca impulsar la transición energética en países como Perú, República Dominicana, Bolivia, Paraguay, entre otros.

Otro de los desafíos está puesto en ayudar a diversas industrias como la metalúrgica y minera, por ejemplo, para acelerar la descarbonización de su producción como parte de su estrategia de transición energética.

Latinoamérica es un territorio con potencial creciente de proyectos on y off shore, nuestra meta, junto a nuestros clientes y acorde a las regulaciones vigentes en cada país, es buscar la mejor manera de desarrollar alternativas de energía renovable que sean el camino a una transformación energética integral sostenida que impacte positivamente al medioambiente y a las economías locales.

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El objetivo de la Hoja de Ruta del Biogás debiera ser 12 veces superior al planteado

La Hoja de Ruta de Biogás prevé multiplicar por 3,8 la producción actual de este biocombustible hacia 2030, superando los 10,4 TWh, para llegar a su potencial máximo de participación en la matriz eléctrica de un 5,8%.

No obstante, para Jorge Herrero Cabrejas, Director de Proyectos en la Asociación Española de Valorización Energética de Biomasa (Avebiom), la meta es “poco ambiciosa”, ya que podría llegar a los 120 TWh, en consonancia con los objetivos que le ha puesto la Unión Europea a España.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente analiza la actualidad del sector, opina sobre las medidas del gobierno y la tercera subasta de renovables. Además, comenta el potencial de las bioenergías y su comparación con el hidrógeno.

¿Cómo se encuentra la industria de la biomasa en España?

El sector está demostrando mayor interés por esta tecnología para la generación de energía. La situación está demasiado activa ya que, los consumidores percibieron los beneficios de cambiar los combustibles de origen fósil importados por la biomasa.

Podemos decir que es un producto de alta demanda porque permite ahorros clave y precios estables a largo plazo. En muchos casos, esto es imprescindible para el mantenimiento de la actividad empresarial.

¿Qué opinión le merece a la Hoja de Ruta del Biogás? 

Es un punto de partida de intenciones políticas que llega algo tarde. Peor aún, llega poco ambiciosa y con déficits en la concreción de medidas que permitirían al sector aprovechar la alta demanda de un biocombustible sostenible y de producción local que nos ayude como país a reducir la dependencia energética.

Por poner un ejemplo: se fija un objetivo mínimo de producción de biogás de 10,41 TWh anuales en 2030. Una cifra bastante alejada del potencial real que la Comisión Europea ha establecido para España y que se sitúa en 120 TWh.

¿Cuáles son los principales incentivos que tiene la industria para continuar desarrollando proyectos de biomasa? 

La industria española lleva unos meses buscando en la biomasa la alternativa al uso de gas de origen fósil en sus procesos productivos. El incremento de precios de los combustibles fósiles ha forzado a la industria a mejorar su mix energético, reducir costes y riesgos ante la escasez de suministro.

Desde la Asociación Española de la Biomasa llevamos más de 15 años tratando de promover el uso de biomasa en el sector industrial. Por ejemplo, convocando año tras año a los principales decisores a Expobiomasa, la feria líder del sector en el sur de Europa.

Durante los últimos 5 años, la instalación de equipos industriales por encima de 50 kW de potencia estaba ralentizado debido al bajo coste de los combustibles fósiles. Desde el 2021, con la suba de precios, se produjo una importante aceleración que permitirá batir récords en potencia instalada y energía generada a partir de biomasa.

¿Tienen un objetivo de instalación de potencia para este año?

El objetivo del sector es seguir creciendo por encima de los 1.000 MW de potencia instalada, de forma constante, como se viene haciendo desde 2014 en España.

El sector trata de ir sustituyendo, poco a poco, el consumo de combustibles fósiles por biomasa sin generar problemas de stocks ni déficits puntuales en la producción de biocombustibles, aunque exista un importante aumento de demanda en toda Europa.

¿El Gobierno podría hacer algo para incentivar más esta industria, teniendo en cuenta que muchos actores sostienen que las bioenergías son más caras que la eólica y la solar, por ejemplo? 

La administración pública es la primera interesada en desarrollar los biocombustibles de origen local porque cuentan, sin duda, con las mejores herramientas para cumplir los postulados de la Economía Circular y la Bioeconomía que tanto afecta al mantenimiento de los bosques españoles y los entornos rurales.

Incentivar el uso de bioenergía dentro del mix energético nacional le permitirá aprovechar recursos propios de forma sostenible y de forma gestionable, por ejemplo, cuando no hay viento ni sol o cuando se requiere mucho calor.

Luchar contra el cambio climático y reducir la dependencia energética son las tareas pendientes del Gobierno de España y la sociedad.

De acuerdo a la tercera subasta, se licitarán 500 MW, donde se destinarán 140 MW para biomasa y 20 MW para «otras tecnologías». ¿Qué expectativas tiene la industria?

El sector piensa que hay que tomarse más en serio la transición energética. Han pasado más de 6 años desde la última subasta destinada a biomasa.

Los retrasos del Gobierno de España llevan a las empresas al abandono de proyectos y, por tanto, a seguir dependiendo de combustibles fósiles. La industria de verdad confía en que el Gobierno haya estado atento y escuchado al sector, por ejemplo: en la importancia que tiene equilibrar tamaño y suministro en nuestro país.

¿Cuándo esperan que finalmente se comuniquen las nuevas condiciones de la tercera subasta y que se presenten ofertas? Se esperaba antes de verano, pero ahora mismo, como es lógico ante la ausencia de noticias, existen dudas. Por supuesto que existe interés entre los asociados.

Mucho se está hablando del hidrógeno como combustible del futuro, que al fin de cuentas es un gas. En ese futuro, ¿qué rol jugarán las bioenergías?

El uso de bioenergía es una tecnología estable, muy probada y operativa desde hace años, en España y en todo el mundo.

Las mejoras en eficiencia están siendo claves para superar todos los obstáculos y generar mucha más energía usando la misma cantidad de biomasa. Como sector que pisa cada día la calle, pensamos que la bioenergía cada vez aportará más al mix energético a todos los niveles sin ninguna duda.

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Dos medidas podrían abrir el juego a nuevos negocios solares en Panamá

Energía Estratégica contactó a empresas importadoras e integradoras de energía solar fotovoltaica en Panamá para consultar cuál incentivo urgiría impulsar para el avance de nuevos negocios en el segmento de autoconsumo.

Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar, advirtió por ejemplo que los paneles solares que importan aún se ven impactados por el 5% del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) complicando la inversión inicial para muchos usuarios interesados en incorporar la tecnología.

«Sin dudas se pueden dar incentivos más grandes para poder avanzar. Creo que la medida más importante sería la eliminación del 5% del ISC a los paneles solares», mencionó J. A. Navarro.

Aquello no quita que haya sido bien recibido por la industria que más de 6 millones de balboas hayan sido otorgadas por el Estado panameño en incentivos fiscales para la importación de paneles solares tras la Ley 37 del 10 de junio del 2013 hasta la actualidad.

No obstante, el CEO de NSolar consideró que aquella cifra que como número absoluto definitivamente es un número importante podría ser aún más superadora para acelerar la incorporación de esta tecnología en Panamá.

Consultado también por este medio, Nanik Singh Castillero, director de Potencia Verde, consideró necesario no sólo eliminar el impuesto selectivo al consumo sino también que este se aclare entre Secretaría de Energía y Aduana para que la medida rija a todos por igual.

«Hay algunos a los que no se nos cobra y otros a los que no. Las autoridades deben estar alineadas para que se elimine definitivamente el 5% del ISC a los paneles solares», consideró Nanik Singh.

Dicho aquello, como importadores e integradores de la tecnología los referentes consultados coincidieron en que con esta medida no sólo se abarataría el costo de los paneles, sino que tendría un impacto tanto micro -reduciendo el costo total del sistema para los usuarios- como macro -permitiendo mayor intercambio comercial con otros países de la región-.

«Panamá es un hub logístico con enorme potencial y que, con incentivos adecuados como este, podría convertirse en el hub de las energías renovables y de los paneles solares», valoró Juan Andrés Navarro, CEO de NSolar.

Siguiendo con su análisis Juan Andrés Navarro consideró que el rol de Panamá será clave para tal despliegue: «tenemos la infraestructura, la zona libre y no necesitamos adicionar mucho más para que se vuelva realidad».

Aquello podría abrir el juego a nuevos negocios donde otros países elijan a Panamá como centro de acopio de paneles para la región: «Si hay más incentivos de seguro será más barato inclusive para gente del Caribe venir a Panamá a comprar paneles».

Ahora bien, la prioridad sería vender a nivel local. Al respecto, Nanik Singh director de Potencia Verde, agregó que «de nada servirá que se elimine el 5% si el mercado interno no se mueve»; para lograrlo, insistió en que simplificar la tramitología y hasta eliminarla para aquellos proyectos menores a 20 kW permitirá un mayor despliegue en techos panameños.

«Si para instalar un aire acondicionado no tuve que pedir permiso ni a los bomberos, ni al gobierno; porqué lo haría para instalar dos paneles solares en mi casa con un eléctrico idóneo que notificó a la distribuidora y utilizó tecnología probada y certificada. Con más burocracia solo se está desincentivando a que la gente masifique una tecnología que le puede cambiar la vida», expresó Singh Castillero.

