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Petroleras esperan una decisión del gobierno para saber si los combustibles aumentarán un 8% en diciembre

El gobierno postergó el 31 de mayo de este año la actualización de los impuestos a los combustibles del primer y segundo trimestre hasta el 1 de diciembre. La medida se combinó con el congelamiento de las naftas y el gasoil con la intención de desacelerar la inflación durante la campaña electoral. Sin embargo, la estrategia no dio el resultado previsto. La suba de precios sigue en torno al 3 por ciento mensual y si en diciembre se actualiza el ICL la nafta súper, por ejemplo, debería subir en la Ciudad de Buenos Aires un 7,9%.

YPF y el resto de las petroleras son conscientes de que no hay margen para aumentar los combustibles el mes próximo. Por eso le solicitaron al gobierno que se vuelva a postergar la actualización del impuesto ya que de otro modo las empresas se verían forzadas a absorber ese incremento, situación que podría tensionar más aún a la cadena de abastecimiento.  

El impuesto atrasado

En la actualidad, el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) suman 19,423 pesos al precio de las naftas. Si se le suma lo atrasado hasta noviembre debería pasar a 24,342 pesos y si se actualiza en diciembre llegaría a 26,598 pesos, un 36,94% más del valor vigente en la actualidad.

Esos 7,17 pesos que se deberían sumar al valor de las naftas representan un porcentaje de suba diferente en los distintos lugares del país porque no hay un único valor de los combustibles a escala nacional. En la Ciudad de Buenos Aires, YPF, por ejemplo, vende el litro de súper a 90,40 pesos. En ese caso la suba representaría un 7,9%

En el segmento diésel, esos mismos impuestos son actualmente d 13,575 pesos por litro. Si se le suma lo atrasado a noviembre, debería pasar a 17,012 pesos y si se actualiza en diciembre, llegaría a 18,589 pesos por litro, un 36,94% más. El litro de diésel 500 YPF lo vende a 84,90 pesos en la Ciudad de Buenos Aires. Por lo tanto, el aumento sería de 6%.

La negociación

YPF subió sus precios por última vez el domingo 16 de mayo. El viernes anterior a ese día el barril de Brent había cerrado 68,71 dólares. Este lunes por la mañana estaba 83,64 dólares, un 21,7% más. Si bien las petroleras no le trasladaron a las refinerías esa suba, han ido ajustando un poco sus precios sin que los valores en el surtidor se hayan modificado.

En el contexto inflacionario actual se estima que el atraso en el surtidor está cerca de un 25%, sin tomar en cuenta la suba de impuestos. Si el 1 de diciembre se aplica la suba del ICL y del IDC, pero el gobierno no le da luz verde a YPF para trasladar esa suba al surtidor, los márgenes de las compañías se reducirán aún más y la tensión con el sector se incrementará. A su vez, el resto de las empresas suele seguir los pasos de YPF, ya que está última domina el mercado al concentrar cerca del 55% de las ventas.

En YPF y en el resto de las empresas son conscientes de esta situación. Por eso, apuestan a que la actualización impositiva vuelva a postergarse para que pueda aplicarse en un mejor contexto. El problema es que desde hace un tiempo el contexto es cada vez peor. Por lo tanto, el atraso se va acumulando.

Los impuestos sobre los combustibles implican un monto fijo que se va actualizando cada tres meses en función de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del Indec. Originalmente se actualiza cuatro veces por año, en enero, abril, julio y octubre. El gobierno sólo actualizó el 38% de los impuestos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 en marzo de este año. En los hechos, viene postergando la actualización impositiva del 62% de ese trimestre y este año la volvió a postergar en tres oportunidades. Todo indica que se viene la cuarta.

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El grupo francés Eramet retoma la construcción de una planta de litio en Salta con una inversión de US$ 400 millones

El grupo minero francés Eramet retomará la construcción de la planta de litio en el proyecto Centenario – Ratones, ubicado en la provincia de Salta, donde invertirá 400 millones de dólares. La construcción comenzará en el primer trimestre de 2022 y la planta entrará en operación en 2024. El anuncio fue hecho hoy por Daniel Chavez Díaz, CEO de Eramine Sudamérica, filial local de Eramet, en una reunión que mantuvo con el presidente Alberto Fernández en la Casa Rosada. El ejecutivo de la empresa le confirmó la inversión al Poder Ejecutivo luego de que fuese anunciada en París por la casa central de la compañía.

Según el comunicado del gobierno, la inversión generará más de 2.000 puestos de trabajo “en el marco del programa que lleva adelante el Poder Ejecutivo para el desarrollo de la explotación y la industrialización de ese mineral”.

La construcción de la planta de litio en Salta por parte de Eramine será junto a la siderúrgica china Tsingshan y tendrá una capacidad de procesar 24.000 toneladas. El grupo francés posee el 50,1% y opera el proyecto, mientras que la firma china tiene el 49,9% restante.

En el encuentro en la Casa Rosada participaron el canciller Santiago Cafiero; el ministro de Economía, Martín Guzmán; y el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas. Por parte de Eramine también estuvo el director de la empresa, Juan Archibaldo Lanús.

Visita en mayo

Durante su visita a Francia en mayo de 2021, Alberto Fernández “había avanzado con su par francés Emmanuel Macron en generar las herramientas para lograr una sinergia público-privada que posibilite la reactivación del proyecto”, destaca el comunicado de la Casa Rosada. El ministro de Economía, Martín Guzmán, también se reunió en París con la empresa Eramet.

En este sentido, Christel Bories, presidenta y directora Ejecutiva del grupo francés, sostuvo desde París que “nuestra decisión de implementar nuestro proyecto de litio en la Argentina se inscribe en la dinámica de fuerte crecimiento del mercado. Este es un paso clave en el despliegue de nuestra hoja de ruta estratégica que tiene como objetivo posicionarnos como un actor de referencia en metales para la transición energética”.

Además, las autoridades de la filial local destacaron en Casa Rosada que “uno de los factores que ha incidido enormemente en la decisión del directorio, ha sido que notamos una mejora y un ambiente mucho más favorable a las inversiones extranjeras en los últimos meses, gracias a las decisiones adoptadas por el gobierno nacional”. “Creemos que la Argentina se ha transformado, para proyectos como el nuestro, en un territorio económico, en una atmósfera institucional reglamentaria muy favorable para las inversiones extranjeras. Teníamos esto frenado y lo hemos reiniciado casualmente por esta nueva atmósfera”, destacaron los ejecutivos.

Durante la fase de construcción de la planta, cuyo inicio está previsto para el primer trimestre de 2022, se estima que hasta 1.000 personas trabajen en la obra a la vez que, durante la fase de producción, el proyecto generará 280 puestos de trabajo directos y alrededor de 1.200 indirectos.

El ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, conformó en abril pasado con los gobernadores de Jujuy, Gerardo Morales; de Catamarca, Raúl Jalil; y de Salta, Gustavo Sáenz, la Mesa Nacional del Litio, en la que se propusieron impulsar una hoja de ruta para el desarrollo de la explotación y la industrialización del litio en esas provincias, destacó el comunicado del gobierno.

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Tierra del Fuego: Generarán más trabajo las nuevas inversiones en hidrocarburos

El secretario de Hidrocarburos de la provincia  resaltó el anuncio de inversiones hidrocarburíferas, por parte de la empresa Roch, de 13 millones de dólares. “El entramado de PyMEs que tenemos en el norte de la isla comenzará a reactivarse como consecuencia de este proceso”, dijo. Con respecto a la reunión del gobernador Gustavo Melella con el presidente de la empresa Roch S.A, Ricardo Chacra y que ambos comunicaran que la empresa realizará inversiones por la mencionada cifra para la exploración de dos nuevos pozos petroleros, el Secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre dijo que el hecho representa: “una reactivación importante, ya […]

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Phoenix empezó con los trabajos de fracturas en su área Corralera

La compañía Phoenix Global Resources comenzó con las tareas de fractura hidráulica en el área Corralera, un bloque que extiende la exploración de Vaca Muerta hacia Rincón de los Sauces. Las operaciones comenzaron a fines del mes de agosto, cuando la petrolera inició su campaña de perforación para dos pozos exploratorios con objetivo en Vaca Muerta, en una inversión que alcanzó los 32 millones de dólares y muchas expectativas. El perforador llegó a los 3700 metros de profundidad para completar con 2000 metros de rama lateral. Esta campaña de perforación está al noreste de El Trapial, bajo la operación de […]

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Jorge Lapeña: “Hay que acelerar la producción de Vaca Muerta y venderla a todo el mundo”

El ex secretario de Energía de la Nación, que lidera un think tank vinculado al tema, el Instituto Mosconi, junto a muchos de los mayores expertos en la materia del país, refutó la idea de “morigerar” Vaca Muerta y puso en claro cuál debería ser el camino de la transición hacia el uso de energías limpias. Terminó la Cumbre sobre Cambio Climático que se desarrolló en Glasgow, Escocia (la COP26) y dejó importantes recomendaciones en torno a qué hacer para frenar el daño al planeta. Argentina estuvo sobre representada: entre este encuentro y el G20 realizado en Roma, sumaron más […]

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Volkswagen invertirá $ 7.000 millones de reales en la región

En un evento realizado en Brasil, la marca anunció el inicio de un nuevo ciclo de inversiones que contempla el lanzamiento del Polo Track como parte de la renovación de su portfolio, que incluiría los sucesores del Gol, Voyage y Saveiro y la pick up compacta Tarok. Además se enfocará en el desarrollo de software y en su centro de investigación de biocombustibles para la transición hacia la electrificación. polo La suma equivale a unos 1.000 millones de euros y será hasta 2026 para el desarrollo de nuevos productos y avanzar en su estrategia de digitalización y descarbonización. La cifra […]

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Chubut: Entre enero y septiembre, la recaudación fue de 275,3 millones de dólares, lo que superó en un 8 por ciento todo lo recaudado en 12 meses del año pasado

Aun cuando la provincia perdió el liderazgo de producción petrolera a partir de la explosión que ha tenido la actividad concentrada en Neuquén por los recursos no convencionales de Vaca Muerta, mantuvo en gran parte de este año un buen nivel de ingresos por regalías petroleras. Con el crudo manteniéndose en alza durante el último trimestre, con precios por encima de 80 dólares por barril, el año cerrará con un buen caudal de regalías, pero con varias incógnitas para despejar el año próximo. Sin embargo, todo indica que el nuevo ciclo de precios altos tampoco servirá para sentar bases de […]

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Adelantan 15% del pago de la paritaria a diciembre para petroleros

Las Cámaras de la industria de hidrocarburos y todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el primer tramo de 15%, que debía pagarse a inicios del año que viene. Todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el pago del primero de los aumentos correspondientes a la paritaria 2022 a diciembre de este año. Así, todos los trabajadores y las trabajadoras recibirán un aumento del 15% con el salario de diciembre 2021. En mayo se había firmado un acuerdo, con vigencia de un año, en el que se reconocía un aumento del 35% a aplicarse en tres tramos sobre los salarios […]

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Sapag sobre la ley de hidrocarburos: “Así como está redactada, no resistiría un tribunal”

El ex gobernador cuestionó el articulado del régimen de inversiones que impulsa el gobierno nacional. Fue en una charla organizada por el Colegio de Abogados de Neuquén y el Colegio de Ingenieros de Neuquén, y remarcó en las autonomías provinciales. El enfoque fue jurídico: “Quiero felicitar al gobierno nacional por tomar la iniciativa de redactar una ley de promoción de inversiones. El país necesita inversores, emprendedores y técnicos-profesionales. Este proyecto va a generar un amplio debate”, manifestó Sapag en su presentación virtual. “Esta ley de promoción debería hablar de las normas tributarias y de cómo darle tranquilidad al inversor para […]

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El barril criollo a USD 46 no actualiza las regalías

En 2019 Santa Cruz recibió, en promedio, unos mil millones de pesos por regalías petroleras. De fijarse un precio sostén en torno a los USD 46 el barril, ese monto se mantendría casi invariable. Siempre que la producción no decaiga. Desde la Ofephi, Carlos Lambré advirtió que sin barril criollo se corre el riesgo de un parate casi total. Gobernadores se llevaron el compromiso del presidente Alberto Fernández de que se avanzaría en la toma de decisiones en torno a la realidad que atraviesa la actividad petrolera. “Es insostenible para las provincias productoras y para las empresas, las operaciones con […]

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YPF y Corredores Viales firman acuerdo para sumar estaciones de servicio y paradores

El convenio consiste en desarrollar proyectos de instalación de paradores de camiones y estaciones de servicios, diseño de campañas de educación sobre seguridad vial y compras de insumos para la conservación y mantenimiento de las rutas. El presidente de Corredores Viales Gonzalo Atanasof firmó hoy un convenio de colaboración y trabajo conjunto con el CEO de YPF Sergio Affronti, para encarar desafíos conjuntos que mejorarán la infraestructura de servicios en las rutas y autopistas que administra la empresa pública de concesiones viales. “Este convenio se celebra tras mantener reuniones previas en múltiples oportunidades en las que realizamos un trabajo en […]

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La encrucijada energética

Los subsidios corrientes al sector energético se duplicaron desde el inicio de la actual administración. El gobierno enfrenta una situación energética compleja que no parece tener voluntad de subsanarla, al contrario se empecina en sostener un esquema populista que profundiza problemas que se observan desde el inicio de la gestión. En la lista de los problemas se destacan el atraso tarifario que ya supera los 24 meses, el creciente costo fiscal de los subsidios energéticos que este año alcanzarían 2,5% del PBI -y si sumamos los subsidios al transporte la cuenta llega a los 3% del producto-, el aumento de […]

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Oscar Herrera Ahuad: “Misiones tiene equilibrio como activo ambiental”

El gobernador destacó el acuerdo con la empresa Mercuaria Energy en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP26) que se desarrolla en Glasgow, Escocia, y que permitirá obtener fondos a cambio de seguir protegiendo la selva. El gobernador Oscar Herrera Ahuad explicó los beneficios que tendrá la provincia al suscribir el convenio con la empresa Mercuria Energy Trading, con sede en Suiza en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (COP26) que se desarrolla en Glasgow, Escocia, y que permitirá obtener fondos a cambio de seguir protegiendo la selva. […]

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Alertan por derramamiento de petróleo en un pozo de la zona de Mosconi

La denuncia fue recibida por la policía de Mosconi alrededor de las 11:30 de este domingo. Un grupo de personas que caminaba por la zona de cerros en el Barrio Rodríguez Peña denunció el derramamiento de petróleo en un pozo de esa zona de Comodoro Rivadavia. Inmediatamente intervino Defensa Civil, para que determine las medidas a seguir. En apariencia esta pérdida se había producido por una fisura en la cañería del pozo de batería extractora Nro. 5.