Y adhiriendo a aquello Navarro concluyó asegurando que además de todo lo que se pueda hacer en importación y tramitología, «aún hay muchísimas oportunidades para dar beneficios fiscales al consumidor final, medidas como un 30% de cash back o tax credits importantes como los que se dan en Estados Unidos; y que, por lo pronto, en Panamá el único beneficio fiscal que impacta favorablemente al consumidor final es utilizar la depreciación acelerada y depreciar el bien en los primeros tres años, pero eso realmente funciona si eres una empresa, no una casa».

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Growatt recibe el sello «Top Brand PV Storage» en los principales mercados mundiales

La prestigiosa empresa de investigación de mercado EUPD Research ha concedido a Growatt seis sellos de «Marca destacada de almacenamiento fotovoltaico» en varios mercados clave de almacenamiento solar, como Italia, Australia, Reino Unido, Escandinavia, República Checa y Brasil. En términos de fiabilidad, penetración en el mercado, conocimiento de la marca y satisfacción, Growatt supera a los demás proveedores en estos países y regiones.

«Poder ser reconocidos por los clientes globales, especialmente los de Europa y Australia, donde cada vez más residentes demandan sistemas de almacenamiento de energía de alta calidad, es un gran honor para nosotros. Al ofrecer soluciones de almacenamiento de energía inteligente de primera clase y basadas en escenarios, atendemos a las necesidades de nuestros clientes», dijo Lisa Zhang, directora de marketing global de Growatt.

Como segundo proveedor mundial de inversores de almacenamiento, según Wood Mackenzie, Growatt cuenta con ventajas de liderazgo en lo que respecta a sus productos, sus ventajas técnicas y su servicio. Para facilitar y facilitar el trabajo a sus clientes, Growatt ofrece todo un conjunto de soluciones de almacenamiento de energía solar, incluyendo inversores de almacenamiento, sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y soluciones de monitoreo, y también proporciona servicios de soporte técnico y garantía de todo el sistema, ofreciendo una excelente experiencia al cliente.

Además de sus clásicos inversores de almacenamiento residencial, las series SPA y SPH, Growatt ha desarrollado una nueva generación de inversores preparados para baterías que permiten a los clientes elegir libremente la instalación de sistemas de almacenamiento de energía en el futuro. Estos inversores de almacenamiento son compatibles con las baterías de bajo o alto voltaje de Growatt, que utilizan materiales de fosfato de hierro y litio (LFP) para una mayor seguridad y adoptan un diseño modular para facilitar el transporte, la instalación y la ampliación.

«Los clientes también pueden optar por instalar nuestros cargadores THOR EV, el controlador del calentador de agua GroBoost y otros dispositivos inteligentes de IoT para acceder a nuestras soluciones de hogar inteligente para una experiencia más inmersiva de la vida energética inteligente», señaló Zhang.

Aparte de eso, Growatt también está desarrollando soluciones de almacenamiento de energía industrial y comercial de 50-100kW – la serie WIT y sus baterías a la altura para llevar sus fortalezas técnicas al campo C&I.

«En un contexto de aumento de los precios de la electricidad en todo el mundo, nuestras soluciones de almacenamiento solar ofrecen una alternativa ideal para que los clientes reduzcan sus facturas de energía y ganen más independencia de la red. De cara al futuro, estamos más comprometidos que nunca y seguiremos desarrollando soluciones de almacenamiento solar excepcionales y haciéndolas fácilmente accesibles a más personas en todo el mundo», concluyó Zhang.

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Uruguay lanzó su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde y puso el objetivo de 20 GW renovables al 2040

El gobierno de Uruguay dio a conocer su Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde (descargar), documento que fue elaborado con el apoyo de la consultora energética McKinsey y que representa un plan de política de estado en el camino de la segunda transición energética del país. 

Durante la jornada del martes, las autoridades gubernamentales indicaron que para 2030, los costos de producción del H2V pueden alcanzar 1,2-1,4 USD/kg, en la región oeste y de 1,3 a 1,5 USD/kgH2 en el este, bajo proyectos de gran escala y con una capacidad total mayor a los 90 GW de potencia a partir de energía renovable en los sitios con mayor potencial.

“Estos costos de producción permitirían que Uruguay se posicione de manera competitiva entre exportadores netos, como Chile, Arabia Saudita, Omán, Namibia o Australia”, afirmaron.

“Teniendo en cuenta la potencialidad de sus recursos y las metas establecidas, para 2040 la producción de hidrógeno podrá acercarse a un millón de toneladas por año. Esto requerirá una instalación de 20 GW en energías renovables y 10 GW en electrolizadores”, agrega la hoja de ruta. 

De todos modos, para obtener los mejores resultados, el gobierno uruguayo estableció metas en tres fases a corto, mediano y largo plazo. 

La primera etapa tendrá como objetivo impulsar el desarrollo del mercado local, sentar las bases para los primeros proyectos de exportación y avanzar en la regulación específica para el sector a medida que se desarrolle la industria; en la ingeniería necesaria para las obras de infraestructura y en la implementación de incentivos. 

María José González, asesora del Ministerio de Industria, Energía y Minería y coordinadora del programa del hidrógeno verde, detalló que para el 2025 se espera contar los primeros proyectos pilotos de una escala entre 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable. 

“Ya para el 2030, podría crecer la escala, teniendo más claro el panorama internacional y cómo se consolidan los mercados, y que nos permita escalar con mayor potencia en electrolizadores (1-2 GW) y energía renovable (2-4 GW) y expandirnos a nivel nacional y de exportación”, sostuvo. 

“Y, finalmente, al 2040, dar el gran salto en base a los aprendizajes desarrollados previamente”, agregó a la par que señaló que la meta de la capacidad en electrolizadores estará fijada en 10 GW, mientras que la de renovables en 20 GW. 

¿Por qué se llegaron a los números previamente especificados? Según el documento, las características de las energías renovables solar y eólica en Uruguay permitirían lograr, en 2030, costos nivelados de energía (LCOE) de entre 16 y 19 USD/MWh. En tanto que la eólica offshore, presentaría costos comprendidos entre 26 y 28 USD/MWh.

Aunque, impulsada por posibles reducciones del Capex y mejoras tecnológicas, el LCOE disminuiría hasta 11 USD/MWh para fotovoltaica, 15 USD/MWh para el eólico y 21 USD/MWh para offshore al 2040. 

A eso se debe agregar que el estudio estimó que las áreas solares de nivel I (factores de capacidad entre 25% y 28%) ofrecen potencia asociada de 60 GW renovables; mientras que las áreas centrales de nivel II (factores entre 20% y 24%) tendrían un potencial de 135 GW adicionales. 

“Asimismo, para el desarrollo de plantas eólicas onshore, Uruguay presenta una capacidad de 30 GW en las áreas de alta calidad (nivel I) 50 GW para el resto del país (…) Y el área disponible para desarrollo de offshore, permitiría la instalación de una potencia adicional de 275 GW”, detalla la hoja de ruta.

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Un magnate del shale estadounidense quiere reprivatizar una petrolera para tener «libertad de operar»

La potencial adquisición total de la petrolera estadounidense Continental Resources por parte de su principal accionista sorprendió el martes en el mercado petrolero de los Estados Unidos. Harold Hamm, fundador y actual presidente de la compañía, anunció una propuesta para adquirir todas las acciones de la empresa. El objetivo es retirar a Continental Resources de la bolsa de Nueva York y transformarla nuevamente en una empresa 100% privada. Hamm sugirió en una nota a sus empleados que es difícil incrementar más la producción si Continental continúa siendo una empresa que cotiza en Wall Street.

La familia Hamm, que controla actualmente el 83% del paquete accionario de Continental, propuso un pago en efectivo de US$ 70 por cada acción, lo que representa un premio de 8,5% sobre el precio de cierre del día lunes. La operación implicaría un desembolso de 4300 millones de dólares. La junta directiva de Continental creará un comité especial independiente para analizar la propuesta.

Continental Resources es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Oklahoma, especializada en shale gas y shale oil. Produjo más de 300.000 barriles diarios equivalentes de petróleo y gas en 2021. Opera principalmente en formaciones no convencionales en los estados de Dakota del Norte, Montana, Oklahoma, Wyoming y Texas.

El multimillonario Harold Hamm es considerado en la industria como uno de los pioneros en la producción de shale. Fundó la empresa en 1967 y la transformó en una compañía pública en 2007 para poder capitalizar el desarrollo de la formación no convencional de Bakken. La compañía tiene una valoración bursátil de US$ 23.000 millones. El valor de sus acciones se duplicó en el último año producto de la fuerte suba de los precios internacionales de la energía.

“Libertad de operar”

En los hechos la familia Hamm ejerce un control estricto sobre Continental Resources gracias a su poder accionario mayoritario. Pese a esto, Hamm considera que las oportunidades de crecimiento de la empresa ahora son limitadas por ser una empresa pública (que cotiza en bolsa).

“Constantemente dijimos que seguiríamos siendo una empresa pública mientras fuéramos apreciados en el mercado, pero si nuestras oportunidades se vieran limitadas por ser pública, deberíamos buscar alternativas”, dijo en una nota a sus empleados. “Hemos determinado que hoy la oportunidad es con empresas privadas que tienen la libertad de operar y no están limitadas por los mercados públicos”.

En otro tramo de la nota Hamm sugiere que a Continental le será difícil incrementar la producción si se mantiene como empresa pública. “Posicionarnos como una empresa privada nos permitirá aprovechar al máximo nuestra mayor fortaleza: nuestra sólida herencia como una de las empresas de exploración líderes en el mundo. Solo podemos hacer esto con las capacidades continuas y la experiencia de nuestros destacados empleados. Mejorará nuestra capacidad para mantener nuestra ventaja competitiva y también nos permitirá ser aún más ágiles en nuestros esfuerzos por crear valor a través de la broca”.

Los límites señalados son la falta de apoyo del mercado a la industria del petróleo y gas, reflejada en la reducción de empresas de E&P listadas en bolsa. «Los tiempos han cambiado en el mercado público, particularmente desde la pandemia del Covid. La respuesta del mercado no ha estado allí para la industria del petróleo y el gas. En 2017, hace apenas cinco años, había cerca de 50 empresas públicas de E&P. Hoy en día, ese número se ha reducido a casi la mitad, debido a fusiones, empresas que cierran o empresas que vuelven a ser privadas. Este número decreciente de entidades públicas es ilustrativo de la falta de apoyo del mercado público, y creemos que existe una subestimación de Continental», marcó.

Producción privada al alza

La propuesta de adquisición generó distintas especulaciones sobre el futuro de la compañía. Algunos analistas señalaron que podría tratarse de una maniobra para bloquear el ingreso de nuevos accionistas. Otros apuntaron que el objetivo sería el contrario: generar interés en potenciales compradores.

En cualquier caso, la nota a los empleados pone el énfasis en que las empresas bajo control privado tendrían más ventajas hoy para operar que las empresas que cotizan en bolsa. Un dato respalda esa lectura: las compañías privadas de E&P vienen perforando más pozos desde el año pasado.

Estados Unidos sumó 272 rigs de perforación en los últimos doce meses. Actualmente hay 733 rigs operativos, distribuidos en 580 rigs para perforación de petróleo y 151 para perforación de gas, según el reporte más reciente de Baker Hughes. Hace un año habían operativos unos 365 rigs de petróleo. El 50% de los nuevos rigs de petróleo y gas fueron desplegados en Texas, con 137 rigs más que en junio de 2021. La fuerte actividad en Texas se explica por Permian, la principal formación de shale oil del país y que se encuentra en mejores condiciones para incrementar la producción de petróleo.

Rol protagónico

Las empresas privadas tuvieron un rol protagónico en el despliegue de nuevos rigs. Enverus, una empresa que colabora en la recolección de datos para Baker Hughes, señaló en febrero que en la formación Permian los rigs de las compañía privadas crecieron un 104% en un año, mientras que las empresas públicas incrementaron sus rigs en un 19%.

S&P Global Platts también señaló en marzo un incremento interanual del 56% en los rigs totales desplegados. En ese período las compañías privadas incrementaron los rigs en un 78%.

Empresas que prestan servicios petroleros como Halliburton destacaron el crecimiento de las privadas en la actividad. “Más del 60 % de los rigs en tierra en EE. UU. están en manos de empresas privadas y siguen creciendo, mientras que las públicas siguen comprometidas con sus planes de actividad”, dijo el presidente y director ejecutivo de Halliburton, Jeffrey Miller, en una presentación de ganancias del mes de abril.

«Creo que la dinámica de la oferta ha cambiado fundamentalmente debido a los requisitos de retorno de los inversores«, dijo Miller. También indicen los objetivos corporativos ambientales, sociales y de gobierno (ESG) y las presiones regulatorias según el ejecutivo. “Lo que dificulta que los operadores se comprometan con inversiones en hidrocarburos de ciclo largo y, en cambio, impulsan la flexibilidad de inversión a través de barriles de ciclo corto”, marcó.

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Gasoducto: Rafecas avanza, Pronsato aclara, y Enarsa ahora aguarda  

El juez Daniel Rafecas continuó esta semana con la citación de ex funcionarios relacionados con el proyecto del gasoducto troncal Tratayen-Salliqueló, y con las consultas técnicas a representantes de empresas productoras y principales transportadoras de gas natural, en procura de una definición respecto de varias denuncias presentadas a partir de declaraciones (en Off y en On) que realizó el ahora ex ministro Matías Kulfas.

Frente al juez Rafecas y al fiscal Carlos Stornelli, tanto Kulfas como el ex asesor en el proceso licitatorio Antonio Pronsato, descartaron -por separado- que hubiera habido irregularidades en el diseño y ejecución de la licitación para la provisión de caños para el ducto.

Kulfas “emprolijó” mucho ante el Juez sus comentarios iniciales, en tanto que Pronsato argumentó que su renuncia se debió a desacuerdos en cuanto a la falta de dinamismo necesario para la ejecución de las varias licitaciones necesarias para realizar el gasoducto en el ajustado tiempo que resta hasta el invierno del 2023, tal como lo planteó el gobierno de Alberto Fernández.

El martes fue el turno de escuchar a representantes de YPF, Pluspetrol, Tecpetrol y Total. El miércoles están citados técnicos de TGN y TGS.

Pronsato acudió el lunes y el martes hizo declaraciones a Radio Con Vos. Lamentó la situación de retraso por la cual atraviesa el proceso licitatorio de una obra de infraestructura energética indispensable y urgente para el país y la industria gasífera.

En declaraciones a Radio Con Vos, Pronsato relató que la suya ante el Juez “fue una audiencia muy interesante, se me permitió hablar y se me preguntó sobre tres tópicos: las especificaciones y el diseño de un gasoducto desde el punto de vista técnico; por qué había renunciado; y si había tenido algún tipo de presión o influencia con respecto a algún contratistas”.

“Cuando uno decide ir de un punto hacia otro, en este caso desde Tratayén hasta Salliqueló, y conducir un volumen de gas, en este caso 40 millones de metros cúbicos diarios, la resolución de ingeniería y de seguridad de diseño de los caños no tiene grados de libertad, no puede haber otra solución que la que se dio” explicó.

Y agregó que “la conducción de gas en cañerías responde a una fórmula física-matemática, una vez que se define el diámetro óptimo de la cañería  fórmula, con sus estaciones compresoras, después uno se referencia en la norma NAC 100 que habla de los espesores de seguridad (de la chapa con la cual se fabrica el ducto) y no se podría hacer otra cosa”.

Pronsato sostuvo que la licitación de los caños, que se adjudicó a SIAT (del Grupo Techint), “es lo correcto para los libros, no es una opinión de ingenieros. Uno tiene que ajustarse a normas de seguridad y a las formulas físico-matemáticas”.

“Jamás se me dio indicación de poner o sacar un contratista o de forzar una cuestión técnica en una licitación”, aseguró Pronsato, un  ingeniero que estuvo en el Enargas y a cargo de varios proyecto de extensión y de ampliación de gasoductos durante los gobiernos de Néstor Kirchner y de Cristina Fernández.

Pero si habló de una para él “inexplicable ralentización del proceso licitatorio” justo en momentos en que éste debe acelerarse.

Acerca de su participación de pocos meses como asesor de la empresa estatal Enarsa, explicó que “cuando entramos con mi equipo en febrero, en dos meses aceleramos todo de manera increíble, conseguimos la ingeniería básica necesaria para plantear cualquier licitación; salimos a licitar los estudios de impacto ambiental, las cañerías, las válvulas, electrodos y puentes de medición”.

“Por Semana Santa, las cosas se empezaron a ralentizar y las demoras son muy perjudiciales”, agregó.

“Tenemos un DNU que dice que Argentina se está desangrando económicamente, esto nos puede resolver la vida de aquí a futuro, tenemos riesgo de abastecimiento, ¿qué mas necesitamos?”, interrogó.

Pronsato reveló que “para mi fue un dolor grande irme del proyecto. Me da vergüenza que el gasoducto no esté hecho”. “Ibamos a hacer un gasoducto único en Sudamérica, por la técnica y a una velocidad nunca vista. Se dividía la obra para ser más veloz. En cada tramo pedíamos dos frentes de ataque y uno más de cruces especiales para hacerlo en siete meses”, describió.

Así las cosas, y mientras la cuestión judicial sigue su curso desde Enarsa se trabaja en procura de una pronta firma del contrato con Techint para la provisión de los caños. Traerá la chapa desde Brasil y fabricará los caños en su planta de Valentín Alsina (partido de Lanús).

También ocurrirá que la licitación de válvulas será declarada Desierta por la imposibilidad de contar con proveeros locales, y habrá entonces una nueva licitación internacional.

Asimismo, y si no ocurre ninguna complicación en el trámite judicial en curso, Enarsa debería estar realizando el 8 de julio la apertura de sobres para la adjudicación (en agosto) de la obra civil de construcción del Gasoducto en sus diversos tramos.

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Nación destina $ 93 millones a la construcción de redes eléctricas en General Roca

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo recibieron a la intendenta de General Roca, María Emilia Soria, y firmaron el convenio para la extensión de redes de suministro de energía eléctrica, tendido de alumbrado público y la construcción de nuevas subestaciones transformadoras destinadas a barrios de esa Ciudad que actualmente acceden al servicio en condiciones precarias.