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Pereyra cuestionó a Omar Gutiérrez y a Sapag por no respaldar el proyecto de Ley de Hidrocarburos

El saliente secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra, cuestionó las posturas del gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, y del exgobernador Jorge Sapag en torno a la ley de promoción de inversiones hidrocarburíferas que impulsa el secretario de Energía, Darío Martínez.

Dijo que el gobernador Omar Gutiérrez, en el fondo, está de acuerdo con la ley y que, en todo caso, defiende la autonomía provincial y, en cambio, el gremio sostiene que se debe resolver con diálogo pero que «no se puede demorar más» porque de ser así no se podrá generar más empleo habida cuenta que el proyecto «beneficia a las que inviertan y no a las que no hagan», según consignó el diario Río Negro.

«Es la última oportunidad que tenemos los argentinos y los neuquinos porque los combustibles fósiles van a ir desapareciendo con el tiempo, que son los causantes del cambio climático», afirmó en declaraciones a radio La Red Neuquén. Auguró que de no aprobarse la ley, el país va a seguir teniendo pobres porque la cuarta reserva de petróleo no convencional del mundo y la segunda de gas «van a quedar abajo«

Reveló que hay delegados del gremio petrolero que están militando junto al secretario de Energía, Darío Martínez, e indicó que su postura «va mucho más allá de la cuestión política sino en defensa de los intereses de todos los neuquinos«. «Somos todos peronistas», afirmó. Mencionó que la ley contempla la reactivación de los yacimientos maduros que beneficiarán a Rincón de los Sauces y Catriel que, de otra forma, «van a tender a desaparecer».

Con relación a las declaraciones del exgobernador Jorge Sapag dijo que «hizo una exposición brillante para el auditorio del colegio de Abogados donde se mencionó la constitución Nacional y Provincial y una cantidad de leyes que tiene presente, pero no llega al resto de la sociedad este mensaje«. Pugnó por un debate «más amplio que llegue a toda la gente donde las preguntas de la gente común pueda escucharse».

Contó que estuvo en Chos Malal y mucha gente le pidió empleo a lo que indicó que porqué no se puede hace una cuestión de los políticos para darle solución. Adelantó que trabaja en un proyecto que se basa en la distribución de las regalías mineras que tiene San Juan donde éstas van a parar a los municipios, no al gobierno provincial que no tiene deuda ni déficit sino equilibrio fiscal que se maneja con la coparticipación federal.

«Debemos aprender de lo que hacen bien otros gobiernos que tienen municipios fuertes, no puede ser que no nos alcancen 200 mil millones y que tenemos que salir a pedir deuda, nos vamos a gastar los yacimientos no convencionales que son las joyas de la abuela», opinó. En relación con la cuestión partidaria expuso que la salida debe ser un partido abierto y no cerrado, a la vez que dudó de las listas colectoras porque «son cosecha de votos nada más, sin proyectos». Abogó por armar un proyecto amplio sin que estén de por medio las candidaturas.

Sostuvo que «la última oportunidad» para cambiar el rumbo es la ley de hidrocarburos porque «plantea 20 años de duración, es previsible, institucionaliza el Plan Gas Ar que tanto éxito está teniendo y se plantea la evacuación de la producción».

El MPN

En relación con el cambio de discurso del candidato a diputado por el MPN, Rolando Figueroa, después de las PASO, dijo que le preocupa porque «no es lo que votó la gente en la interna». Agregó que es necesario modificar estas posturas porque «son proyectos individuales» y contrastó que él no quiere ser candidato sino que se tenga en cuenta sus años y experiencia para hacer aportes.

Agregó que el modelo actual del MPN no está agotado pero que «hay que aggiornarlo» y se remitió al federalismo que figura en la declaración de principios de la carta orgánica que «ya está cumplida por Don Felipe y Elías y hay que ir a buscar otros, no olvidarnos de donde venimos, somos un movimiento de ideas nacionales y populares«. Es el mismo modelo diseñado hace 60 años se actualiza permanentemente pero hay que aggiornarlo para representar los intereses de todos los neuquinos.

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María Rosa Miguel, distinguida como Mujer Agrolíder 2021 en el Fórum Nacional de Agronegocios

Se llevó a cabo el X Fórum Nacional de Agronegocios y el tema del año fue la sustentabilidad. Sin embargo, la diversidad también estuvo en la orden del día. En ese marco, se entregaron tres Premios LIDE Agronegocios 2021. En la categoría Mujer Agrolíder, la ganadora fue María Rosa Miguel.

Las distinciones motivan a seguir trabajando, a pensar en crecer y a encarar de otra forma los nuevos desafíos y proyectos. Tras una agasajadora presentación, la Vicepresidenta de Bertotto Boglione y Metalfor agradeció el reconocimiento. “Es una caricia al alma. Recibí un galardón, sí, pero mi trayectoria no es sólo mía, sino que hay un trabajo en equipo que sostiene a cada individualidad. Uno más uno es más que dos”, señaló.

En ese contexto, María Rosa destacó la importancia de la presencia femenina en las compañías: “Siento que representé a un montón de mujeres que trabajan en otras empresas o emprendimientos. Incluso también a las que lideran sectores en alguna compañía, esas que lo hacen con trabajo, esfuerzo, constancia, sacrificio y trayectoria. Más allá de ser reconocida como mujer, es importante que se destaque todo lo demás, que es lo que cuenta para llegar a estar en un puesto de liderazgo”.

En relación a ello, Bertotto Boglione y Metalfor tienen una postura firme e inclusiva. Ambas empresas piensan en potenciar capacidades, sin importar el género. En una búsqueda laboral no se señalan requisitos en ese sentido. Suman a la persona más acorde al puesto y no a un “hombre” o a una “mujer”. Y así lo sostuvo la premiada directiva: “Tenemos mujeres trabajando en planta, en tareas operativas, ingenieras, técnicas. Es más común verlas en la oficina, pero no tanto en un piso de planta y por eso lo resalto”.

Finalmente, María Rosa Miguel vinculó el tema central del Congreso con el comportamiento de las dos firmas a las que representa. “Estamos trabajando con la sustentabilidad, tenemos acciones para evolucionar en ese campo. El camino por andar es muy largo, pero hay que transitarlo con pasos firmes. Las nuevas generaciones ya tienen el chip de la sustentabilidad y valoramos eso”, concluyó.

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Sorpresa en el MATER: Se asignaron siete proyectos renovables por 365 MW

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. asignó prioridad de despacho a siete de los veintidós proyectos renovables que se presentaron en la tercera convocatoria 2021 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), tras haber aplicado el mecanismo de desempate. 

De ese modo, y en base a la capacidad disponible en las líneas de transmisión, finalmente quedaron dos parques solares (108 MW de potencia entre ambos) y otros cinco eólicos (257 MW), alcanzando así un total de 365 MW asignados. 

Las plantas fotovoltaicas fueron adjudicadas para el corredor Centro – Cuyo – NOA. El primer proyecto es el P.S. Santa Clara III (de RPG Santa Clara S.A.S), de 100 MW, y al que se le concedieron todos los megavatios. Mientras que para el P.S. El Zonda I (YPF Energía Eléctrica S.A), sólo se le otorgó 8 MW de los 100 MW de capacidad. 

En cuanto a los proyectos eólicos, uno sólo fue para el corredor previamente mencionado, puntualmente el P.E. San Luis Norte (PCR), al cual se le atribuyeron 75 MW de los 201,6 MW. 

Las otras centrales eólicas corresponden al corredor Comahue – Patagonia – Buenos Aires y son los siguientes:

P.E. De la Bahía – AMPL (Pampa Energía) fue adjudicado por todos sus 35 MW de potencia. 
P.E. De la Buena Ventura (ABO Wind) tuvo todos los megavatios asignados (100,8 MW).
P.E. Mataco III – E1 (PCR) sólo se le designó 14 MW de 103,5 MW.
P.E. Vivorata – E1 (PCR) tuvo 31,2 MW de sus 129 MW de potencia. 

Los proyectos indicados tendrán tiempo de realizar el pago requerido y estipulado en la Res. 551/2021 hasta el 25 de noviembre (se aplazó unos días de la fecha original debido a ciertas demoras previas) para así confirmar la asignación. 

Y en caso que uno o más parques a los que se les haya designado capacidad no realice dicho pago, se reasignará la potencia que se libere, en principio a los proyectos ya concedidos, en función de la prioridad de despacho máxima y no atribuida que hubieran solicitado, respetando el orden establecido para esta oportunidad. 

Pero si cumplida esa faceta aún quedara potencia disponible, se adjudicará entre el resto de los participantes no asignados, repitiendo idénticamente el método de desempate ya aplicado. 

Además, es preciso recordar que los titulares de los proyectos deberán efectivizar pagos en cada trimestre calendario posterior al que fuera asignado hasta aquel trimestre correspondiente a la fecha de habilitación de habilitación comercial (COD). 

Ahora bien, ¿cuánta capacidad queda en las redes para el MATER? Según el informe de la convocatoria publicado por CAMMESA, para la región Centro – Cuyo – NOA quedan sólo 43 MW vacantes. 

Mientras que para la exportación en Comahue – Patagonia – Buenos Aires no queda ningún megavatio disponible ya que en este llamado se otorgó toda la potencia restante.

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Tras haber adjudicado 250 MWp en Colombia, SolarPack redobla la apuesta y despliega un ambicioso pipeline al 2025

SolarPack fue la empresa que más energía adjudicó en la última subasta a largo plazo de energías renovables de Colombia. Se quedó con 1.123 MWh/día, volumen importante si se tiene en cuenta que en todo el proceso se adjudicaron 4.595,67 MWh/día.

Además, lo hizo a uno de los mejores precios: 178,5 pesos colombianos el kWh; transformándose en la compañía con la oferta más alta después de Enel Green Power, que adjudicó a 189,7 pesos por kWh.

En una entrevista para Energía Estratégica, María Juliana Tascón, Gerenta de SolarPack en Colombia, analiza esta adjudicación y los retos que genera para la empresa.

¿Qué sensaciones le deja la adjudicación de la subasta?

Estamos muy contentos por la adjudicación, en el sentido de que sabemos que son proyectos muy sólidos. Hemos venido trabajando sobre ellos durante 3 años, optimizandolos, y tenemos la certeza qué los vamos a construir en un tiempo bastante acotado como el que se nos exige para cumplir con el suministro de energía de los PPA.

¿Toda esa energía será entregada por los proyectos La Mata y La Unión?

Sí. Con La Unión, en 99,9 MW en AC, con una potencia pico de 144 MW, y La Mata con 80 MW en AC, y 108 MWp. La inversión para ambos proyectos, por 252 MWp es de aproximadamente 266 millones de dólares.

¿La fecha límite entrada en Operación comercial a enero del 2023 es ambiciosa?

Teniendo en cuenta la situación de logística y de la cadena de suministro de equipos principales, creemos que si es una ficha ambiciosa.

Pero nosotros ofertamos en la subasta de manera seria, como nos caracterizamos en Solapack, y lo hicimos para honrar los contratos.

¿Están previendo algún tipo de atraso y, con ello, alguna medida de cobertura?

Son cosas que estamos analizando en este momento, y afinando algunos números.

¿Qué desafíos tiene una empresa que no pera en el país y comienza hacerlo a partir de esta subasta?

Es un reto bastante grande porque los tiempos son apretados y más teniendo en cuenta la situación del mercado logístico y de la cadena de suministro de los equipos.

Sin embargo, nosotros tenemos cierta experiencia en el mercado colombiano, ya que fuimos EPCistas en un proyecto fotovoltaico, y además Contamos con la experiencia de estar presente en 10 países en todo el mundo, construyendo cerca de 700 MW.

¿Qué objetivos tiene Solarpack en los próximos años en Colombia?

Nos hemos propuesto un objetivo de desarrollar 250 MWp más pipeline para los próximos cinco años, llegando así a los 500 MWp en Colombia, contando los proyectos recientemente adjudicados.

Algunos actores del mercado señalan que los precios de esta subasta fueron altos, sobre todo si se comparan con la del 2019. Al tipo de cambio de cada momento, esta última cerró en 41,5 dólares por MWh contra 28 dólares por MWh de la pasada. ¿Qué opinión tiene al respecto?

Todas las empresas que resultamos adjudicadas en la subasta nos comprometemos a ejecutar los proyectos y de brindarle a Colombia es energía y esas inversiones que está requiriendo para la reactivación económica.

A pesar que las ofertas fueron más altas que las de la subasta pasada, no dejan de ser competitivas respecto al mercado, pero ahora nos encontramos en condiciones de mercado muy distintas y entendemos que el país necesita este respaldo de energía cómo cobertura a largo plazo

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AES anuncia nuevos proyectos en Chile mientras prepara la inauguración de su mega parque fotovoltaico con baterías

El viernes pasado, en el marco de la COP26 que se lleva a cabo en Glasgow, Reino Unido, el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, anunció una nueva meta en materia climática señalando que “Chile duplicará su capacidad de almacenamiento de energía al 2023”, en virtud de nuevos proyectos que están desarrollando desde AES Andes.

La empresa sumará en los próximos dos años 188 MW de almacenamiento en baterías, al abanico de proyectos que ya está operando y que está construyendo.

A saber, actualmente AES opera cuatro proyectos que cuentan con almacenamiento. El más antiguo es Andes de 12 MW, inaugurado en marzo de 2009; le sigue Angamos, de 20 MW, en operaciones desde febrero del 2012; y Cochrane de 20 MW, que ingresó en funcionamiento en octubre del 2016. Estos tres emprendimientos son de corta duración.

La central más modera es la hidroeléctrica Alfalfal, de 178 MW, que cuenta con una batería de 10 MW y una duración de 5 horas.

A esa cartera se le sumará el parque fotovoltaico Andes B2, de 180 MWp, que cuenta con banco de baterías de 112 MW y una duración de 5 horas. Según pudo saber Energía Estratégica, el proyecto se inaugurará a finales del primer semestre del 2022.

En efecto, a estos 174 MW de baterías, se le sumarán 188 MW más, alcanzando los 362 MW al 2023. Pero el dato más importante es que los nuevos proyectos contarán con baterías más sofisticadas.

A saber, la actual capacidad de 174 MW permiten acumular de 623 MWh; pero los emprendimientos adicionales por 188 MW aumentarán en 2,5 veces la capacidad de almacenamiento de energía en baterías, llegando a 1563 MWh por día de energía al 2023, lo que significa evitar más de 200.000 toneladas de emisiones de CO2 al año, el equivalente a retirar más de 80 mil vehículos particulares de las calles de Chile.