A través del programa PROINEN se destinará al municipio de General Roca una asistencia financiera de $ 93.727.520 pesos para la realización de nuevos tendidos de baja y media tensión, alumbrado público, pilares domiciliarios de medición y seguridad y la instalación de cuatro nuevas subestaciones transformadoras. El conjunto de estas obras beneficiará a un total de 505 familias distribuidas en 4 Sectores del Loteo Social Quinta 25 Norte.

El PROINEN es un programa del Estado Nacional que tiene por objetivo colaborar con los municipios del interior del país para que los barrios que carezcan de una  infraestructura adecuada puedan reemplazarla por instalaciones modernas y seguras. El Programa de Inclusión Eléctrica Nacional (PROINEN), fue creado en 2015 y reactivado en 2021.

Darío Martínez explicó que “hemos podido trabajar muy bien con el municipio de General Roca, con una gran Intendenta que gestiona permanentemente y en ese sentido se empiezan a ver los resultados. Junto a la subsecretaría de Energía Eléctrica hemos trabajado para poder firmar este acuerdo y seguramente los roquenses en muy poco tiempo podrán mejorar su calidad de vida”.

Al respecto, la Intendenta Soria manifestó que el encuentro fue: “un avance enorme para las vecinas y vecinos sobre todo porque es una obra integral, una obra que contempla la media tensión, luminarias de leds, así que estamos muy contentos porque esto significa seguir proyectando en el crecimiento de la ciudad, seguir consolidando servicios básicos para nuestros vecinos. Por supuesto, mejorar la calidad de vida de más barrios de General Roca. Deseo destacar la gestión de la secretaría de Energía que ya es la segunda vez que nos encontramos en poco tiempo proyectando el crecimiento de Roca y por supuesto agradecer al Presidente Alberto Fernández”.

Por su parte, el subsecretario Basualdo expresó “estamos acompañando desde el Estado Nacional una obra con un impacto social muy importante, de normalización del suministro eléctrico en uno de los barrios más populares de Gral. Roca, muy contentos de acompañar la gestión de María Emilia Soria”.

 Las obras a realizarse consisten en cinco tipos de trabajo: se tenderá una red de media tensión sobre columnas de hormigón (12 R2400 y 9 R900 y con cables de aluminio desnudo de 35mm2; además se construirán cuatro subestaciones transformadoras con sus respectivos transformadores de 315 kVA y elementos de seguridad, todos montados sobre columnas de hormigón 9R900.

A esto se sumará la correspondiente red de baja tensión, para la que se utilizarán cables pre ensamblados de aluminio (de 3×95/50/25 y 3×35/50/25), postes de eucalipto de 7.5m de altura como suspensión y columnas de hormigón 7,5 R1200 para retención.

A su vez, los trabajos se completarán con obras de alumbrado público que prevén la instalación de 222 luminarias LED de 100W, las cuales se conectarán a la fase de alumbrado incluida en el tendido de red de baja tensión, mediante cable TPR 2×1,5mm2. También se estipula colocar de 480 pilares de hormigón con caja monofásica y los respectivos elementos de seguridad para los domicilios.

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Enrique Mosconi en YPF

El presidente de YPF, Pablo Gónzalez, el CEO, Sergio Affronti, el ex presidente de YPF y actual miembro del directorio, Roberto Monti, y el titular del SUPeH, Antonio Cassia, descubrieron el busto del general Enrique Mosconi, fundador de la compañía, en el marco de la celebración por los 100 años de su creación.

La escultura, que fue donada por el SUPeH, quedará exhibida en la Torre de YPF en Puerto Madero.

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Gasoducto Néstor Kirchner: qué material de prueba incorporó Pronsato a la causa judicial

Antonio Pronsato pasó este lunes casi tres horas prestando declaración en los tribunales de Comodoro Py. Lo hizo en calidad de testigo en la causa que investiga presuntas irregularidades en la licitación de adquisición de los caños del gasoducto Néstor Kirchner. Fue Daniel Rafecas, el juez federal que investiga los hechos, quien le tomó declaración y mecanografió su testimonio, según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes judiciales.

Pronsato fue hasta el 31 de mayo directivo de la empresa estatal Enarsa y lideraba la unidad ejecutora del proyecto, que se convirtió en una obra híper necesaria para reducir la exposición externa que enfrenta la Argentina en cada invierno cuando debe costear con dólares escasos la importación de gas natural licuado (LNG) y gasoil. Su declaración era clave para saber si la denuncia de Graciela Ocaña y Waldo Wolff, diputados por Juntos por el Cambio, tiene algún atisbo de realidad o no. Por eso, a diferencia de lo que sucedió el viernes pasado, cuando fue el fiscal Carlos Stornelli quien tomó declaración al ex ministro Matías Kulfas, esta vez fue el propio Rafecas quien llevó adelante la audiencia.

Pronsato reconoció que dejó su posición en Enarsa por la demora en el avance de la obra, aunque evitó direccionar sus críticas hacia algún actor en particular. Al contrario, destacó que “esta obra es tan importante para el país que precisa del compromiso de todos, requiere que todos estemos alineados, no sólo el estado nacional, sino también de las empresas de energía, las constructoras y los gremios”.

Prueba central

El ex interventor del Enargas llegó a la audiencia munido de un informe preparado especialmente para la ocasión. La pregunta de Rafecas acerca de por qué se optó por construir el gasoducto en un diámetro de 36 pulgadas, le dio la oportunidad para poner ese documento a consideración de los funcionarios judiciales. EconoJournal accedió a una copia de ese informe, que se incorpora al final de la nota.
En un texto de 24 páginas que está redactado en un lenguaje técnico, Pronsato incluye cuadros comparativos para explicar y justificar por qué Enarsa tomó esa decisión. Los datos más salientes figuran en la parte final del documento.

En el off the record que se filtró desde el Ministerio de Desarrollo Productivo a algunos periodistas, Kulfas había sembrado la duda sobre por qué no diseñó un gasoducto de menor tamaño que pueda ser construido con chapa nacional, en lugar de tener que importar una de mayor espesor fabricada en Brasil como la que requiere un caño de 36 pulgadas.

Frente a esta discusión, Pronsato planteó cuatro escenarios en donde se revela el incremento negativo en la utilización de caños con un diámetro inferior. Lo que se expuso fue que con un gasoducto de 36 pulgadas, que implicaría tender un caño de 560 Km con un peso 158.000 toneladas de tuberías, el presupuesto estimado es de US$ 441 millones. En cambio, si el proyecto se hubiera diseñado para la utilización de cañerías de 30 pulgadas, se necesitarían 210.000 toneladas de caño, lo que significaría un costo de US$ 587 millones de dólares, es decir, un 33 por ciento más.

Lo mismo ocurre en el análisis efectuado sobre el uso de caños de 24 y 20 pulgadas. Para el primero se precisarían 216.000 toneladas, con un presupuesto estimado que ronda los US$ 604 millones, un 37 por ciento. Y con caños de 20 pulgadas, serían necesarias 245.000 toneladas de caño, con un valor estimado que escala los US$ 685 millones, un 55 por ciento más.

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Empresarios mineros rechazan las retenciones a las exportaciones de cobre que implementó el gobierno

“Es necesario que los derechos de exportación sean eliminados”. Así rechazó la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) el nuevo esquema de retenciones a las exportaciones para el cobre, que, tal como adelantó EconoJournal el 29 de mayo, será móvil y voluntario. El ministro de Economía, Martín Guzmán, anunció la medida este lunes en su participación en la Asociación de Prospectores y Desarrolladores de Canadá (PDAC), el mayor evento minero del mundo, que se desarrolla en Canadá.

El nuevo régimen optativo se publicó este martes en el Boletín Oficial a través del decreto 308/2022 y permitirá el reemplazo de la actual alícuota de 4,5% por una variable que tendrá un rango que irá de 0% a 8%, según el precio internacional del cobre. De este modo, la retención será de cero por ciento cuando el precio del cobre a nivel mundial sea igual o inferior a US$ 7.700 por tonelada, mientras que la retención será de 8% cuando el precio supere los US$ 11.500 por tonelada. “Esto va a reducir la volatilidad de la tasa de retorno y esperamos que esta medida sea bien recibida. Posibilita incrementos en inversiones en cobre en Argentina”, agregó Guzmán.

Segú el decreto, la medida incorpora “progresividad al sistema tributario de la minería de cobre, permitiendo que el Estado capture parte de la renta minera cuando los precios internacionales se incrementan y, a su vez, que las empresas tengan una menor incidencia tributaria cuando los precios disminuyen”.

Rechazo de CAEM

“Desde CAEM reiteramos que la presión tributaria en la Argentina es sensiblemente mayor a la de los países competidores por la inversión minera, por lo que el impacto de las retenciones es un determinante negativo directo para la competitividad nacional. Por eso, es necesario que los derechos de exportación sean eliminados como herramienta tributaria”, informó la cámara en un comunicado.

“Es el momento propicio para que la Argentina aproveche la posibilidad de acceder a inversiones productivas, que quedan en el país generando desarrollo y trabajo. La minería es el sexto complejo exportador nacional: en 2021 generó exportaciones por US$ 3.300 millones y gracias a su balanza comercial netamente exportadora fue uno de los únicos tres sectores generadores de divisas. El año pasado, además, aportó $ 1.000 millones en impuestos y brindó trabajo a 85.000 personas”, continúa el comunicado de CAEM.