“Es un gran paso, ya que va en completa sintonía con lo que nos hemos propuesto en nuestra Política Energética Nacional para que al 2030 tengamos como mínimo 2.000 MW en sistemas de almacenamiento. En esta COP26 hemos abordado con urgencia el hacer realidad las metas que tenemos como planeta, y con este anuncio concreto avanzamos en esa dirección”, resaltó Jobet.

Y puntualizó: “Frente a la creciente necesidad de flexibilidad en el sistema eléctrico, necesitamos de las baterías, o los sistemas de aire líquido, y todos los tipos de tecnologías de almacenamiento para integrar fuentes renovables y asegurarnos que se pueda disponer de energía limpia a cualquier hora y para todos los hogares de Chile”.

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Organismos europeos presentan instrumentos de financiación para proyectos de descarbonización en Latinoamérica

Instituciones financieras europeas participaron en el seminario virtual organizado por el programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Latinoamérica, donde presentaron un portafolio de instrumentos y líneas de financiación públicas que faciliten la materialización de acuerdos comerciales entre empresas latinoamericanas y socios tecnológicos europeos.

Además de operar como acelerador de negocios sostenibles, LCBA ha querido ofrecer a través de esta sesión técnica, un abanico de soluciones públicas para el financiamiento y puesta en marcha de los proyectos verdes europeos en Latinoamérica.

La Programme Officer de la Delegación de la Unión Europea en Brasil, Stéphanie Horel fue la encargada de abrir el acto recalcando la importancia de la cooperación internacional, pública y privada, para la consecución de los objetivos de neutralidad climática.

Desde la Agencia para la Economía y el DesarrolloAlemana (Agentur für Wirtschaft und Entwicklung) se presentaron soluciones de inversión con programas promocionales, apoyo empresarial y una extensa red de contactos como valor añadido.
El director de relaciones internacionales de Oesterreichische Kontrollbank AG (OeKB) de Austria, Gerhard Kinzelberger, por su parte mostró un catálogo de proyectos invertidos de 9,8 billones de euros con un 12% pertenecientes a Latinoamérica.
Asimismo, desde Credendo Bélgica, mostraron la batería de apoyos a proyectos renovables con los que cuentan destacando que “a Credendo se entra con un proyecto, pero se sale con una solución” destacó Mireille Janssensmostrando así la cercanía del servicio a medida que ofrecen.
El Ministerio de Industria, Comercio y Turismo del Gobierno de Españade la mano de Marta Valero, presentó los cuatro instrumentos disponibles: Fiem, Cofides, Cesce e ICO así como las líneas estratégicas de este año como son: el apoyo a PYMES, la digitalización o los proyectos sostenibles. Sólo Fiem cuenta con un fondo de 4.500 millones de euros y no tiene límites de transacción.
Por último, desde Italia,el grupo SACE añadía cómo ha movilizado ya más de 50 billones de euros en apoyo al crédito de exportación y la internacionalización de PYMES y empresas italianas. Además, cuenta con una línea en apoyo a proyectos de economía circular denominada “Green New Deal”.

En palabras del líder del programa LCBA en Latinoamérica, Alfredo Caprile: “nuestra misión es apoyar a las empresas participantes en el programa LCBA, tanto europeas como latinoamericanas, incluyendo el eslabón de la financiación. Desde LCBA nos encontramos que muchos de los proyectos de transferencia de tecnología y conocimiento que acompañamos, tienen un elemento arduo común que es la financiación”. Con el fin de que las empresas europeas con proyectos innovadores de economía circular y reducción de emisiones puedan acceder al mercado latinoamericano y contribuir a la descarbonización de sectores regionales clave como el agrícola, minero o industrial, entre otros, el programa opera como acelerador de negocios. LCBA encuentra el socio tecnológico en Europa para las demandas argentinas, brasileñas, chilenas y colombianas y facilita la firma de acuerdos comerciales apoyando con paquetes de asistencia técnica de índoles legal, financiero o medioambiental.

Toda la información y recursos de la jornada están disponibles en la web de LCBA.

Próximas oportunidades de negocio online

El próximo 10-11 de noviembre el programa LCBA celebrará una rueda de negocios entre empresas chilenas y europeas en materia de gestión de residuos; el 24 y 25 de noviembre se realizará una rueda de negocios entre proveedores de tecnología europeos y empresas del sector alimentario brasileño; y por último, el 30 de noviembre habrá un encuentro con empresarios del sector agrícola argentino a los que se les presentará un portafolio de maquinaria eficiente y baja en carbono. Para más información sobre los próximos encuentros y modalidades de participación consultar aquí.

Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA)

LCBA es una plataforma financiada y apoyada por la Unión Europea, para favorecer la transferencia tecnológica y de conocimiento y que pretende desarrollar relaciones de valor agregado entre proveedores de tecnologías bajas en carbono de la UE y empresas que buscan soluciones sostenibles en Argentina, Brasil, Chile y Colombia. Este proyecto también se está implementando en México y Canadá.

https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/

Para más información:  

Gabinete de prensa LCBA

Ainara Alonso

Ainara.alonso@lowcarbonbusinessaction.com

Ana López de Lerena

Ana.lopezdelerena@lowcarbonbusinessaction.com

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OLADE pone la mirada en estándares para el desarrollo del hidrógeno en la región

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) sigue fomentando el desarrollo y crecimiento de las renovables en la región y recientemente participó de un webinar donde se trataron varios aspectos relacionados al hidrógeno, teniendo en cuenta el potencial que tiene América Latina. 

Y algunos de los puntos que enfocaron desde OLADE, fueron las barreras y oportunidades en la materia. “Hay una necesidad de trabajar en la armonización de estándares para seguridad y diferentes aspectos del desarrollo e implementación del H2 en la región”, señaló Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía.

Y continuó: “Tenemos un gran potencial porque hay algunos excedentes en la producción de energía renovable en algunos mercados específicos. Pero el gran problema no es la oferta potencial de hidrógeno en la región, sino discutir cómo desarrollar los mercados para ese vector energético en nuestra región”. 

Cabe mencionar que en varios países de América Latina y el Caribe ya se concretaron hojas de ruta del H2 verde (y hay otras todavía en proceso), así como también diversos estudios para conocer el panorama a futuro en cuanto a la producción y el costo nivelado del H2 (LCOH).

Siguiendo esta misma línea, el especialista remarcó la importancia de “incorporar” y “adentrarse” en las posibilidades del H2. “Nuestra región tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno, porque tenemos precios muy bajos para la producción de energía renovable y esa es la razón respecto al desarrollo del H2 en la región latinoamericana”, manifestó. 

“Latinoamérica tiene muy buenas condiciones para el hidrógeno verde, no sólo por la energía solar y proyectos onshore, sino también con la offshore como una oportunidad para aprovechar dicho potencial”, agregó.

Justamente varias naciones de la región ya pusieron la mirada en avanzar con proyectos por fuera de sus costas, como los recientes casos de Brasil y Colombia, que durante la COP26 le confirmaron a Energía Estratégica los planes a futuro: 

Elbia Gannoum: “ABEEólica trabaja en una licitación de energía eólica offshore para el próximo año”
Los empresarios proponen energía eólica offshore para Colombia

De todos modos, Alfonso Blanco Bonilla hizo hincapié en que “el hidrógeno debe disminuir el costo de producción para ser competitivo”, pero fue positivo en el tema y destacó que “el LCOH en Latinoamérica probablemente pueda ser menor que en otras partes del mundo”. 

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Huawei profundiza su presencia en Argentina y presenta su portafolio de soluciones en energías renovables

Efergía, empresa referente en el sector de distribución de componentes para el mercado de energía solar fotovoltaica, realizó junto a Huawei Solar el segundo “Encuentro Huawei” en la ciudad argentina de Córdoba Capital.

En este encuentro, Efergía y Huawei dieron a conocer su cartera de productos de la mano de expertos en energía solar fotovoltaica mediante charlas y capacitaciones para instaladores e integradores la industria.

Huawei ofrece soluciones fotovoltaicas inteligentes impulsadas por más de 30 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías de información digital. Al integrar Cloud con la tecnología digital, Huawei incorpora las últimas tecnologías TIC a la fotovoltaica para una generación de energía óptima, convirtiendo así la planta en una planta solar altamente eficiente, segura, fiable e inteligente en términos de O&M y de capacidad de soporte de red, sentando así las bases para convertir la energía solar en la principal fuente de energía.

«Huawei contribuye a alimentar energéticamente a millones de hogares y cientos de industrias en todo el mundo, y queremos que así lo sea también en Argentina. Queremos seguir innovando y potenciando las energías renovables para llegar a más individuos, hogares y organizaciones del país”, comenta Ignacio Dapena, Solar Inverter Senior Account Manager.

Por su parte, desde Efergía agregaron que “estos Encuentros Huawei que se están realizando en diferentes provincias son muy enriquecedores para la industria”. “Es importante entender dónde estamos parados y hacia dónde vamos para continuar progresando”, agregaron.

Dentro de las propuestas que se presentaron, una de las más interesantes fue LUNA 2000, una batería de litio de 5kWh que cuenta con las últimas tecnologías y una vida útil que llega por lo menos a los 10 años bajo condiciones extremas. Además, presenta un diseño que prioriza la estética.

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Petroleras se reunieron para analizar la ley de promoción de inversiones

Las principales petroleras del país se reunieron la semana pasada para analizar y unificar criterios -o al menos intentarlo- sobre el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que oficializó el gobierno nacional en septiembre. Se trata del primer encuentro que realizan las empresas para discutir los puntos que generaron ruido en todo el sector.

La reunión fue confirmada a este medio por fuentes que participaron del encuentro en estricto off the récord y que además aseguraron que hay un importante consenso sobre las principales preocupaciones y puntos de las productoras que operan en Vaca Muerta. No descartaron que en el corto plazo se vuelvan a reunir, ya que quedó abierta la agenda de trabajo.

Participaron representantes de YPF, Pan American Energy (PAE), Tecpetrol, Chevron, Vista Oil&Gas, Pampa Energía, y de otras compañías, nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). En el encuentro se pusieron sobre la mesa todos los puntos que dejaron «gusto a poco» y que las empresas afirman que, de mantenerse así, no tendrán un impacto significativo ni en inversión, ni tampoco en producción y trabajo.

Tal y como había adelantado este medio, los principales puntos que las operadoras ven como insuficientes o que generaron desencuentros tienen que ver con varios ejes del proyecto: en primer lugar, en la reunión se discutió la línea de base de producción (Artículo 8) que se tendrá en cuenta para calcular los incrementales. “No valora a los que pusieron el hombro durante la pandemia”, se planteó.

Plantearon que el incremental de producción que podrán exportar, que arranca en 20% y es ampliable al 50%, no solo requiere de fuertes inversiones, sino que, sobre eso, la opción de liquidar solo el 50% de ese incremental no se traducirá en mayor inversión.

Además, sobre el mismo artículo, algunos productores de Vaca Muerta, discutieron en la reunión que se dan beneficios exclusivos para el tipo de petróleo Escalante discriminando el shale.

“Es muy importante que empiecen a estar estos espacios y que se atiendan estos puntos para que se haga una ley más atractiva”, dijo una fuente que participó de la reunión a este medio.

La CEPH, que preside el CEO de YPF, Sergio Affronti, tendrá una tarea difícil para ponerse en línea con todos los puntos, ya que está compuesta por empresas integradas, no integradas y con realidades totalmente diferentes. A pesar de eso, hay acuerdo en que algunos ejes deben modificarse

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/petroleras-se-reunieron-para-analizar-la-ley-de-promocion-de-inversiones-2023583/

 

 

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Repsol pagará compensación a Argentina por el gas que no envía por percance en pozo

El vicepresidente de Administración de Contratos de YPFB, Armin Dorgathen, se refirió al comunicado conjunto de YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, en Asuntos Centrales, y afirmó que Repsol, operadora del campo Margarita, pagará la compensación por el gas que no se envía a Argentina si el vecino país así lo exige.

«En caso de que Argentina decidiera por el lado de la compensación, ya que el contrato prevé fuerzas mayores operativas como la que pasó en esta situación, pero en caso de que Argentina no estaría convencido de los argumentos de la operadora Repsol, esta compensación pasa a Repsol, en el contrato se estipula el porcentaje a pagar», afirmó.

Dorgathen detalló que una falla geomecanica en uno de los pozos del Campo Margarita impide enviar el cupo de gas que está establecido en el contrato de compra y venta de gas. «Actualmente estamos enviando entre 7,5 y 8,2, millones de metros cúbicos por día y estamos incumpliendo alrededor de 2,5 millones de metros cúbicos por día», puntualizó.

Destacó que la prioridad cubrir el mercado interno, para abastecer las redes de gas y termoeléctricas, el segundo contrato es el de Brasil, el cual se está cumpliendo a cabalidad, y luego el de Argentina.

“Es algo que no se puede prever, y el operador -que es Repsol-, es un operador internacional, de pedigree, está haciendo su mejor esfuerzo”, explicó.

 

 

Fuente: https://eju.tv/2021/11/repsol-pagara-compensacion-a-argentina-por-el-gas-que-no-envia-por-percance-en-pozo/

 

 

 

 

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Estos 14 empresarios opinan sobre el negocio de la energía en Argentina

Las innovaciones en el sector de energía implican un proceso de transición que discurre a lo largo de diferentes verticales: tecnológico; a partir de los nuevos desarrollos y las nuevas tecnologías, negocios; con la aparición de nuevas oportunidades de inversión y nuevos tipos de productos y servicios y finalmente la regulación; cómo los gobiernos están generando reglas de juego claras para todos los actores.

Por hacer, aún queda bastante. Casi mil millones de personas, más de una de cada 10, no tenían acceso a la electricidad, según la organización Our World in Data. De la misma manera, el número de personas sin acceso a combustibles y tecnologías limpias para cocinar es aún mayor.

Tres mil millones de personas, alrededor del 40 por ciento de la población, no tienen acceso. La innovación en la generación, almacenamiento y distribución de energía es una carrera contra el tiempo: los países demandan cada vez más energía a medida que las sociedades se enriquecen y modernizan.

En la Argentina, se pasó de consumir 313 TWh (terawatts por hora) en 1965 a más de 960TWh en 2019, es decir que más que se triplicó el consumo.

En esta misma línea, se prevé que la demanda mundial de energía aumente un 4,6 por ciento en 2021, superando la contracción que se dio en 2020 y empujando la demanda un 0,5 por cuento por encima de los niveles de 2019, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).

Casi el 70 por ciento del aumento proyectado en la demanda mundial de energía se encuentra en los mercados emergentes y las economías en desarrollo, como la Argentina.

El rol de las compañías hoy está enfocado en la inversión y la innovación, que son en realidad dos caras de la misma moneda.

Los principales players del sector energético explican cómo están pensando el cambio de paradigma en sus negocios a través de sus cambios tecnológicos. En qué invierten, cuáles son sus planes y qué esperan del futuro en el negocio energético.

ESTAS SON LAS VOCES DE 14 PLAYERS DEL SECTOR ENERGÉTICO

 

– Rubén Zaia, director de Desarrollo de AES Argentina

En AES Argentina entendemos que los clientes ya no piensan en la energía como una cuestión de suministro y demanda, sino más bien como un espacio de innovación y colaboración.

En este sentido, la estrategia global de la compañía está enfocada en alcanzar una mayor eficiencia energética, a través de la innovación en tecnologías más sostenibles e inteligentes.

Tanto es así, que en el mediano plazo tendremos mayor similitud a una empresa tecnológica que a una de tipo industrial. En los últimos años, AES Argentina ha atravesado una transformación hacia un futuro energético más inclusivo, seguro, rentable, sostenible y con bajas emisiones de carbono; mediante la implementación de nuevas tecnologías aplicadas al desarrollo de energías renovables y su almacenamiento.

Adicionalmente, hemos incluido en nuestro portfolio soluciones con redes avanzadas de energía que permiten tener la visibilidad y control necesario, para poder optimizar el negocio de nuestros clientes; ya sea en eficiencia energética, micro redes, digitalización de la demanda, entre otras. 

– María Tettamanti, directora General de Camuzzi

La incorporación de tecnología ha tenido un protagonismo muy significativo en el crecimiento y desarrollo de Camuzzi, permitiendo mejorar la vinculación con los usuarios, especialmente en el contexto sanitario que atravesamos frente a la pandemia.

Gracias a las inversiones que veníamos llevando a cabo en los últimos años, pudimos adaptarnos rápidamente e incorporar distintos desarrollos y plataformas tecnológicas que nos permitieron dar una respuesta integral a las distintas necesidades de nuestros usuarios en un entorno de mucha incertidumbre y volatilidad.

La tecnología posibilitó incorporar nuevas soluciones a medida y brindar una experiencia de usuario cada vez más eficiente.

Hoy todos los trámites se puede gestionar de manera remota, y de hecho, el alto nivel de aceptación que tuvo la incorporación de tecnología se evidencia con que más del 70 por ciento de nuestros dos millones de usuarios gestionan diariamente a través de la Oficina Virtual su suministro, cifra que evoluciona mes a mes.

 – Luis Lenkiewicz, CIO de Edenor

En la industria de la distribución y comercialización de energía eléctrica no ha quedado prácticamente ninguna actividad de negocio sin transformarse desde los aspectos tecnológicos, de procesos y culturales.

Hoy, cualquier cliente puede realizar todas las gestiones comerciales y técnicas que necesite a través de una app y sin moverse de su casa. Desde interactuar con un asistente virtual para entender y pagar su factura y, además, entender su patrón de consumo, hasta colocar un reclamo por interrupción del suministro y saber, mediante un modelo predictivo que lo calcula, en qué momento será normalizado su servicio. La operación se hizo más eficiente.

El personal técnico ejecuta tareas en la calle dotados de teléfonos inteligentes y una app para orquestar las actividades en la secuencia óptima.

El mantenimiento de la red y el control de fraudes se optimizó mediante el uso de modelos de IA. Podemos predecir desperfectos de algún componente crítico de la red eléctrica y remplazarlo antes que falle.

Hoy monitoreamos, operamos y atendemos anomalías en centros de transformación críticos sin desplazar al personal técnico.

 – Daniel De Nigris, Lead Country Manager de Exxon Mobile

ExxonMobil tiene una larga trayectoria satisfaciendo responsablemente las necesidades cambiantes de la sociedad en torno a la energía, de manera confiable y sostenible.

Los avances tecnológicos desempeñan un papel fundamental frente a la demanda mundial energética. Permiten el descubrimiento de nuevos recursos, el acceso a lugares difíciles o remotos y el desarrollo de reservorios que anteriormente no eran económicos de producir.

En la Argentina tenemos presencia en siete bloques en la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, además de tres bloques en la Cuenca Malvinas Oeste donde utilizamos la misma tecnología de avanzada que a nivel global.

La combinación de tecnología, conocimiento y experiencia ha sido reconocida por la industria como innovadora para el desarrollo de recursos no-convencionales y nos permitió perforar en cada momento los pozos horizontales más largos registrados en la formación.

El proceso de mapeo sísmico combinado con el análisis computacional avanzado nos permite tomar decisiones de exploración, desarrollo y producción más acertadas.

–  Patricio Neffa, director de Innovación, Desarrollo y Project Management de Genneia

En Genneia consideramos que la tecnología es el mejor aliado de las energías renovables. En 2019, implementamos un Centro de Control Operativo (CECO) que se vale de Scada para controlar y supervisar toda la operación de la compañía en los 10 centros de generación de energía eléctrica (836MW energía renovable).

En el CECO, recibimos más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y dos centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos nuestros clientes de forma integral.

Recientemente, incorporamos el análisis avanzado de datos mediante técnicas de Machine Learning, que evita pérdidas de producción de manera considerable.

Esta tecnología aplicada al negocio de las energías representa sin duda mejoras en la eficiencia operativa e ingresos del tres al cinco por ciento. Dado que los contratos de operación para los proyectos son de 10 a 20 años, el beneficio de las tecnologías es enorme.

–  Silvina Larrecharte, directora de Servicios Compartidos de MetroGAS

Las empresas de energía pueden y deben adaptarse a las exigencias de las nuevas eras. En MetroGAS llevamos adelante un proceso de modernización y transformación digital basado en la transversalidad. Este objetivo involucra toda la compañía e implica desafíos de gestión en todos los niveles internos.

Conceptos como autogestión y agilidad, gestión de proyectos y eficiencia de recursos se incorporaron a la cultura corporativa.

Como empresa orientada al cliente, generamos más canales digitales de atención e integramos sus datos en 360 grados. Incorporamos productos y servicios con herramientas colaborativas ágiles que hacen posible sostener y mejorar el trabajo de nuestros colaboradores, teniendo en cuenta la modalidad de trabajo remoto y la cadena de valor.

La tecnología constituye un pilar fundamental del cambio, no solo nos permite ser una organización más dinámica y ordenada que asegure la continuidad del trabajo, sino que permite dar una respuesta eficiente y brindar mejor servicio a los clientes.

 – Alberto González Santos, gerente General de Naturgy BAN

En Naturgy, en los últimos años trabajamos en el desarrollo de innovaciones tecnológicas que permitan optimizar la relación con nuestros clientes, con los gasistas y su vínculo con el área técnica.

Avanzamos fuertemente en la digitalización de la misma. Desarrollamos nuevos canales de atención, tanto a través de las redes sociales, como del call center telefónico y nuestro portal de autogestión, Oficina Virtual. Esto permitió que en 2020 hayamos canalizado más de 2,8 millones de consultas.

Referido a medios de pago, en los últimos años avanzamos en la externalización, pasando de 16 centros de cobro presencial a más de 1.500 puntos de cobro en toda nuestra área de cobertura.

A su vez, los procesos de digitalización también avanzaron sobre la forma de distribuir las facturas. Hoy, más de 700.000 de nuestros usuarios reciben la factura en formato digital.

En tanto, con relación a los gasistas matriculados, hoy los trámites con ellos se realizan de forma 100 por ciento virtual. Estas iniciativas nos permiten brindar una experiencia satisfactoria a nuestros públicos de interés, continuándoles brindando un servicio de calidad.

– Juan Andrés Aranguren, gerente de Tecnología de PAE

La tecnología siempre ha estado presente en el negocio de la energía, podemos observar en los últimos años una tendencia hacia fuentes renovables que requieren un constante desarrollo tecnológico como la generación eólica, solar e hidrógeno que han visto una mejora sustantiva en costos y hoy son una pieza competitiva del suministro de electricidad a escala global.

La tecnología digital pone primero y en el centro a nuestro cliente frente a viejos paradigmas que buscaban producir todo lo que se pudiera al costo más bajo posible.

En PAE vemos a la digitalización como una oportunidad para conocer mejor a nuestros clientes y sus necesidades, integrar mejor a la organización para crear una respuesta acorde en forma eficiente y rápida entre los múltiples sectores que intervienen y adaptar nuestras fuentes de producción para las demandas del mercado.

Para nosotros la tecnología crea un espacio para la innovación y así preparar a la compañía para competir mejor en un contexto impredecible y no lineal.

–  Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía

En Pampa sabemos que la tecnología es fundamental en nuestro modelo de negocio, por ello, tenemos un programa de digitalización de procesos que nos permite la utilización de datos para la toma de decisiones.

En ese sentido, implementamos una plataforma que nos permite obtener los datos operativos de plantas y yacimientos en tiempo real desde cualquier lugar, a través de un dispositivo.

Estas implementaciones que llevamos adelante nos desafían sobre los nuevos conocimientos que debemos adquirir, trabajando de forma mucho más integrada con equipos multidisciplinarios, con perfiles con fuerte conocimiento de los procesos del negocio, tecnologías y con capacidad de análisis a partir de los datos.

Tener información de calidad ordenada y accesible en múltiples contextos todo el tiempo, nos permite tomar decisiones más rápidas y de mejor calidad, y sin dudas, posiciona a Pampa a la altura de los principales referentes mundiales de la industria.

– Javier Gremes Cordero, CEO de PECOM

La industria de la energía dio un salto en productividad con la incorporación de las nuevas tecnologías y la automatización. Entre otros logros, se redujo la exposición al riesgo de las personas, se eliminaron errores y las tareas repetitivas se tornaron más seguras.

Asimismo, con la incorporación de comunicación y digitalización, se impulsó la operación remota y se reemplazaron procesos reactivos por decisiones en tiempo real.

Este cambio comenzó en las operaciones de subsuelo, perforación y fractura de pozos, lo que posibilitó, por ejemplo, que el mayor importador de petróleo se convirtiera en pocos años en exportador.

A su vez, se redujeron de días a horas las tareas de traslado de los equipos de perforación desde un pozo a otro. El próximo paso es lograr este salto cualitativo en los procesos de superficie.

Para tal fin, en PECOM desarrollamos un Modelo de Operación Digitalmente Asistido (MODA), que cambia disruptivamente la forma de operar. Incorpora soluciones innovadoras basadas en la transformación digital, permitiendo la integración de los modelos operativos y los servicios.

 – Mariana Melbardis, socia de PwC Argentina del área de Consultoría

En los cinco años que pasaron desde el derrumbe de los precios del petróleo en 2014, las empresas del sector (O&G) hicieron recortes sustanciales de costos para ajustarse al entorno de precios bajos.

Optimizaron la producción, simplificaron sus organizaciones y renegociaron contratos con proveedores. La pandemia dio un golpe más a una industria que ya tambaleaba, pero las compañías debieron resistir el impulso de postergar sus programas de transformación digital, pues estos son estratégicos para aumentar la eficiencia, impulsar la rentabilidad y administrar la agenda de sostenibilidad y bajo carbono.

La digitalización les será esencial para sobrevivir. Actualmente pocas compañías se identifican como “campeones digitales”, con un claro posicionamiento en el mercado con soluciones complejas a medida, ofrecidas a través de interacción digital multinivel. Por el contrario, muchas compañías se ven en las primeras etapas de la madurez digital. 

–  Paula Altavilla, CEO Schneider Electric (Argentina)

Todos sabemos que el cambio climático es el mayor desafío de nuestra generación, tenemos que limitar el aumento de la temperatura global a 1,5°C, y la energía es responsable de más del 80 por ciento de las emisiones de carbono del mundo.

Para resolver este desafío debemos ser cuatro veces más eficientes en cómo gestionamos la energía y los procesos. La electricidad debe duplicar su participación en la matriz energética y a su vez debe multiplicar por seis el uso de fuentes renovables.

En Schneider Electric creemos firmemente que la solución es un mundo más eléctrico y más digital. La disrupción digital es el motor de la eficiencia y la sostenibilidad.

Nos permite ser mucho más eficientes en cómo utilizamos la energía eléctrica en el hogar, en el trabajo, en la movilidad, en los procesos industriales, etcétera. Nos permite establecer objetivos de eficiencia y descarbonización sostenibles, con resultados medibles utilizando tecnologías que ya existen en la actualidad.

– Sean Rooney, presidente de Shell Argentina

La innovación tecnológica está cambiando las formas en que producimos, transportamos, demandamos y consumimos la energía. Nos hemos vuelto más eficientes y estamos reduciendo exponencialmente el impacto de la actividad, yendo hacia energías cada vez más limpias y formas de mayor cuidado para generar esa misma energía.

Un ejemplo que todos conocemos es el avance de las energías renovables y el hidrógeno, pero estamos teniendo también progresos en todas las fuentes de energía alternativas.

En materia de hidrocarburos, en lo que es Vaca Muerta, por ejemplo, la incorporación de tecnologías de punta desarrolladas localmente o traídas de otros activos en el extranjero nos ha permitido ganar eficiencia, aplicando procesos más simples y seguros en el trabajo, mejorar la competitividad, a través de la reducción de tiempos y costos, y mitigar impactos potenciales.

La tecnología está revolucionando la industria energética y va a seguir haciéndolo cada vez más en el futuro cercano. 

 – Oscar Sardi, director General de TGS

La tecnología digital está transformando a las compañías de energía, con impacto no solo en la operación y en su productividad, sino también en la dinámica para la toma de decisiones.

La transición que está sucediendo en el mercado energético, junto con la transformación digital motorizada con foco en el cliente y la mejora de procesos, que redunden en un beneficio para la comunidad, irrumpe en los estilos de vida, generan consumidores con diferentes valores, actitudes y expectativas. Así la relación de las personas con las empresas está cambiando.

Esto impacta en la complejidad del juego competitivo de la industria, impulsando a pensar nuevos modelos de negocio y liderarlos con estructuras ágiles. Se están adoptando tecnologías innovadoras con la capacidad de generar cambios en la operación, como las herramientas de data analytics, IoT, IA, digital twins y blockchain.

La innovación tecnológica y la transformación digital están rompiendo paradigmas y la forma de usar la energía está transformándose. Es una oportunidad para la industria, que debemos liderar.

Fuente: https://www.infotechnology.com/mundo-cio/estos-14-empresarios-opinan-sobre-el-negocio-de-la-energia-en-argentina/

 

 

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YPF y Shell incrementan su actividad en Vaca Muerta: 16 pozos nuevos y otra planta de gas y petróleo

Shell Argentina e YPF anunciaron su decisión de pasar a desarrollo el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Esta determinación se da luego de completar satisfactoriamente una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área.

Esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Pablo Iuliano, VP de Upstream No Convencional de YPF, dijo que desde la compañía “vamos a sumar nuestra experiencia y conocimiento en este nuevo desarrollo que lanzamos en conjunto con Shell.