Por último, la cámara enfatiza que “la industria minera tiene el potencial de generar en los próximos 10 años inversiones por US$ 20.000 millones, si se dan las condiciones internacionales y locales. Estas inversiones a su vez motorizan las economías regionales a través de su cadena de valor (compuesta mayormente por pymes nacionales). Por estos motivos, es fundamental trabajar con una planificación que permita maximizar las oportunidades de poner en marcha nuevos proyectos que generen empleo y recursos para el país”.

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Gutiérrez por Tarifa Comahue: “Estamos pidiendo equidad y justicia”

El gobernador de Neuquén reclamó a Nación la vuelta de la Tarifa Comahue, más la construcción de oleoductos y gasoductos. “Neuquén es solidario con el país y ahora nosotros necesitamos dos oleoductos más y cinco gasoductos más”, sostuvo el gobernador Omar Gutiérrez y también volvió a reclamar el regreso de la Tarifa Comahue en el transporte y distribución de la energía eléctrica. El gobernador hizo estas declaraciones durante una recorrida por la obra de construcción del centro de convenciones, en el Paseo de la Costa de la ciudad capital. “Algunos que por ahí están saliendo al turismo electoral no conocen […]

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“El offshore tiene un potencial cinco veces más grande que Vaca Muerta”

Pedro Milla ponderó que el offshore tiene la capacidad de provocar un cambio disruptivo en el país y que puede convertirla en exportador energético. Pedro Milla, secretario general de la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles, sostuvo que el país se encuentra ante una gran posibilidad de convertirse en exportador en materia de petróleo y gas. “Una solución que en pocos años le permitiría posicionarse con voz y voto en un mundo definido por la guerra y la post-pandemia”, aseveró. “En esa dirección avanza firme el Gobierno nacional, tras habilitar nuevos regímenes de acceso a divisas para la […]

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Cumbre minera mundial: Seis Gobernadores viajaron a Canadá

La comitiva argentina estará integrada por los secretarios de Política Tributaria, Roberto Arias, y de Minería, Fernanda Ávila y los gobernadores Sergio Uñac, Alicia Kirchner, Raúl Jalil, Rodolfo Suárez, Gustavo Sáenz y Gerardo Morales A último momento, el ministro de Economía Martín Guzmán tuvo que bajarse de su participación presencial en la cumbre minera más importante del mundo en Toronto, Canadá, y tendrá un papel de forma virtual, en un evento en el que tenía en agenda varias exposiciones ante inversores. La minería es uno de los sectores a los que el Gobierno apuesta como generadores de divisas, para lo […]

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Martín Guzmán: “Argentina vive una transformación de su estructura productiva”

El ministro de Economía participó virtualmente en un foro de minería en Canadá. En su disertación aseguro que el país “puede hacer una contribución importante dadas nuestras ventajas comparativas en sectores clave de la economía global”. “Lo que está viviendo la Argentina es una transformación de su estructura productiva, que está generando más valor en distintos sectores de nuestra economía. Vemos un camino de crecimiento sostenido hacia adelante”, agregó asimismo el ministro. Tambien consideró que “la Argentina puede hacer una contribución importante dadas nuestras ventajas comparativas en sectores clave de la economía global”. “Uno de esos sectores es la energía, […]

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Mendoza, una de las protagonistas de la Exhibición Interamericana de Tecnología Petrolera

Fue una de las expositoras del encuentro que reunió en México a toda la industria hidrocarburífera de América Latina. Las oportunidades de inversiones, Vaca Muerta y Mendoza Activa fueron los ejes de la conferencia del director de Hidrocarburos. La provincia también contó con un stand. Mendoza fue una de las protagonistas de la Exhibición Interamericana de Tecnología Petrolera en Tamaulipas, México, un encuentro que reúne a los principales referentes de la industria de toda Latinoamérica. El evento, que se llevó a cabo del 6 al 8 de junio, tuvo a las principales compañías operadoras de petróleo internacionales, que presentaron proyectos […]

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Retenciones “progresivas”: el Gobierno aplicará un nuevo esquema para la minería

Será para el mineral del cobre, que concentra (junto con el litio) la mirada de los inversores internacionales debido al rol que tendrá en la transición energética. Funcionará como una retención móvil, según el precio internacional, y las empresas podrán adherir de forma optativa. El Gobierno modificará los derechos de exportación para el sector minero. Por primera vez, aplicará un esquema de retenciones móviles, esto es, que habrá alícuotas progresivas de acuerdo al precio internacional. El régimen será optativo, por lo que aplicará para las compañías que se inscriban, y solamente para el mineral del cobre, que concentra las miradas […]

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El puerto de San Antonio es una de las opciones para la planta de GNL

El GNL es visto como una alternativa para la producción adicional que sumaría el gasoducto Néstor Kirchner. Desde la petrolera de bandera analizan cómo potable esta alternativa para el desarrollo de una planta de licuefacción de gas. Los gobiernos provinciales de la zona promueven su posibilidad petrolera. Luego del anuncio de inversión en Río Negro para el desarrollo de un proyecto exportador de hidrógeno verde, en los últimos días se confirmó que el puerto de San Antonio Este (SAE) es una de las principales alternativas que maneja YPF para exportar gas natural licuado (GNL), una iniciativa que apoya nación para […]

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Por la escasez el Gobierno aumentará el corte de biodiésel en gasoil y superará el 10%

Se espera que una parte del porcentaje quedé efectivo y otro será transitorio. Solo resta definirse a qué sector abastecerá y plazos. Entre hoy y mañana la secretaría de Energía de la Nación al mando de Darío Martínez hará oficial el anuncio en donde se detalla que se incrementará el corte obligatorio de biodiésel en el gasoil hacia un índice que superará el 10%, según fuentes de la industria. La medida busca paliar la crisis en la que está sumergida el sector de los hidrocarburos, especialmente con la escasez de gasoil y la imposibilidad de las petroleras de importar el […]

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Salta: Sáenz avanza en gestiones para concretar el proyecto de cobre Taca Taca que inyectará a la Puna USD 4 mil millones

Desde Canadá y ante directivos de la empresa First Quantum Minerals, el Gobernador comunicó que el Gobierno nacional aplicará retenciones progresivas para las inversiones de cobre, posibilitando que por primera vez haya alícuotas progresivas de acuerdo al precio internacional. El gobernador Gustavo Sáenz continúa en Canadá realizando gestiones para posicionar a  la provincia como una de las principales  plazas de inversión internacional en minería. En esta oportunidad se reunió con ejecutivos de First Quantum Mineral y su subsidiaria Corriente Argentina S.A., para avanzar con los planes de inversión de la empresa en la Puna salteña a través del proyecto de […]

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Ven desde el espacio una fuga de metano de una plataforma por primera vez

Científicos lograron detectar desde el espacio una importante fuga de metano procedente de una plataforma offshore. El descubrimiento, es un paso más en el arsenal tecnológico que permite identificar desde el espacio las fuentes del gas que se escapa de la industria de los combustibles fósiles, según la agencia de noticias AFP. Los combustibles fósiles emitieron alrededor de 120 millones de toneladas de metano en 2020, casi un tercio de las emisiones de la actividad humana, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que estima que la fuga de este gas dañino para el clima podría evitarse. En un […]

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Urea, el nuevo villano de la economía argentina: por qué puede hacer colapsar al campo

El subproducto del gas está experimentando una suba récord. Como aumenta más rápido que los granos, hace que se achique la renta del productor agropecuario El boom de las materias primas -incluyendo un nuevo récord del precio de la soja- está revelando una paradoja argentina: mientras los funcionarios festejan por las perspectivas de un mayor ingreso fiscal -por las retenciones a la exportación agrícola- y de un refuerzo de las reservas del Banco Central -por los dólares que deje esa exportación, en el campo crece el temor a una disminución de la renta. La clave del tema pasa por el […]

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Empresas de renovables podrían presentar acciones legales frente a la Excepción Ibérica

Después de evaluarlo detalladamente, la Comisión Europea ha aprobado la Excepción Ibérica, definiendo que ese precio tope al gas para la generación de energía eléctrica propuesto por los gobiernos peninsulares es acorde a la normativa comunitaria que impone el sistema del mercado marginalista.

Se fijó que, desde hoy (martes 14 de junio) y hasta el 31 de mayo del 2023, el precio de ofertas del Pool de las centrales térmicas marginales se someterá a un tope que comenzará con un valor máximo de 40 euros por MWh durante los primeros seis meses. Luego, se irá incrementando en escalones mensuales sucesivos de 5 euros por MWh, hasta alcanzar un valor de 70 €/MWh en el último mes.

Según cálculos del Gobierno de España, este tope reducirá en torno al 20% el valor del Pool, beneficiando a un 40 % de los consumidores de tarifa regulada y hasta el 80% de los consumidores industriales y comerciales, cuyas facturas están vinculadas al mercado mayorista de la electricidad.

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés Campaña Ávila, Socio de Energía y Transición Ecológica en Broseta, indica que el ajuste de precios, es decir, la diferencia entre el precio real del gas y el valor topado, que van a recibir las centrales térmicas, lo va a cubrir la demanda del mercado.