“Vamos a continuar trabajando en Vaca Muerta para el desarrollo de nuestro país, cubriendo la demanda interna y exportando volúmenes crecientes de petróleo y gas”, señaló Iuliano.

“Desde YPF generamos valor con base en el crecimiento eficiente y la sustentabilidad ambiental y social, con una oferta de energía de baja huella de carbono”, agregó.

Esta inversión se suma a las que Shell ya viene haciendo en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, en etapa de desarrollo desde fines de 2018. En estas áreas, ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, la compañía triplicó su capacidad de producción instalada con la reciente puesta en marcha de una segunda planta de procesamiento de petróleo y gas de 30.000 barriles de petróleo diarios, que se agregan a los 12.000 bpd ya existentes.

Shell Argentina cuenta con una producción de 31.000 barriles diarios promedio en sus activos en el país y lleva más de 100 pozos perforados en Vaca Muerta. En los próximos años, la compañía realizará más de 35 pozos anuales para continuar con los planes de desarrollo en las áreas que opera.

 

Fuente https://www.ambito.com/energia/vaca-muerta/ypf-y-shell-incrementan-su-actividad-16-pozos-nuevos-y-otra-planta-gas-y-petroleo-n5310391

 

Información de Mercado

Jorge Lapeña: “Hay que acelerar la producción de Vaca Muerta y venderla a todo el mundo”

Terminó la Cumbre sobre Cambio Climático que se desarrolló en Glasgow, Escocia (la COP26) y dejó importantes recomendaciones en torno a qué hacer para frenar el daño al planeta. Argentina estuvo sobreprepresentada: entre este encuentro y el G20 realizado en Roma, sumaron más de 120 los integrantes de la misión oficial, entre los enviados de diferentes poderes.

Pero la tarea estaba aquí, igual que los expertos. Y lo que falta, es un plan concreto, no un viaje de exhibición. Al menos, así lo analizó uno de quienes más saben sobre energía en el país y que presidente el Instituto General Mosconi, Roberto Lapeña, exsecretario de Energía de la Nación.

En su diálogo con el programa “Tormenta de Ideas” (sábados a las 8.30 por radio Nihuil), el experto dio cuenta de lo que desde el punto de vista de quienes abordan la producción energética y abordan las alternativas a futuro, representaría un verdadero rol de la Argentina en la materia.

– Un diputado nacional de esta provincia participó de la misión del Congreso en Glasgow y planteó que, lo voy a decir textualmente, hay que morigerar Vaca Muerta. ¿Se puede morigerar? ¿hay que eliminar el proyecto Vaca Muerta?¿ Es una burrada lo que dijo o tiene algo de asidero? Estoy hablando de José Luis Ramón.

– No conozco exactamente las declaraciones del diputado. Lo que hay que morigerar o disminuir es la proporción de las energías carbonosas en la ecuación energética. Es decir vamos hacia una transición energética, una transición energética que tiene un período largo, estamos hablando de 30 años. Los objetivos por alcanzar de neutralidad de misiones se van a alcanzar en el año 2050, de acá a 30 años, posiblemente algo extendido al 2060. Es un proceso largo en el cual tendremos que sustituir la fuente de energía carbonosa. Esto es menos utilización de carbón, menos utilización de combustibles líquidos y derivados del petróleo, menos utilización de gas natural y, en ese contexto, más utilización de energías renovables no productoras de gases de efecto invernadero, más utilización de energía nuclear. más hidráulica. más solar, etcétera. Este es el proceso de transición este energética que nos va a permitir tener una situación planetaria con elevación de la temperatura por sobre los niveles de la era preindustrial en 1,5 grados, qué es el objetivo que se ha planteado en la comunidad internacional en la reunión está de Glasgow.

– De todas maneras, me da la impresión que nos toca distraídos el tema. Yo no sé si la Argentina tiene un plan que vaya camino a eso. Lo tuvo durante el gobierno anterior, cuando se promovieron fuertemente las energías alternativas, pero todo ese plan se dio de baja.

– No diría que se dio de baja, pero lo cierto es que la Argentina no tiene un plan estratégico para navegar en ese proceso de transición energética de los próximos 30 años. No tiene una estrategia energética nacional acordada políticamente en el Congreso, no está discutido internamente y en este contexto sobre una situación todavía no dormí nada de la energía en Argentina para transitar ese largo proceso. Entonces hay quienes piensan que, bueno que como el petróleo y el gas van a sufrir una importante reducción de la demanda, hay que hacer una producción acelerada de Vaca Muerta para venderla toda al mundo. Por ejemplo, digamos hay una una parte de la sociedad Argentina que cree en eso, y me parece que bueno que es un momento de construir lo que no tenemos, que es una estrategia energética bien debatida, bien consensuada y que la puedo mantener por 30 años y qué es estrategia no sé contraponga con la estrategia mundial pactada en esta reunión que acaba de terminar en Glasgow, que por otra parte es sucesora de París de 2015 y de otra reunión climática virtual que hubo el 22 de abril de este año, en la cual participaron los principales líderes mundiales. Me parece que la Argentina tiene que protagonizar esa transición en armonía con otros países.

– Frente a este desafío es real y necesario vamos a señalar por pasos. Tener un plan y discutirlo estuve leyendo el plan de Chile donde hay tres ministerios metidos de cabeza. Lo han diseñado paso a paso, inclusive, y está aprobado como política de estado por todos los partidos. En Chile hay grieta y hay discusión como la Argentina, pero estos temas no se tocan. Y por otro lado, Vaca Muerta. Volvemos al principio. ¿hay que morigerarla, frenarla, pararla?  ¿Cuál es la señal que tiene que dar una persona que está en la misión oficial? Me pareció sorprendente porque no hay alternativa hoy como para dar por muerta a la Vaca Muerta. Me parece que primero habría que rascar al máximo, aprovecharlos hasta buscar alternativas inclusive de empleo para para toda esa gente.

– Efectivamente, la primera parte de la pregunta. Lo que hay que hacer es lo que está haciendo Chile, de alguna forma es el ejemplo cercano. Hace un plan aprobarlo por ley del Congreso, consensuarlo y ejecutarlo. Esto es lo que nos va a marcar la hoja de ruta. Sin hoja de ruta no llegaremos a ningún lado y vamos a tener problemas serios en el caso de jugar una estrategia individual divorciada del contexto mundial. Hay 200 países en el mundo y la Argentina forma parte de un grupo de 40 países, de eso 200, que contribuyen en mayor medida que los otros a la contaminación y tienen que hacer el esfuerzo en su justa medida. Tiene que participar de ese de ese esfuerzo y no ser un colado o jugar por afuera, porque va a tener represalias comerciales y otro tipo de inconveniente. Entonces, lo primero es tener el plan. Ahora cómo es, cómo son esos 30 años. Son 30 años en el cual va a disminuir la demanda mundial de petróleo, la medida demanda mundial de gas y va a ser sustituida por otras energías que tienen que aumentar. Entonces, Argentina no tiene que cerrar Vaca Muerta, ni ningún yacimiento. Argentina tiene que tenerlos en producción y abastecer sus requerimientos internos y exportar el resto. Ahora, para exportar el resto tiene que ser competitiva a nivel internacional y Argentina no es competitiva a nivel internacional, entonces lo peor que podría decir la Argentina es acelerar Vaca Muerta para consumir toda la Argentina a como de lugar. Me parece que hay un tema. Ni cerrar Vaca Muerta, ni pensar en contra de la transición o apostar en contra de la transición, que sería nefasto. Hay que comprender el fenómeno y este ajustar la propia economía la producción. Es decir, lo peor que podríamos hacer es pensar que todo el mundo va a bajar la demanda y que nosotros no vamos aumentar para poner en producción esos recursos.

– Particularmente con su experiencia y con todo el trabajo que viene haciendo instituto Mosconi. Cómo vio usted la posición de la Argentina en la cumbre, lo que dijo el presidente. Inclusive apareció una oportunidad de negocios con elaboración de hidrógeno verde, que ni siquiera tenemos claro bien qué es y cómo funciona.

– Lo de la aparición de este negocio por US$8.000 millones por el hidrógeno verde me pareció sorpresiva, no está conocida en la Argentina. El presidente la anunció en ese escenario mundial sin haberla anunciado internamente, lo cual me parece un hecho que no es común. Me parece raro que ese proceso efectivamente se de, porque sino lo hubieran difundido antes en la Argentina para que, por lo menos, tomáramos posición sobre ese tema, lo conociéramos, pudiéramos entender el problema. Entonces desconfío mucho, de una inversión de ese tipo de US$8.000 millones de la cual no habíamos escuchado hasta el momento actual. Así que eso lo pondría como un proyecto que, en principio, hasta que cambie la situación local, lo caracterizaría de inmaduro, no lo conocemos. El gobierno argentino no ha logrado unificar una posición y esto producto de no tener una estrategia acordada internamente, entonces yo he visto diferencias entre, por ejemplo, el pensamiento de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Ambiente, etcétera. Veo diferencia dentro del propio gobierno. De hecho, la ley de promoción de los hidrocarburos, que se presentó hace unos 15 días en el Senado de la nación, va en sentido contrario  e ignora totalmente el tema de la transición energética, promueve a diestra y siniestra el tema de los hidrocarburos y. pareciera. que el que la redactó, que es el propio presidente de la Nación, que la firmado y su principal ministro, ha ignorado en ese texto la existencia propia de la transición energética mundial. Entonces, veo un cierto divorcio entre lo que se plantea y después lo que se hace internamente. El gobierno tiene que ordenar el funcionamiento de su sector energético a nivel político.

– Más allá de la promoción del Estado, uno puede ver también otra grieta. Hay una predisposición de empresas, lo vemos acá en Mendoza, de avanzar con energía fotovoltaica, con nuevos emprendimientos de energías alternativas, de trabajar en proyectos hidroeléctricos y que no encuentran el ámbito adecuado, la contención necesaria de parte del Estado para poder multiplicar todo está está vocación de cambio que hay a nivel privado.

– Por eso, el primero que tiene que poner en orden las ideas es el Estado y esa es una función política, el Estado y el gobierno tiene la obligación de poner orden en esa hoja de ruta. Primero, generar primero los consensos políticos y con eso consensos políticos puede aprobar legislación, con la seguridad de que sea legislación no va a ser dejado de lado tan pronto una elección cambié la situación política. Si tenemos que ir hacia la idea de una política de Estado, esa la política de Estado es la guía que permite al inversor inteligente y eficiente, decir “me conviene, voy a hacer tal cosa, porque esto es lo que me conviene como inversor, pero también es lo que le conviene al país”. En su plan de largo plazo, mientras eso no exista estamos haciendo salto de mata, corriendo atrás de los acontecimientos y nunca tenemos la claridad suficiente como para imaginarnos el largo plazo, siempre corto plazo. Entonces me parece que el gobierno, ahora cuando termine esta elección, tendría que entrar en una profunda reflexión, y dentro de esa profunda reflexión, supongo que estará en resolver los problemas macroeconómicos que la Argentina tiene,  los problemas políticos que son la causal de estas grandes incertidumbres hacia el futuro que nos presenta la Argentina hoy.

– ¿Hay materia gris suficiente en Argentina para generar en 2022 un espacio fuerte de exigencia? Que se lo empuje el gobierno nacional a tener un plan, a construir un plan. Un espacio a nivel técnico político fuerte en dónde se busquen coincidencias y no solamente el choque.

– Materia gris hay, lo que pasa es que esa materia gris no está organizada. La discusión momentánea en la política, siempre en el plano táctico, nunca en el plan estratégico, que ofrece la Argentina desde hace muchos años, dificulta qué es la materia gris este se expresa en forma organizada. Entonces, por eso digo, me parece que después de las elecciones Argentina va a tener que entrar una reflexión profunda. El gobierno también va a tener que entrar en una reflexión profunda respecto a cómo organiza sus últimos dos años de período gubernamental, porque veo muchos problemas de funcionamiento político en el ejecutivo y en el gobierno en general.

 

 

Fuente: https://www.memo.com.ar/poder/lapena-vaca-muerta-cambio-climatico-cop26-entrevista-tormenta-de-ideas/

 

 

Información de Mercado

Vaca Muerta impulsa producción de petróleo de Argentina a cifras récord

La producción argentina de crudo ha alcanzado una cifra sin precedentes de 532.566 barriles por día en septiembre de 2021, según un informe difundido este viernes por la firma privada Regional Investment Consulting (Ricsa), superando así la marca anterior más alta de 528.782 bpds de marzo de 2020, cuando estalló la pandemia del COVID -19.

Los nuevos resultados se dieron en conjunto con un aumento del 10% solo en Vaca Muerta, que en agosto de 2021 alcanzó los 174,416 bpds, lo que representa el 33% de la producción total del país.

“En términos petroleros, de los cinco pozos más productivos del país, la empresa YPF S.A. ocupa el primer lugar, mientras que el segundo y tercer lugar corresponde a la empresa Exxonmobil”, señala el informe privado.

En cuanto al gas en Vaca Muerta, la cifra “se mantuvo prácticamente igual a la de agosto”, con una variación mensual negativa del 0,2%, y un total de 44,205 millones de m3 (metros cúbicos) de gas. En tanto, la producción total del país alcanzó los 133.672 millones de m3 de gas, un 0,8% menos que en agosto, según el informe. La producción de gas en septiembre fue la segunda más alta de los últimos 12 años, con 133 millones de m3 diarios, según el Ministerio de Energía.

Según cifras oficiales de producción, en septiembre se registró un total de aproximadamente 68,1 millones de metros cúbicos por día de gas no convencional, alcanzando así un máximo histórico por tercer mes consecutivo.

El informe Ricsa también mostró inversiones por valor de 42 millones de dólares.

Septiembre también reflejó un crecimiento interanual de la producción de gas no convencional del 30,9% mientras que el gas en su conjunto lo hizo en un 7,9% con un incremento del 2,8% con respecto a agosto, que si se compara con los datos prepandémicos, muestra un crecimiento global del 3,8% y del 22% en producción de gas no convencional con respecto a las cifras de febrero de 2020.

 

 

Fuente: https://es.mercopress.com/2021/10/30/vaca-muerta-impulsa-produccion-de-petroleo-de-argentina-a-cifras-record

 

 

Información de Mercado

Argentina buscará invertir en infraestructura con venta de gas a Brasil

Un financiamiento por 1,800 millones de dólares (mdd) aunado al Plan Federal para Obras de Transporte Eléctrico con un valor de 3,000 mdd, permitirán al Ministerio de Argentina financiar la construcción del gasoducto Vaca Muerta y diversas obras de transporte eléctrico.

A través de un comunicado, la dependencia argentina señaló que los montos por las exportaciones de energía a Brasil financiarán ambos proyectos a través de la construcción del nuevo gasoducto aunado a un plan para edificar líneas de alta tensión.

Con este paso, Argentina aprovecharía su potencial de generación en la producción de gas y eléctrica. Esta medida permitirá al Ministerio de Energía disponer de 100 mdd extra para finales de 2021, que se sumarán a los 500 mdd recaudados por el llamado “impuesto al patrimonio”.

Cabe recordar que los grandes proyectos de infraestructura se han detenido en Argentina desde 2018 debido a la crisis económica. La medida espera sumar mayor capacidad de transporte para reactivar las inversiones en generación térmica, eólica y solar.

Inversión separada

La Resolución 1037 del Ministerio de Energía crea una Cuenta de Exportación dentro del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que “permite [que] los beneficios de las exportaciones de energía eléctrica a Brasil sean cobrados en una cuenta separada, cuyo destino específico es la ejecución de infraestructura energética funciona”, según el Diario El Cronista.

Cabe recordar que en los primeros nueve meses de 2021 se exportaron 2.876 gigavatios hora (GWh) a Brasil, superando el récord anual de 2.618 GWh que se registró en 2020, con precio promedio de exportación el año de 205 dólares por megavatio-hora ($ / MWh); mientras que en septiembre de este año subió a más de los 287 dólares.

Solo en septiembre de 2021, Argentina exportó electricidad a Brasil por 258 millones de dólares, mientras que las proyecciones para 2021 rondan los 1,000 millones de dólares.

“El alto requerimiento energético de Brasil -asociado a la extraordinaria sequía que enfrenta- representa una oportunidad para colocar el excedente disponible del sistema local, a través de la interconexión internacional, por el convertidor de Garabí”, señaló en este sentido, Federico Basualdo, el subsecretario de Energía Eléctrica.

El funcionario dijo que al quemar diésel -que se importa para satisfacer la demanda energética interna y externa– las máquinas termoeléctricas se deterioran más rápidamente que las que funcionan con gas natural, lo que encarece su mantenimiento.

 

Grandes reservas

La construcción de un nuevo gasoducto que lleve gas desde Vaca Muerta al resto del país es una necesidad que fue catalogada como “urgente”.

Según la iniciativa privada argentina, el país cuenta con la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo -en referencia al recurso-, pero les falta capacidad de transporte.

Mientras tanto, y también como fuente de ingresos, Argentina importará gas licuado y lo revenderá a una central térmica brasileña a un precio 10 veces superior al que se cobra a nivel nacional por uso doméstico.

La firma argentina IEASA cerró un contrato de exportación con la termoeléctrica brasileña Ambar Uruguaiana Energía 57 millones de metros cúbicos a 43,8 dólares por el millón de BTU, lo que significará un costo final de operación de 92 millones de dólares, según el Ministerio de Energía.

La diferencia entre el costo de importación y el precio de venta a Brasil permanecerá con IEASA. Después de los impuestos a la exportación, los analistas creen que rondará los 7 mdd.

Brasil depende en 60% de la generación hidroeléctrica para obtener energía y durante dos años ha atravesado una sequía, por lo que se ha visto obligado a buscar otras fuentes, como la importación de gas licuado en Río de Janeiro o la electricidad de Argentina.

 

 

Fuente: https://realestatemarket.com.mx/noticias/infraestructura-y-construccion/35243-argentina-invertiria-en-infraestructura-con-venta-de-gas-a-brasil

Información de Mercado

YPFB suspende temporalmente envío de gas a Argentina por fallas en campo Margarita

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó este viernes que uno de los pozos del campo Margarita sufrió una falla operativa lo que ocasionó inconvenientes en el envío de volúmenes de gas natural a Argentina.

“En las últimas semanas, el envió de volúmenes de gas natural al mercado argentino, en el marco del contrato de compra venta de gas natural, suscrito entre YPFB e IEASA sufrió algunos inconvenientes para llegar a los niveles comprometidos, a raíz de una falla operativa en uno de los pozos del campo Margarita, específicamente en el MGR-X3ST, que es uno de los de mayor productividad”, señala un comunicado de la empresa estatal.

En ese sentido, se explica que, por prevención, se suspendio de manera temporal la entrega de producción asociada al pozo, misma que asciende a 2,5 millones de metros cúbicos por día.

“Esta falla, notificada como un evento de fuerza mayor por el operador del campo, puso en riesgo la operación del mismo. Tales situaciones están previstas en el contrato y son administradas en ese contexto”, se añade en el texto publicado en las cuentas de redes sociales de YPFB.

Del mismo modo, indica que Repsol y YPFB trabaja desde hace varias semanas para restablecer la producción del pozo afectado, por lo que se espera reiniciar la entrega de volúmenes “en el menor plazo posible”, asegurando que el suministro de gas está garantizado.

Más temprano el medio argentino Río Negro informó que el Gobierno de ese país define por estos días el inicio de un reclamo formal a YPFB porque desde octubre que envía un volumen inferior al mínimo acordado.

La medida deberá ser definida desde Integración Energética Argentina (Ieasa), ya que es la titular del contrato de importación de gas firmado en 2006 y cuya vigencia se extiende hasta 2026.

Fuentes del Gobierno del país vecino explicaron que la decisión de iniciar el reclamo por el incumplimiento de las cláusulas de deliver or pay (entrega o pago) es casi un hecho porque desde el 22 de octubre pasado los envíos de YPFB incumplieron los volúmenes mínimos fijados en la quinta adenda del contrato que se firmó en diciembre del año pasado, señala Río Negro.

 

Fuente: https://correodelsur.com/economia/20211105_ypfb-suspende-temporalmente-envio-de-gas-a-argentina-por-fallas-en-campo-margarita.html

 

Información de Mercado

Gas: Argentina reclama a un socio estratégico para el dólar por incumplimientos

El Gobierno inició acciones para reclamarle una multa millonaria a Bolivia por incumplir los envíos diarios de gas natural durante las últimas dos semanas.

La empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) debe entregar en esta época del año unos 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), pero desde el 22 de octubre está en falta y le transfiere a Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa) entre 6 y 7 MMm3/d. La sumatoria de la penalización sería por 10 millones de m3.

Así lo anticipó el viernes pasado el diario Río Negro y lo confirmó el asesor de la Presidencia en temas energéticos, Ariel Kogan, quien además es colaborador de estrecha confianza del secretario de Energía, Darío Martínez.

El contrato de importación de gas que la Argentina tiene con Bolivia fue firmado en 2006 por los ex presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales.

Hay una cláusula de deliver or pay (DOP; entregar o pagar) para el vendedor, que es lo que reclaman las autoridades argentinas.

Según el consultor Álvaro Ríos Roca, socio director de Gas Energy Latin America y ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia entre 2003 y 2004, la Argentina está pidiendo el equivalente a unos u$s 2,5 millones por el incumplimiento de YPFB, a razón de 7 dólares por millón de BTU.

La petrolera de bandera boliviana informó que sufrió junto a Repsol una falla operativa en uno de los pozos del campo Margarita y lo catalogó como un “evento de fuerza mayor”, por lo que estaría a salvo de una multa.

Los gobiernos de Argentina y Bolivia deben negociar antes de fin de año la sexta adenda al contrato.

Como en la Cuenca Norte local, la producción del país vecino está en declinación (42 MMm3/d y una caída del 3% a 4% anual, de acuerdo a los datos de Ríos Roca) y prioriza su mercado interno (15 MMm3/d) y las exportaciones de gas a Brasil (20 MMm3/d). Por lo tanto, los excedentes son cada vez menores.

En este sentido, las autoridades energéticas argentinas quieren que Bolivia reduzca al mínimo su inyección en verano, cuando sobra el gas local, y eleve las entregas en el invierno, ya que reemplazan importaciones de gas licuado más caras -u$s 7 frente a u$s 15 por millón de BTU proyectados para el año que viene- y de combustibles líquidos para la generación eléctrica.

Por eso, Ríos Roca apuntó que “la solución es que Argentina construya el Gasoducto Néstor Kirchner, revierta el Gasoducto Norte y consiga demanda de exportaciones en Chile y Brasil”.

Fuente: https://www.cronista.com/economia-politica/gas-argentina-reclama-a-un-socio-estrategico-para-el-dolar-por-incumplimientos/

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MEGSA: Kogan defendió el proyecto que promueve inversiones, y el del nuevo gasoducto

El asesor presidencial en materia energética, Ariel Kogan, defendió el proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas, aseguró que “en ningún caso busca superponerse ni menoscabar las potestades de los poderes provinciales” y anticipó que el Gobierno nacional “está dispuesto a modificar la redacción de algunos artículos que no son de fondo, “si les caben dudas a algún gobernador o fiscal de Estado, para asegurar que no se van a avasallar derechos”.

“No se comprende cómo algún gobernador pueda encabezar una rebelión federal, ya que no hay ningún avance sobre la propiedad provincial de los recursos ni ninguna intención del Gobierno nacional de ir por encima de las provincias”, agregó Kogan durante un encuentro virtual organizado por el Mercado Electrónico del Gas S.A (MEGSA), difundidas por la Agencia Telam.

El funcionario destacó el respaldo al plan oficial de la mayoría de las empresas, el pleno de los trabajadores y las cámaras Pyme, y sostuvo que “Neuquén tiene una visión un poco equivocada” sobre ciertos aspectos del proyecto.

La iniciativa, explicó, plantea incentivos con impuestos federales, medidas arancelarias y cuestiones cambiarias, “que son atribuciones exclusivas del Gobierno nacional, así como la organización de las exportaciones”.

“Las únicas modificaciones de la ley madre (de Hidrocarburos) son dos: la incorporación del almacenamiento subterráneo (de gas), a pedido de algunas provincias y empresas que tienen proyectos en marcha; y la otra es el artículo 90, que sólo aclara el nuevo nombre de la Secretaría de Energía”, aclaró Kogan.

El asesor admitió, por otra parte, que una empresa petrolera, a la que no identificó, propuso modificar la línea de base a partir de la cual se medirá la producción incremental de hidrocarburos que gozará de los incentivos previstos.

“Es válido, consideró, que alguna empresa pida una base menor para tener mayor disponibilidad de exportaciones, pero tenemos que velar por el interés general y el funcionamiento del sistema sin poner en riesgo el abastecimiento interno: hay que cuidar que el crudo local abastezca a las refinerías con mayor componente nacional”, acotó.

De todos modos, afirmó Kogan, “la producción va a escalar rápidamente y la discusión sobre este punto quedará como una anécdota”.

En otro orden, remarcó que el sistema gasífero “necesita imperiosamente la ampliación de la capacidad de transporte”, para lo cual se estudian distintas alternativas de financiamiento, tanto del Estado como algunas ofrecidas por empresas privadas del sector.

“La Secretaría de Energía elaboró un esquema para reemplazar lo que importamos de GNL (gas natural licuado) y gasoil; paliar el declino de la producción de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia); y potenciar las exportaciones, básicamente a Chile y en menor medida a Brasil”, detalló el funcionario.

En ese sentido, se diseñaron obras que incluyen un gasoducto grande, desde Neuquén hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires) y de allí a San Gerónimo (Santa Fe), pero además se prevé la vinculación de las Transportadoras de Gas del Norte y del Sur (TGN y TGS) para “facilitar el abastecimiento a todo el país”.

Ese plan prevé tramos finales del Gran Buenos Aires, para Central Puerto (ubicada en la costanera sur de CABA), el gasoducto norte y ampliaciones del centro oeste, para transportar lo que llegue de Vaca Muerta.

“Los proyectos están terminados, falta la financiación y se estudian todas las opciones, empezando por los aportes del Tesoro de este año y el próximo; y la participación privada en general, y en particular de las productoras de gas, lo que requiere diseñar una herramienta para que ese aporte se materialice”, dijo Kogan.

Mencionó por último, como probables fuentes financieras, a la recaudación del Aporte Solidario de las Grandes Fortunas, “para lo cual hace falta una norma que permita utilizar esos fondos”, y también la posibilidad de emisión de algún título por parte del Estado, con destino específico: “hay varias alternativas sobre la mesa del ministro (Martín Guzmán), el Jefe de Gabinete (Juan Manzur) y el Presidente (Alberto Fernández)”, concluyó Kogan.

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Acuerdo salarial para petroleros

Las Cámaras de la industria de hidrocarburos y todos los sindicatos del sector acordaron adelantar el pago del primero de los aumentos correspondientes a la paritaria 2022 a diciembre de este año.

De esta manera, todos los trabajadores y las trabajadoras recibirán un aumento del 15 % con el salario de diciembre 2021.En mayo el sector firmó un acuerdo, con vigencia hasta mayo 2022, en el que se reconocía un aumento del 35 % a aplicarse en tres tramos sobre los salarios de noviembre de este año.

Este acuerdo fue firmado en el Ministerio de Trabajo de la Nación por La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la Cámara de Empresas de Operaciones Especiales (CEOPE), el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, el Sindicato Petrolero y Gas Privado de Santa Cruz, el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional de Petróleo y Gas Privado y Químicos de Cuyo y La Rioja, el Sindicato Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa y el Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Salta, Jujuy, Formosa y La Pampa.

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Ariel Kogan: «Neuquén tiene una visión equivocada sobre el proyecto de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas»

Ariel Kogan, asesor presidencial y mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, defendió el proyecto de ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: “En ningún caso busca superponerse ni menoscabar las potestades de los poderes provinciales y el gobierno nacional está dispuesto a modificar la redacción de algunos artículos que no son de fondo si les caben dudas a algún gobernador o fiscal de Estado, para asegurar que no se van a avasallar derechos”. El discurso del contador se produjo luego de que el ex gobernador de la provincia de Neuquén, Jorge Sapag, incitara a los legisladores a eliminar el artículo 90 del proyecto, que supuestamente relativiza las competencias provinciales.

“No se comprende cómo algún gobernador pueda encabezar una rebelión federal, ya que no hay ningún avance sobre la propiedad provincial de los recursos y ninguna intención del Gobierno nacional de ir por encima de las provincias”, agregó Kogan durante un encuentro virtual organizado por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA).

En la misma línea, el ex vicepresidente de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista, destacó el respaldo al plan oficial de la mayoría de las empresas, el pleno de los trabajadores y las cámaras Pyme, y sostuvo que “Neuquén tiene una visión un poco equivocada sobre el proyecto de Ley de Inversiones Hidrocarburíferas».

La iniciativa, explicó, plantea incentivos con impuestos federales, medidas arancelarias y cuestiones cambiarias que son atribuciones exclusivas del gobierno, así como la organización de las exportaciones. “Las únicas modificaciones de la ley madre son dos: la incorporación del almacenamiento subterráneo (de gas), a pedido de algunas provincias y empresas que tienen proyectos en marcha; y el artículo 90, que sólo aclara el nuevo nombre de la Secretaría de Energía”, aclaró Kogan.