“Lo van a cubrir las unidades compradoras del mercado que adquieran la energía a un precio referenciado al del mercado mayorista, a las que se les va a poner un precio después de la casación, compuesto por el precio marginal limitado por el tope más la parte proporcional que les corresponda a ellas sufragar del ajuste que van a recibir las centrales térmicas que sí consumen gas”, observa el abogado especialista.

En efecto, “la consecuencia va a ser que las centrales térmicas recibirán el mismo precio que recibían antes (del tope), pero las no térmicas (inframarginales) recibirán un precio más bajo, que determinará el ahorro para los consumidores, consistente en el nuevo precio de la casación limitado por el tope”, remata Campaña Ávila.

Por ende, ¿qué repercusiones podría tener esta medida en la rentabilidad de centrales como las nucleares, las eólicas, las solares e hidráulicas?

Andrés Campaña Ávila, Socio de Energía y Transición Ecológica en Broseta

“Aunque no sería un camino exento de dificultades, las centrales inframarginales que se consideraran perjudicadas podrían presentar una reclamación de responsabilidad patrimonial bien frente al Estado legislador, lo que exigiría que el Real Decreto-Ley 10/2022 hubiera sido declarado inconstitucional, bien frente a la Administración en defecto de esa declaración de inconstitucionalidad, y para ello se tendría que presentar un dictamen pericial que justificara los perjuicios”, anticipa.

Otra posibilidad, esta vez para las empresas extranjeras no comunitarias, sería la del arbitraje de inversión frente al reino de España, “que es lo que se ha hecho en el pasado con la modificación de las primas a las renovables”, recuerda el Socio de Energía y Transición Ecológica en Broseta.

“El arbitraje de inversión está previsto solo para los inversores extranjeros que invierten en un país en función de unas determinadas condiciones regulatorias y con unas expectativas legítimas de obtener los beneficios que se derivan de esa normativa”, precisa el experto.

Aunque añade que “este sistema no es válido para que una empresa de un Estado miembro de la Unión Europea reclame frente a otro Estado miembro, porque el derecho de la Unión Europea supera al tratado bilateral de protección de inversiones que pudiera existir entre ambos Estados, caso en el que debe acudirse a los tribunales internos del Estado miembro o a los mecanismos comunitarios”.

No obstante, remarca que en ambos casos las empresas deberán demostrar un perjuicio real a causa de la Excepción Ibérica.

Finalmente, ante reclamaciones, ¿podría quedar anulada la Excepción Ibérica? Campaña Ávila señala que “la medida está impuesta con rango de Ley” y “que los ciudadanos no pueden impugnar directamente”.

Por lo tanto, “su inconstitucionalidad podría declararse por el Tribunal Constitucional o bien por recurso de inconstitucionalidad planteado por una serie de sujetos especialmente legitimados —el presidente de Gobierno, los órganos legislativos y ejecutivos de las Comunidades Autónomas, el Defensor del Pueblo, cincuenta diputados o cincuenta senadores—, o bien como consecuencia de una cuestión de inconstitucionalidad que planteara un órgano jurisdiccional al conocer del recurso contencioso-administrativo frente a un acto administrativo dictado en aplicación de la medida”, precisa el experto.

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Asociaciones líderes del mercado chileno participarán del evento de Latam Future Energy

Los participantes del mercado energético chileno encontrarán una enorme representatividad en el próximo evento presencial de Latam Future Energy para el sector renovable.

Se trata del «Latam Future Energy Southern Cone Summit» a llevarse a cabo el próximo 6 y 7 de julio en El Golf Club 50, de la ciudad de Santiago. Que contará con la participación de destacadas figuras del sector público y privado de la región.

Entre ellas, confirmaron su asistencia ocho asociaciones lideres de Chile: Asociación Gremial de Generadoras de Chile (Generadoras de Chile), Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR). 

PARTICIPAR

Es todo un lujo mencionar a los primeros portavoces propuestos por estas asociaciones gremiales, ya que son ejecutivos con gran trayectoria profesional en el mercado. Uno a uno, ellos son:

Carlos Cabrera Rivas – Presidente – ACESOL

Teresita Vial – Directora – ACESOL

Ana Lía Rojas – Directora Ejecutiva – ACERA

Darío Morales – Director de Estudios – ACERA

Javier Bustos – Director Ejecutivo – ACENOR

Sebastián Novoa – Presidente – ACEN

Cristián Sepúlveda – Gerente Ejecutivo – ACSP

Ignacia García – Directora Ejecutiva  – GPM

Hans Kulenkampff – Presidente – H2 Chile

Todos estos referentes del sector confirmaron su participación durante los paneles de debate del evento que promete la conferencia y debate más sofisticado de la región.

ASISTIR

¿Qué temas se abordarán? Algunos de ellos serán: nuevos mecanismos de financiamiento, esquemas contractuales, seguridad energética, vertimientos, minería sustentable, desafíos regulatorios y de infraestructura eléctrica.

Acceda a mayor información en la web oficial de Latam Future Energy, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam.

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Precios altos. Junio inició con una fuerte caída de las renovables en la participación del POOL 

En junio el precio del spot volvió a marcar por sobre los 200 €/MWh. Desde abril no ocurría y se debe a una menor generación de renovables.

Durante los primeros días de la invasión rusa a Ucrania, el mercado registró el valor promedio diario histórico, con 542,78 €/MWh, cuyo pico alcanzó los 700 €/MWh a las 20:00 horas, según informó el grupo ASE.

Tras un intenso esfuerzo por parte de los gobiernos y del sector privado para la aceleración de la independencia energética, se ha logrado por primera vez en España que las renovables alcanzaran el 56,3 por ciento de la generación eléctrica nacional, al final de mayo, superando el récord de 40 por ciento logrado dos semanas antes.

Pero los lentos vientos en la región, normales en esta época del año, generó una disminución en la participación de la eólica en 16 pp.

Por su parte, la generación solar fotovoltaica y térmica disminuyó 1,5 y 1,0 pp, respectivamente.

Debido a la caída de estas tecnologías, la participación global de energía renovable disminuyó a 40,3 por ciento. La participación horaria varió entre 19 y 58 por ciento de la generación total. La eólica alcanzó hasta el 29 por ciento de la generación horaria, y la solar fotovoltaica el 41 por ciento.

Esto produjo que se observaran cifras que hace tiempo no se veían: una participación del carbón que alcanzó el 4 por ciento semanal, aumentando 1,1 pp; 13 pp de crecimiento en el aporte del gas y 2,3 pp de la hidráulica.

El gas fue la primera fuente de electricidad durante el 53 por ciento de la semana, seguida de la solar fotovoltaica (36 por ciento), la nuclear (5 por ciento) y la eólica (5 por ciento).

No obstante, obtuvo una pérdida significativa, continuando con su tendencia. Se redujo un 9,3 por ciento, hasta € 83,1 MWh.

Esto debido a que GazProm decidió cortar el suministro de gas a Holanda, Dinamarca y a Ciel Energy Europe, lo que sería la última batería de cortes.

En consecuencia, los registros indican que Rusia está suministrando 28 por ciento menos de gas a Europa comparado con los cinco primeros meses del 2021 y se espera que siga bajando al ritmo del avance de las tecnologías de almacenamiento.

El aporte de la solar fotovoltaica

La solar fotovoltaica lideró la generación renovable y mantuvo el equilibrio del precio del mercado en las horas de sol.

Mientras que la generación eólica fue baja para esta temporada con 554 GWh, la solar fotovoltaica fue alta, con 753 GWh.

El aprovechamiento de esta tecnología permite que baje el uso del gas y, por lo tanto, bajen los precios de la energía.

«Las exportaciones desde la península ibérica en el horario diurno es una nueva normalidad que se quedará para siempre, incluso en invierno cuando haya menos generación», aseguraron desde la consultora energética Antuko.

 

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Greenwood Energy desembarca en Colombia con 150 MW solares que estarán operativos en 2024

En el pasado mes de abril, Greenwood Energy, subsidiaria latinoamericana de Libra Group, informó que llegó a un acuerdo de sociedad con la Confederación Indígena Tayrona (CIT), representante del pueblo Arhuaco, para desarrollar un parque solar de 150 MW denominado Terra Initiative, que se emplazará en la Sierra Nevada de Santa Marta, Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Camilo Patrignani, EVP de Energía en Libra Group, destaca que la iniciativa, además de tener un propósito comercial “tiene un impacto social importante, más allá de los beneficios medioambientales que generaría el reemplazo de generación fósil por solar”.

Cuenta que por lo menos un 5% de las ventas que genere la central fotovoltaica serían de la comunidad, la cual utilizaría los fondos para desarrollar su población, no sólo territorialmente sino en infraestructura energética, en salud y en educación.

“Es un proyecto muy lindo”, resume Patrignani y anticipa que, luego de 25 años de operación, la central será cedida a la comunidad, para que continúe siendo explotada por el pueblo Arhuaco.

Los pasos de la obra

El ejecutivo anticipa que la empresa ya posee los terrenos donde se emplazaría la central que se construiría en dos tramos de 75 MW cada uno.

Actualmente Greenwood Energy está en gestiones de acceso de interconexión de los proyectos y se encuentran en la búsqueda de EPCistas, proceso de selección que finalizará en septiembre.