Por otra parte, el asesor admitió que una empresa petrolera, a la que no identificó, propuso modificar la línea de base a partir de la cual se medirá la producción incremental de hidrocarburos que gozará de los incentivos previstos.
“Es válido que alguna empresa pida una base menor para tener mayor disponibilidad de exportaciones, pero tenemos que velar por el interés general y el funcionamiento del sistema sin poner en riesgo el abastecimiento interno: hay que cuidar que el crudo local abastezca a las refinerías con mayor componente nacional”, acotó y agregó que «de todos modos la producción va a escalar rápidamente y la discusión sobre este punto quedará como una anécdota”.

Ariel Kogan, álter ego de Darío Martínez, es el virtual secretario de Energía en funciones.

El Plan Gas y el Gasoducto Neuquén-Salliqueló

En otro orden, el funcionario se mostró conforme con la implementación del Plan Gas.Ar: “Veo resultados muy buenos. Se detuvo el declino y la producción crece mes a mes. Es una herramienta que nos permitió ahorrar en torno a los US$1300 millones, por la sustitución de importaciones de GNL y gasoil y un ahorro fiscal de US$700 millones. Al menos desde Vaca Muerta ya tenemos problemas de saturación del sistema de transporte y se necesita imperiosamente la ampliación de la capacidad para lo cual se están estudiando distintas alternativas de financiamiento, tanto por parte del Estado como del sector privado.

“La Secretaría de Energía elaboró un esquema para reemplazar lo que importamos de GNL (gas natural licuado) y gasoil; paliar el declino de la producción de YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia); y potenciar las exportaciones, básicamente a Chile y en menor medida a Brasil. En ese sentido, se diseñaron obras que incluyen un gasoducto grande, desde Neuquén hasta Salliqueló (provincia de Buenos Aires) y de allí a San Gerónimo (Santa Fe), pero además se prevé la vinculación de las Transportadoras de Gas del Norte y del Sur (TGN y TGS) para facilitar el abastecimiento a todo el país», detalló el funcionario.

Ese plan prevé tramos finales del Gran Buenos Aires, para la Central Puerto (ubicada en la costanera sur de CABA), el gasoducto norte y ampliaciones del centro oeste, para transportar lo que llegue de Vaca Muerta. “Los proyectos están terminados, falta la financiación y se estudian todas las opciones, empezando por los aportes del Tesoro de este año y el próximo; y la participación privada en general, y en particular de las productoras de gas, lo que requiere diseñar una herramienta para que ese aporte se materialice”, dijo Kogan.

Por último, el ex diputado mencionó como probable fuente de financiamiento, a la recaudación del Aporte Solidario de las Grandes Fortunas, “para lo cual hace falta una norma que permita utilizar esos fondos”, y también la posibilidad de emisión de algún título por parte del Estado, con destino específico: “Hay varias alternativas, sobre la mesa del presidente Alberto Fernández; el ministro de Economía, Martín Guzmán y el Jefe de Gabinete, Juan Manzur», concluyó Kogan.

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La OPEP+ aumentará su producción en diciembre

La alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, confirmó  que en diciembre incrementará su bombeo en 400.000 barriles diarios (bd) de petróleo diarios, en línea con el plan vigente que se acordó en julio pasado.

Así lo señalaron los ministros de los trece miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de otros diez productores independientes en una declaración conjunta tras concluir su teleconferencia mensual.

Se confirma «la decisión de ajustar al alza la producción conjunta» en 400.000 bd para diciembre», señala el texto del documento, donde también se convoca la próxima reunión para el 2 de diciembre.

La  OPEP+ aumentará su producción en diciembre

La alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudí y Rusia, confirmó  que en diciembre incrementará su bombeo en 400.000 barriles diarios (bd) de petróleo diarios, en línea con el plan vigente que se acordó en julio pasado.

Así lo señalaron los ministros de los trece miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y de otros diez productores independientes en una declaración conjunta tras concluir su teleconferencia mensual.

Se confirma «la decisión de ajustar al alza la producción conjunta» en 400.000 bd para diciembre», señala el texto del documento, donde también se convoca la próxima reunión para el 2 de diciembre.

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Escalada inflacionaria: petroleras adelantan para diciembre un aumento del 15% en salarios que estaba previsto para 2022

Si bien estaba acordado de palabra entre los principales dirigentes sindicales petroleros y las empresas productoras y de servicios, las cámaras que nuclean a las empresas del sector accedieron a adelantar para el 1° de diciembre un aumento del 15% que estaba previsto para el primer trimestre de 2022.

El entendimiento, que se suscribió ayer en un acta firmada por los representantes de los sindicatos de las provincias petroleras y la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y la Cámara de Empresas de Operaciones Especiales (CEOPE), se da en el marco de una escalada inflacionaria que registró en septiembre una aceleración de 3,5% (interanual de 52,5%) y trepó a 37% en lo que va del año.

Lo acordado preveía que la nueva recomposición se concretaría recién en los primeros meses de 2022, pero la escalada inflacionaria que está registrando el país empujó a las productoras a adelantarlo para diciembre.

La paritaria petrolera debería reabrirse, según lo estipulado, el 1º de abril de 2022, pero en la industria advierten que, casi con seguridad, la negociación se adelantará para fines del primer bimestre del año por la delicada situación macroeconómica del país, con una inflación creciente que se mantendrá en niveles altos, según coinciden la mayoría de los analistas.

El acta

Firmaron el acta el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa; el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut y el sindicato petrolero de la provincia de Santa Cruz. Además, el sindicato del personal jerárquico de la Patagonia Austral; los jerárquicos de Neuquén, Río Negro y La Pampa; y los gremios profesionales y jerárquicos de Salta, Jujuy y Formosa y los químicos de Cuyo y La Rioja.

El acta firmada resalta que “atento al complejo panorama de actualidad económica y social, las partes han decidido adelantar excepcionalmente al mes de diciembre de 2021 el pago de la primera etapa del acuerdo correspondiente al período 1° de junio de 2021 y 31 de mayo de 2022, equivalente a un 15%”. El acta incluye que el pago de la cuota se realizará “siempre que las entidades sindicales mantengan la paz social”.

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Neuquén renueva a Medanito la principal área de la cuenca

La medida se oficializó a través del decreto 1904/2021 de la provincia. Luego de cinco postergaciones, la provincia de Neuquén le aprobó a la firma Medanito la concesión de explotación sobre el área Aguada del Chivato – Aguada Bocarey de la Cuenca Neuquina por 10 años más. La firma deberá pagar más de 7,8 millones de dólares a Neuquén. El decreto firmado por el gobernador Omar Gutiérrez y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro, ratifica el Acta Acuerdo de Prórroga que habían rubricado con la petrolera en junio de este año, cuando  la concesión venció. La compañía […]

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YPF entregará fondos para el gasoducto de Vaca Muerta

Pablo González, presidente de YPF, anunció que el año que viene la petrolera de bandera invertirá 3.500 millones de dólares en la obra. Fue en el marco de una reunión en Neuquén con el gobernador Omar Gutiérrez. González, confirmó que la petrolera aportará fondos para construir el gasoducto Néstor Kirchner, una obra clave para detonar el potencial exportador de Vaca Muerta. Pablo Gonzalez, anticipo después de reunirse en Neuquén con el gobernador Gutiérrez: “Estamos armando un plan de inversión para el año que viene, que va a ser muy ambicioso y que va a llegar a más de 3.500 millones […]

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Neuquén: El gobierno provincial y OTASA ya mantienen reuniones para la concreción de la vía chilena para el crudo de Vaca Muerta

El oleoducto hacia el vecino país podría estar operativo a finales del año entrante para evitar un cuello de botella en la provincia argentina. El gobierno provincial tiene reuniones con los administradores del Oleoducto Trasandino, (OTASA), para ampliar la capacidad de evacuación de petróleo desde Vaca Muerta. Así lo divulgó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro. Además confirmó que esta empresa espera tener en funcionamiento este caño estratégico para Neuquén a fines del 2022. Esta puesta a punto evitaría un cuello de botella para la creciente producción de petróleo no convencional en los bloques de Vaca Muerta.

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Cupo de nafta para turistas extranjeros: sólo pueden cargar 15 litros en Puerto Iguazú y tienen un surtidor exclusivo

Ocurre luego de que las petroleras limitaran la entrega. Hay una fuerte demanda porque en Argentina el combustible es más barato que en Brasil y Paraguay. Los paraguayos y brasileños que crucen a Puerto Iguazú ya no podrán llenar sus tanques en las estaciones de servicio de esa ciudad. Debido a la limitada entrega de las petroleras, el municipio y las expendedoras acordaron que los vehículos con patente extranjera sólo podrán cargar quince litros. Además, se ratificó la exigencia de contar con un surtidor exclusivo para atender la demanda de los turistas que arriben de los países vecinos. La medida […]

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A 83 dólares: El Precio del petróleo, con el Brent como protagonista sube

Además el crudo West Texas Intermediate (WTI), que opera en el mercado de futuros de Nueva York (Nymex), avanzó ayer 1,19% y se vendía a US $81,82 el barril en los contratos con entrega en diciembre. Lo mismo ocurre con el petróleo Brent del Mar del Norte, que lo hace en el mercado electrónico de Londres (ICE), se encarece 1,49% y el barril se comercializaba a US $83,21 pero en los contratos para enero, según Bloomberg. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) divulgó que sus crudos cerraron el miércoles  a US $81,58 el barril, contra a los U$S […]

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Destacan que los gasoductos virtuales serían la mejor opción para Misiones

Se transporta el gas licuado o comprimido (GNL o GNC) en camiones, barcos o trenes y luego se destina a la industria para abaratar costos y mejorar competencia; o en los barrios que tengan red domiciliaria, como el caso de Itaembé Guazú, en Posadas. Mientras el Gobierno nacional sigue anunciando nuevas obras y ampliaciones de gasoductos, Misiones se mantiene como la única provincia del país que no cuenta con ningún metro de redes. Las otras tres del NEA: Corrientes, Chaco y Formosa, tienen algunos municipios con gasoductos. Ante este panorama y la cada vez más lejana posibilidad de que esta […]

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Petroleras se reunieron para analizar la ley de promoción de inversiones

Las firmas que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se juntaron por primera vez para unificar criterios sobre el proyecto. Aseguran que hay consenso sobre las principales preocupaciones. Las principales petroleras del país se reunieron la semana pasada para analizar y unificar criterios -o al menos intentarlo- sobre el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que oficializó el gobierno nacional en septiembre. Se trata del primer encuentro que realizan las empresas para discutir los puntos que generaron ruido en todo el sector. La reunión fue confirmada por fuentes que participaron del encuentro en estricto […]

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Los países nórdicos y cómo llevaron a cabo la transición energética

Argentina acaba de aprobar el Plan de Transición Energética para llegar a 2030 con fuentes de energía renovables y sostenibles, que ayudan al medioambiente. Los modelos nórdicos marcan, sin dudas, el camino a seguir en estas cuestiones. Hace ya un tiempo se convirtieron en ejemplos de transición verde y economía circular para superar los principales desa­fíos que plantean las grandes urbes, que, según la ONU, producen el 75% de las emisiones de carbono y el 80% del gasto energético global. “Suecia se convertirá en la primera nación de los países con Estado de bienes­tar libre de fósiles”, dijeron el premier […]

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La compañía petrolera San Antonio Internacional abonará el sueldo a sus empleados en 2 cuotas

Lo comunicó el departamento de RRHH de la firma quien manifestó que por problemas financieros, debido a la crisis que vive el sector, el salario de todos el personal se abonará en dos tramos. Será de la siguiente manera: un 70% en los próximos días y el 30% restante entre el 15 y el 20 de noviembre. Esta acción puso en vilo al sector petrolero y a la Cámara, porque esta medida impacta fuertemente en dos provincias: Chubut y Santa Cruz, teniendo en cuenta que ambas comparten la actividad y en este caso SAI involucra a casi 1.800 personas en […]

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Daniel Scioli: “Brasil volvió a ser el primer socio comercial argentino”

El embajador argentino en Brasil, habló tras la llegada de Axel Kicillof y la reunión que mantuvieron con más de 70 empresarios El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, subrayó hoy las “buenas perspectivas” del intercambio comercial entre ambos países y estimó que los ingresos por exportaciones a ese destino serán de US $12.000 millones durante este año. “Brasil volvió a ser el primer socio comercial argentino; esto se fue consolidando y hay buenas perspectivas por delante”, destacó el diplomático en diálogo con Radio 10 y El Destape Radio. Asimismo, Scioli estimó que durante este año ingresarán al país más […]

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Jorge Sapag pidió la exclusión del artículo 90° del proyecto de Ley de Hidrocarburos porque afirma que relativiza la competencia de las Provincias

Jorge Sapag, ex gobernador de la provincia de Neuquén entre 2007 y 2015 y actual consultor, cuestionó el proyecto de Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que fue presentado por el gobierno a mediados de agosto. “Esta Ley no debería introducir la discusión sobre el reparto de competencias entre la Nación, las provincias y los municipios.», aseguró. A raíz de ello, Sapag sugirió a los legisladores de las comisiones de Energía del Congreso que “pidan la exclusión del artículo 90° del texto o su discusión y una redacción totalmente nueva, donde quede claro cuáles son las funciones de autoridad de aplicación de la provincia y en qué aspectos es autoridad la Secretaría de Energía”, durante la conferencia virtual organizada por los Colegios de Abogados e Ingenieros de Neuquén.

El artículo 90° del proyecto que Alberto Fernández presentó en agosto indica que la aplicación de la Ley compete a la Secretaría de Energía respecto de los permisos de exploración, las concesiones de explotación y las concesiones de transporte y almacenamiento subterráneo en las áreas hidrocarburíferas en el ámbito de su competencia.

Jorge Sapag

Sobre este punto, el consultor manifestó que “se deberá aclarar si con eso se refieren a los territorios donde a la Nación le compete ser autoridad de aplicación, porque nada dice acerca de las provincias. Si es un error de redacción deberían corregirlo rápidamente porque si el proyecto se convierte en Ley, se interpreta que la Secretaría de Energía queda como autoridad de aplicación de todas las concesiones en los aspectos técnicos, de seguridad y ambiental”.

Jorge Sapag explicó que, de acuerdo con la reglamentación vigente, las normas que dicta el Congreso no pueden limitar la jurisdicción ni la competencia de las provincias y en este sentido, Neuquén tiene derecho a dictar normas complementarias sobre la cuestión medioambiental o incluso una ley de hidrocarburos provincial.