“Quisiéramos iniciar construcción de la primera etapa de 75 MW en el segundo cuarto del año que viene; y a la segunda etapa iniciarla en el último cuarto del 2023”, precisa Patrignani.

Esta etapa de montaje demoraría unos 12 meses, por lo que ambos tramos estarían en funcionamiento en 2024.

Por otra parte, el EVP de Energía en Libra Group cuenta que a partir de junio comenzarán a buscar activamente los offtakers, para rubricar acuerdos de abastecimiento de energía (PPA) entre julio y septiembre de este año.

“Estimamos que vamos a cerrar contratos a valores de mercado, en línea con los PPA negociados por terceras partes que celebra el operador de red en Colombia (XM), y seguramente los firmemos por 15 o 20 años”, indica el ejecutivo, al tiempo que destaca que ya hay tres grupos interesados en contratar energía limpia de estos parques.

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Piden por la reducción del IVA para que la generación distribuida tome mayor impulso

Durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, Sevilla 2022, organizado por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables), tuvo lugar el panel de novedades de la industria fotovoltaica, en la que participaron referentes de las principales compañías.

Uno de ellos fue Moises Labarquilla, Director de España y Portugal de SOFAR Solar, quien propuso que las subvenciones que está llevando adelante el Gobierno español son complejas de gestionar para los clientes residenciales y confusas en su aplicación.

Para el ejecutivo, sería más eficaz que el Gobierno tome otras acciones, como la baja del IVA.

Cabe recordar que en marzo pasado el Consejo de Ministros rebajó al 10 por ciento el tipo impositivo del IVA sobre la electricidad para los consumidores con menos de 10 kW de potencia contratada.

Tal como lo comentó Labarquilla, la entidad ejecutiva de la Unión Europea publicó el 22 de abril una directiva para que los países miembros puedan aplicar un IVA de entre cero y cinco por ciento para las instalaciones fotovoltaicas.

“La reducción del IVA que propuso la Comisión Europea es la mejor ayuda que hay porque es para todos igual y no hace falta hacer ningún papeleo”, opinó el representante de SOFAR Solar.

Esta iniciativa tiene un plazo de vencimiento con fecha el 7 de julio de este año, pero aún no ha habido novedades por parte del Gobierno español en este sentido.

La autogeneración está siendo la estrella de la transición energética hacia la descarbonización total para España.

En 2018, la potencia de energía fotovoltaica instalada para el autoconsumo fue de 235 MW, duplicándose hasta los 459 MW en 2019. En 2020 sumó otros 623 MW, aumentando en un 30% la capacidad y en 2021 hubo 1.151 MW de potencia nueva instalada.

Para este 2022 se espera adicionar 2,6 GW a lo existente y asegurar el objetivo de alta penetración, propuesto en la Hoja de Ruta, de 14 GW.

En este marco, día a día los actores de la cadena de valor de las diferentes tecnologías se enfrentan al reto de responder a la creciente demanda con soluciones innovadoras y eficientes.

Nueva solución inteligente para el autoconsumo 

Labarquilla presentó un nuevo producto que reúne toda la experiencia de SOFAR Solar en hibridación y la tecnología de KTL tras su unión en los últimos meses.

Se trata de Sofar Power All: un sistema híbrido con batería de litio incorporada que tiene la capacidad de funcionar sin red por el tiempo que sea necesario.

Está diseñado para residencias, con un inversor de 3 a 6 kW, con picos de arranque de 9 kW, que incluye conexión a WIFI para su monitoreo remoto.

Su cualidad modular permite una mayor flexibilidad de expansión por etapas de 5 kWh hasta 30 kWh de almacenamiento, tiene un tiempo de conmutación de cargas críticas inferior a 10 ms y es compatible con paneles fotovoltaicos de alta corriente.

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Hidrovolcán amplia su cartera renovable y proyecta nuevos PPAs con privados en Honduras

La Hidroeléctrica El Volcán, S.A. de C.V. (Hidrovolcán) avanza con su proyecto más emblemático: “El Tornillito” de 200 MW. Esta central que atravesará el río Ulúa será la segunda más grande de Honduras, ubicándose sólo por detrás de la represa de Francisco Morazán (conocida como “El Cajón”) de 300 MW y propiedad de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“El Tornillito” entonces se perfila como la central hidroeléctrica de capitales privados más grande del país. Y, de acuerdo con su Consejo de Administración, su ejecución promete generar no sólo un impacto económico propicio por la competitividad de la tecnología sino también social por los empleos que generará y medioambiental por la renovabilidad de la fuente de generación.

Aquel triple impacto genera muchas expectativas positivas para beneficio de Honduras. En concreto, esta central que operará a filo de agua estaría diseñada además para controlar una severa problemática de inundaciones que actualmente enfrenta la zona, garantizar suministro eléctrico precios competitivos al sector productivo de la zona y ser fuente de más de 3000 empleos directos y 10000 indirectos entre los municipios de Villanueva y San Antonio de Cortés.

Todo aquello no se hará esperar, ya que la central tiene comprometida la fecha de operación comercial para el 2025.

Sus ejecutivos e inversionistas confiaron a este medio que este mismo año esperan realizar el cierre financiero y recibir en sitio los componentes electromecánicos, entre ellos las turbinas, de la compañía con la que suscribieron la proveeduría de equipos Voith. Y hacia el 2023, prevén que se lleve a cabo la etapa de construcción más importante.

«Las obras civiles se iniciarán luego de que logremos el cierre financiero con un banco regional. Pero esperamos realizarlo en el segundo semestre de este año y comenzar inmediatamente en épocas tempranas del 2023», reveló Salomón Ordoñez Soto, presidente del Consejo de Administración de Hidrovolcán.

A partir de allí, la intención de la empresa Hidrovolcán es acelerar la puesta en marcha para poder concretar contratos de suministro con la ENEE y eventuales PPAs privados que puedan suscribir al encontrarse en una zona muy estratégica para el consumo del sector productivo hondureño.

«Vemos un potencial bastante grande en el Valle de Sula donde están los principales proyectos de exportación textiles y donde de hecho llegarán aún más inversiones asiáticas. Estos grandes usuarios creemos que se verán atraídos por comprar energía de proyectos privados como El Tornillito, no sólo porque ofrecerá precios competitivos sino también porque es un proyecto verde», consideró Salomón Ordoñez Soto.

Nuevos desarrollos

«El Tornillito» sería un punta pie inicial para nuevos proyectos de la Hidroeléctrica El Volcán, S.A. de C.V. Lo que sigue para la compañía es diversificar su cartera de proyectos. ¿Cómo? Según confió a este medio el presidente del Consejo de Administración de Hidrovolcán estarían trabajando en el diseño de un proyecto que integra dos tipos de tecnologías renovables para la generación y almacenamiento energético.

«El próximo proyecto de Hidrovolcán está en proceso de ingeniería. Este podría combinar tecnología solar fotovoltaica con almacenamiento de agua para suministrar durante más horas del día», adelantó Salomón Ordoñez Soto.

Desde la perspectiva del referente de Hidrovolcán, ambas fuentes de generación además de ser abundantes en la región, representarían el presente y futuro de las inversiones en energías renovables en Honduras.

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Chile crea la Estrategia Climática de Largo Plazo para llegar a emisiones cero al 2050

En el 2020 Chile actualizó su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) presentada en el marco del Acuerdo de París. Allí se comprometió alcanzar la Carbono Neutralidad para el año 2050.

Uno de los instrumentos que se propusieron para lograrlo fue la creación de una Estrategia Climática de Largo Plazo que, finalmente, ayer terminó por constituirse.

A través del Diario Oficial, el Gobierno reglamentó la Ley Marco de Cambio Climático N°21.455 (ver) que “tiene por objeto hacer frente a los desafíos que presenta el cambio climático, transitar hacia un desarrollo bajo en emisiones de gases de efecto invernadero y otros forzantes climáticos, hasta alcanzar y mantener la neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2050”.

Por ende, la normativa sugiere el cierre de todas las termoeléctricas para los próximos 30 años y su reemplazo por fuentes “costo-eficientes”, como las energías renovables, priorizando “aquellas medidas que, siendo eficaces para la mitigación y adaptación, sean las que representen menores costos económicos, ambientales y sociales, considerando los costos indirectos de la inacción para la adaptación”.

La nueva Ley fija que el Ministerio del Medio Ambiente deberá evaluar cada cinco años que el sendero hacia la Carbono Neutralidad al 2050 se esté logrando.

Además, esa cartera será la que ejecute la Estrategia Climática de Largo Plazo, que tendrá los aspectos fundamentales de:

a) Presupuesto nacional de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 y 2050, según la meta del artículo 4° y conforme a la Contribución Determinada a Nivel Nacional, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad de las cargas. Además, contendrá lineamientos respecto del manejo contable de las absorciones, de las emisiones del transporte internacional y de los resultados de mitigación producto de la cooperación internacional. El presupuesto nacional de emisiones para el año 2040 será asignado en la actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo;

b) Presupuestos sectoriales de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 asignados a los sectores señalados en el artículo 8°, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad. Los presupuestos sectoriales de emisiones para los siguientes periodos serán asignados en el proceso de actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo. Las reducciones de emisiones necesarias para no sobrepasar el presupuesto sectorial respectivo, se alcanzarán mediante las medidas contempladas en los Planes Sectoriales de Mitigación;

c) Niveles de absorción y almacenamiento de gases de efecto invernadero para alcanzar y mantener la meta del artículo 4°, estableciendo lineamientos relativos a conservación de ecosistemas, restauración ecológica, forestación y reforestación con especies nativas, tecnologías y prácticas para la captura y almacenamiento de carbono, incluyendo consideraciones sobre las opciones de reducción de riesgos basadas en los océanos y sus efectos de mitigación. Los lineamientos no incentivarán la plantación de monocultivos forestales;

d) Objetivos, metas e indicadores de mitigación y adaptación a mediano plazo, conforme a lo establecido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional;

e) Lineamientos para las acciones transversales de adaptación que se implementarán en el país, estableciendo objetivos, metas e indicadores de vulnerabilidad y adaptación a nivel nacional, que contendrá obras y acciones mínimas para la adaptación al cambio climático de manera de proteger a la población, sus derechos fundamentales y a los ecosistemas a mediano y largo plazo;

f) Lineamientos para que las medidas de mitigación y adaptación consideren soluciones basadas en la naturaleza, con especial énfasis en la sostenibilidad ambiental en el uso del agua frente a amenazas y riesgos asociados a sequías, crecidas y contaminación, y la consideración de refugios climáticos;

g) Directrices en materia de evaluación de riesgos y pérdidas y daños asociados al cambio climático, considerando la vulnerabilidad de cada sector específico a los efectos adversos, tanto evitados, no evitados e inevitables, del cambio climático;

h) Mecanismos de integración entre las políticas nacionales, sectoriales y regionales, considerando las sinergias entre adaptación y mitigación, e

i) Criterios de monitoreo, reporte y verificación del cumplimiento de las metas y medidas de los instrumentos de gestión del cambio climático, los planes sectoriales de mitigación y adaptación, definidos de acuerdo con los requerimientos de los compromisos internacionales de Chile y velando por la transparencia en el seguimiento, calidad y coherencia de los datos reportados.

Además, la Estrategia Climática de Largo Plazo deberá establecer objetivos, metas e indicadores para el fomento e intensificación del traspaso de conocimientos, habilidades, técnicas o equipamientos, con el fin de incrementar la conservación, restauración y manejo sostenible de la biodiversidad y de los ecosistemas naturales como sumideros de carbono, la resiliencia climática, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y apoyar el cumplimiento de las metas.

Deberá contener, al menos, lo siguiente:

a) Diagnóstico de las necesidades y prioridades tecnológicas en materia de cambio climático;

b) Identificación de barreras institucionales, normativas y económicas para el desarrollo y transferencia de tecnología y lineamientos para posibles soluciones;

c) Identificación de tecnologías disponibles para ser transferidas, así como de sus proveedores y destinatarios;

d) Propuestas para la generación de redes para la creación de sinergias, intercambio de buenas prácticas, experiencias, lecciones y conocimiento;

e) Mecanismos de promoción para la instalación y fortalecimiento de centros de investigación, desarrollo e innovación, que acompañen el proceso de transferencia tecnológica, así como para la asociación del sector privado y el sector público dirigida a su desarrollo;

f) Propuestas para la incorporación de soluciones innovadoras y nuevas tecnologías que permitan facilitar la mitigación y adaptación al cambio climático;

g) Recomendaciones al sector privado y a los órganos de la Administración del Estado dedicados al fomento del desarrollo tecnológico, y

h) Lineamientos para la investigación y la observación sistemática relacionados con el clima, con miras a recopilar, archivar, analizar y modelar los datos sobre éste, a fin que las autoridades nacionales, regionales y locales cuenten con información más precisa.

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Se incorporan 5 GW al portafolio de proyectos eólicos offshore en Brasil

Corio Generation, una empresa dedicada a proyectos eólicos offshore, anunció su llegada a Latinoamérica con un portafolio de cinco centrales marinas en Brasil, que acumulan poco más de 5 GW de capacidad en desarrollo y se suman a su cartera de 20 GW a lo largo del mundo. 

Dicha compañía tiene la intención de desarrollar los proyectos junto con la empresa energética brasileña denominada Servtec, con el objetivo de solicitar arrendamientos para los cinco proyectos de fondo fijo en las áreas marítimas del noreste, sureste y sur del país, que van desde casi 500 MW a más de 1,2 GW en capacidad instalada.

Jonathan Cole, CEO de Corio Generation, sostuvo que es un día “histórico” para la compañía que representa y que ven “una gran oportunidad para aprovechar la eólica offshore de Brasil, trayendo inversión económica y empleos verdes al país”.

Y este anuncio se produce justo en un momento en el que el gobierno federal estableció el fomento para diversificar la matriz a partir de la incorporación de capacidad eólica en aguas jurisdiccionales del país, mediante el Decreto Nº 10.946, publicado en enero de este año, que entrará en vigor este miércoles 15 de junio

De este modo, los emprendimientos Costa Nordeste (+1200 MW), Vitoria (+495 MW), Guarita (+1200 MW), Cassino (+1200 MW) y Río Grande (1170 MW), se podrían incorporar a la extensa lista de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental.

Según el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), Brasil cuenta con 54 proyectos de esta índole, que totalizan 133332 MW de potencia en exactamente 9074 aerogeneradores. 

De ese inventario, la mayor cantidad de centrales se ubican en el mar del estado de Río Grande do Sul (17), que limita con Uruguay, seguido por la unidad federativa de Ceará (12) y Río de Janeiro (9). Mientras que Río Grande do Norte (8), Espírito Santo (4) Piauí (4) y Santa Catalina (1) completan el listado de los estados. 

Además, Río Grande do Sul también es la entidad que acumula mayor capacidad offshore en proceso de licenciamiento ambiental, con 44719 MW (más del 30%), pero Río de Janeiro supera a Ceará en el podio, con 27498 MW y 26942 MW, respectivamente. 

Por el lado de las empresas, BlueFloat Energy lidera el ranking con 7 parques; mientras que Shell y Equinor igualan en el segundo escalón con 6. Aunque se debe destacar que Ventos do Atlántico, SPE Bravo Vento y Geradora Eólica Brigadeiro cuentan con 5 cada una. 

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Innergex adquiere una cartera de parques eólicos valuada en USD 685,6 millones

Innergex Renewable Energy Inc. (TSX: INE) (“Innergex” o la “Corporación”) anuncia que ha completado la adquisición del 100% de las acciones ordinarias de Aela Generación S.A. y Aela Energía SpA (ambas “Aela”), una cartera de 332 MW pertenecientes a tres parques eólicos en operación, recientemente construidos en Chile, por un precio de compra de 685,6 millones de dólares estadounidenses (861,2 millones de dólares canadienses).

Creada en 2013 como parte de un joint venture entre el inversionista en infraestructura sostenible a nivel global Actis (60 %) y Mainstream (40 %), compañía eólica y solar también de nivel global, Aela ha crecido hasta convertirse en uno de los mayores productores independientes de energía renovable de Chile. La cartera de Aela incluye los parques eólicos Sarco (170 MW), Aurora (129 MW) y Cuel (33 MW). Los ingresos provenientes de estas instalaciones están garantizados mediante dos tipos de acuerdos de compra de energía (PPA) con 25 compañías distribuidoras chilenas, con vencimiento a fines de los años 2036 y 2041, por un plazo restante promedio de 16 años.

“Esta adquisición corresponde a la sexta inversión de Innergex en Chile desde el año 2018. A principios de este año completamos la adquisición de un parque solar de 50,6 MW en el desierto de Atacama, y hace solo unas semanas anunciamos el desarrollo de dos nuevos proyectos a escala comercial del sistema de almacenamiento de energía en baterías, totalizando 425 MWh en Chile. En conjunto, nuestros desarrollos, fusiones y adquisiciones aportan una diversificación significativa y complementaria a nuestra matriz de generación”, señaló Michel Letellier, presidente y director general de Innergex.

“Chile sigue siendo un mercado atractivo para la inversión y ofrece diversas posibilidades de crecimiento. Mientras continuamos trabajando para mejorar la eficiencia operacional y la optimización financiera, nuestros equipos siguen dedicados al avance en el desarrollo de nuevos proyectos y aprovechando las oportunidades de fusiones y adquisiciones que ofrece el país”.

Las plantas ofrecen una generación promedio a largo plazo de 954,7 GWh anual. Las plantas poseen un atractivo perfil de flujo financiero y se espera que generen ingresos por 74,6 millones dólares estadounidenses (93,5 millones dólares canadienses) durante los primeros doce meses siguientes a la fecha de cierre, y gastos operacionales, generales y administrativos por 26,6 millones dólares estadounidenses (33,4 millones dólares canadienses) durante el mismo período.

El 22 de febrero de 2022, con el fin de financiar el precio de compra de la adquisición, Innergex completó un acuerdo de financiación mediante la compra de acciones ordinarias por 172,5 millones dólares, junto con una colocación privada por 37 millones dólares con Hydro Québec. Las restantes necesidades de financiación serán cubiertos por ingresos netos de una refinanciación combinada de la deuda sin recurso en las plantas y en los ingresos existentes de Innergex en Chile, con el objetivo de obtener una calificación de grado de inversión para toda la cartera chilena.

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