“El proyecto no se discutió con la provincia, pero exige nuestra adhesión. Y detrás del telón de la promoción terminamos resignando facultades no delegadas”, expresó el hijo de Elías Sapag, uno de los fundadores del Movimiento Popular Neuquino. Luego añadió que “hay que redactar las leyes con lealtad federal, sin abusar del derecho de las potestades”.

Mientras la iniciativa no arroja ninguna certeza respecto del apoyo del cristinismo en el Congreso y oscila entre los vaivenes de los heterogéneos intereses de las petroleras, el ex-gobernador de la provincia que alberga el mayor desarrollo de Vaca Muerta, asumió una postura crítica: “Una ley de inversiones tiene que acelerar las inversiones y dar tranquilidad en lugar de mezclar todos los temas. Tenemos 20 empresas que se comprometieron a invertir US$200.000 millones en 41 concesiones no convencionales y el proyecto debería enfocarse en esto”, concluyó Sapag.

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Air-e afina detalles de su subasta de renovables de hasta 500 MW: Se esperan ganadores para enero próximo

Air-e (ex Electricaribe) publicó una Adenda (ver) que, principalmente, modifica el cronograma de su subasta a largo plazo de energías renovables que espera adjudicar por lo menos 848 GWh/año (10% de la comercialización total de la energía), es decir, entre 300 a 500 MW eólicos y/o solares fotovoltaicos.

De acuerdo a la adenda, los comentarios del sector privado acerca de la convocatoria serán acogidos hasta el 9 de noviembre. 10 días después, el 19 de ese mes, se publicarían los términos definitivos. Las ofertas se recibirían el 10 de diciembre y las adjudicaciones se realizarían durante enero del 2022.

Bayron Triana, Gerente Desarrollo y Mercado Mayorista de Energía de Air-e, cuenta a Energía Estratégica que el volumen de energía a adjudicar “va a depender mucho de la competitividad que ofrezcan las empresas con sus proyectos”.

El directivo explica que muchas de las pautas de la subasta se definirán en estos días, una vez recogidos todos los comentarios del sector privado. Además, previo a la adjudicación, la idea de la empresa es negociar condiciones específicas de acuerdo a cada adjudicatario.

Uno de los aspectos tiene que ver con el plazo de firma de contratos de venta de energía (PPA, por sus siglas en inglés). En principio se establece a 15 años, pero se podrían extender a 20 años “si el precio del proyecto lo amerita”, advierte Triana.

La fecha de suministro de los proyectos adjudicatarios es una cuestión que se definirá en estos días. Se está evaluando que sea en enero del 2023 o del 2024. Los contratos que se firmen serán del tipo financiero, es decir que los adjudicatarios deberán horrar sus contratos de energía no necesariamente con la central de energías renovables que se adjudique en el proceso.

No obstante, los términos por el momento definidos en la subasta indican que la “fecha de puesta en operación (deberá ser) a más tardar 12 meses luego de la fecha de inicio de suministro”. Para participar, los emprendimientos deberán estar en condición Fase 2, de acuerdo al criterio de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Ante la pregunta si es que existe un máximo de potencia determinado para los proyectos que se presenten a la convocatoria, Triana responde: “Por el momento no hay límite de tamaño en la participación”.

Analiza: “Si ocasionalmente se presentara un proyecto eólico por 300 MW y el costo por MWh es el más bajo por la economía de escala, y estamos conformes con las garantías que nos presenten y la certeza de la entrada en operaciones del proyecto, podríamos adjudicarlo a uno sólo”. “Va a depender mucho de las ofertas que seguramente tengamos”, remata.

Por otra parte, el gerente de Air-e anticipa que se podrían establecer ventajas para los proyectos que se ubiquen en el área de influencia de la empresa: Atlántico, Magdalena y La Guajira, “por lo que significa la tracción de inversiones en la región”. “En el caso de que hubiera empate respecto a características técnicas y en precio, sí primarían los proyectos de la región”, adelanta.

En cuanto a expectativas por la participación de las empresas, Triana destaca: “Estamos muy tranquilos y confiados en que van a participar muchas          empresas, y grandes que quieren entrar al país o que lo han hecho con algunos proyectos en la subasta del Gobierno. Les interesa la convocatoria que hemos logrado realizar, que concede flexibilidad en la entrega de energía, en el producto, en los plazos y las garantías. Una oportunidad para las empresas”.

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Elbia Gannoum: “ABEEólica trabaja en una licitación de energía eólica offshore para el próximo año”

Brasil avanza en la transición energética y ya analiza posibilidades para llevar a cabo proyectos eólicos offshore. “Tendremos la regulación en diciembre y ABEEólica trabaja para tener una licitación en el próximo año”. 

Así lo aseguró Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), en una entrevista exclusiva durante la COP26 con Energía Estratégica, único medio del sector con alcance latinoamericano con presencia en el evento de Glasgow, Escocia.

Y agregó que siempre se desempeñan con licitaciones competitivas, que hay por cada fuente de energía y, por ende, “existe una específica para para aerogeneradores por fuera de las costas del país”. 

¿Por qué? Gannoum reconoció que “actualmente hay 46 GW de proyectos offshore en desarrollo en Brasil y eso representa cerca de un tercio de la capacidad instalada total, ya que tenemos aproximadamente 170 GW”. 

Cabe recordar que según los datos que aporta ABEEólica, la potencia eólica instalada en territorio brasileño alcanza los 19 GW en 726 plantas de dicha índole, además de otros 4 GW de proyectos en construcción. Por lo que se espera que se alcancen los 20 GW de capacidad operativa para fin de año. 

La energía eólica juega un papel importante para garantizar el suministro en medio de la crisis hídrica del país provocada por una sequía histórica. E incluso grandes empresas multinacionales ya informaron que seguirán apostando por las renovables en Brasil, a tal punto que, a mediados de septiembre, Shell anunció Shell anunció desarrollos por 5GW hasta 2025 bajo una inversión  de USD 577 millones.

Por otra parte, la especialista manifestó que hay un verdadero interés por parte del gobierno de Brasil debido a que se visualiza la instalación de estaciones de hidrógeno y producción de dicho vector energético en las centrales renovables marinas. 

Países de la región se alían para impulsar el hidrógeno verde en Latinoamérica

Y ante la pregunta sobre los precios de la energía eólica offshore, Elbia Gannoum no dudó y afirmó que “ya es muy competitivo”. Esto se debe a que, según explicó, posee un precio de USD 70 por MWh, y si bien está lejos de los USD 30 x MWh de la onshore, sí es comparable con el valor del gas natural, el cual ronda aproximadamente los USD 80 x MWh. 

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Se adjudicaron 9 de los 13 terrenos de la Reserva Eólica Taltal: Las empresas ganadoras que montarán 2,8 GW

AES Gener, EDF en Chile, Enel Green Power, Statkraft y Grenergy Renovables Pacific Limitada y Grupo Ibereólica fueron las empresas que adjudicaron 9 de los 13 inmuebles que se estaban licitando dentro de la Reserva de Taltal, por un total de 16.937 hectáreas.

Según el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile, rector de la subasta, estas compañías se comprometieron a instalar en conjunto 2.779,6 MW de energías renovables no convencionales, más precisamente 1.746,6 MW de energía eólica y 1.034 MW de energía solar.

Además, los proyectos consideran unos 480 MW de capacidad de almacenamiento, lo que se complementa perfectamente con estas fuentes de energía limpia variables, ya que le otorgan estabilidad para el sistema.

La empresa que más hectáreas adjudicó fue Ibereólica. Se quedó con el terreno más extenso: 3.759,89 hectáreas, correspondiente al «Lote B» Reserva Eólica Taltal 2, que ofertó bajo el nombre Parque Eólico Antofagasta.

Además, adjudicó el «Lote A» Reserva Eólica Taltal 1, haciéndose de otras 1.486,67 hectáreas.

Grenergy Renovables fue otra de las grandes ganadoras, ya que se adjudicó tres inmuebles, equivalentes a 3.599,88 hectáreas.

Se trata del «Lote G» Reserva Eólica Taltal 1, de 1.749,54 hectáreas; del «Lote D» Reserva Eólica Taltal 1, por 1.097,65 hectáreas; y del «Lote E» Reserva Eólica Taltal 1, de 752,69 hectáreas.

Por su parte, Enel Green Power se quedó con el «Lote I» Reserva Eólica Taltal 1, de 2.772,11 hectáreas.

La noruega Statkraft, bajo el nombre Empresa Eléctrica Pilmaiquén, se hizo del «Lote C» Reserva Eólica Taltal 2, por 2.609,98 hectáreas.

Asimismo, EFD Chile, se adjudicó el «Lote C» Reserva Eólica Taltal 1, que comprende 1.310,87 hectáreas.

Finalmente, la firma Energía Eólica Pampas, que responde a AES Gener, se quedó con el «Lote B» Reserva Eólica Taltal 1, que se conforma por 1.215,62 hectáreas.

Según el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile, “los proyectos adjudicados comprometieron una inversión superior a los US$ 3.100 millones e ingresos fiscales por UF 621.365 al año”.

“Considerando los 40 años de duración de las concesiones otorgadas, en total se trata de más de UF 24.850.000 que ingresarán al fisco a lo largo de este periodo. Cabe destacar que el 65% de estos recursos se transfieren al Gobierno Regional, para apoyar el desarrollo de proyecto locales”, resaltan desde la cartera.

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Expertos debatieron sobre el presente de la industria eólica argentina y su estrategia a futuro

En uno de los paneles del último evento organizado por la Cámara Eólica Argentina (CEA) panel, Gastón Guarino, Director GRI Calviño Towers Argentina S.A; Diego Coatz, Director Ejecutivo y Economista jefe de la UIA, y Claudio Domínguez, Administración de Gestión y Servicios Eólicos, bajo la moderación de Laura Mafud, conversaron sobre los desafíos actuales de la cadena de valor, el rol de Argentina en la industria eólica en materia de exportación y las diferentes actividades que forman parte del círculo virtuoso de la industria eólica.

Acerca de los desafíos, Guarino comentó que en el 2018 y 2019 se logró un desarrollo sostenido de la industria pero que, con la baja transitoria del mercado local en el último tiempo, el principal desafío actualmente es el de utilizar las capacidades instaladas que tienen las industrias para mantener en actividad los centros fabriles, lo que se ha estado logrando gracias a la exportación.

“Ya hay distintas empresas que han podido exportar componentes específicos; y la regionalización puede llegar a dar una sustentabilidad a este proceso exportador que estamos llevando adelante desde el sector”, explicó.

Por su parte, Coatz agregó que en los próximos 20 años habrá una revolución de la producción energética en donde las energías renovables serán las protagonistas. Los desafíos principales consistirán en generar políticas de estado entendiendo estos cambios y favoreciendo la transición energética, propiciar condiciones financieras para que haya inversión en el país y consolidar lo que ya se generó a nivel industria.

“Argentina tiene que ser un actor en materia energética y tiene que tener una estrategia productiva de largo plazo que apuntale el crecimiento en la industria de energía eólica”, resumió.

Domínguez sumó a los desafíos la importancia de capacitar y desarrollar conocimiento especializado para generar empleo dentro de la industria: “Creemos que la industria eólica va a crecer mucho y que hay capital humano para el desarrollo y generación de empleo en el país”.

Exportación e interacción de la energía eólica con otras industrias

Ahondando en la cuestión de la exportación Guarino explicó: “Nos vimos obligados como industria a poder transitar este bache en el mercado intralocal a través de la exportación”. Agregó que la industria en Argentina todavía era muy joven cuando comenzaron a exportar y que, teniendo en cuenta la rigurosidad y exigencias del sector a nivel global, lograron cumplir con los requisitos necesarios y estuvieron a la altura de las circunstancias.

Aunque en un principio se comenzó a exportar como método de subsistencia y para mantener la capacidad instalada, ahora el desafío es consolidarse buscando las condiciones de competitividad para que esta actividad siga desarrollándose.

“Es necesario exportar”, resaltó Diego Coatz. “Tenemos las condiciones objetivas para hacerlo, pero se necesita previsibilidad macro, precios relativos predecibles y condiciones de financiamiento internacional”. Además, agregó a los desafíos de la exportación la importancia de la colaboración dentro del sector energético entre energías renovables y no renovables.

Al hablar del tema de la interacción con otras industrias Guarino comentó el increíble valor de la energía eólica al lograr mitigar la huella de carbono de distintos productos.

“La industria eólica puede generar una reparación y volver otros productos mucho más competitivos como la carne o los combustibles fósiles”, explicó. “La industria automotriz sabemos que va a ir hacia la electrificación y la energía renovable va a ser necesaria para complementar este cambio. Estas tres son industrias exportadoras y tradicionales en Argentina”.

Huella de Carbono y Transición Energética

Continuando con la cuestión de complementariedad entre la energía eólica y otras industrias, en el último panel de la fecha, moderado por Santiago Spaltro, expusieron representantes de diversas empresas que no están estrictamente relacionadas a la industria eólica pero que están migrando hacia una matriz energética verde, además de un investigador experto en desarrollo económico.

Los especialistas invitados fueron Brenda Bianquet, Gerente de asuntos corporativos de L’oreal; José Luis De la Cruz Meixueiro, Gerente Global de Energía Renovable del Grupo Bimbo; José Founrouge, Director Global de Medioambiente en Ternium y Sergio Drucaroff, Investigador asociado en Desarrollo Económico de CIPPEC.

José Luis De la Cruz Meixueiro detalló el plan de sustentabilidad del Grupo Bimbo y el rol principal que tiene la transición energética dentro de la mitigación de su huella de carbono. Explicó que desde el 2012 están cambiando su enfoque hacia uno más sostenible, haciendo que el 100% de consumo eléctrico de sus plantas provenga de renovables. Pero además agregó que este cambio les trajo tantos beneficios que en 2018 el grupo se comprometió a operar con energía renovable en todas sus sedes para el 2025.

“Tenemos paneles solares en todas nuestras plantas y para complementar compramos energía renovable a largo plazo en Argentina en un contrato con Genneia para poder suministrarnos energía a través de parques eólicos”, explicó. “Es rentable y bueno para el planeta”.

Brenda Bianquet comentó que en L’oreal trabajan hace diez años en mejorar su huella ecológica y que tienen como objetivo que el 100% de sus instalaciones sean neutrales en carbono utilizando energía verde para abastecerse.

“Todos los objetivos que se trazaron en el 2030 se basaron en la ciencia y los estudios de calentamiento global”, comentó. “En Argentina para empezar hicimos una disminución del uso eléctrico, iluminación natural de 8%, contratamos energía eólica y redujimos las tensiones del transporte de mercadería cambiando por uno eléctrico”.

Por su parte, José Founrouge, destacó que Ternium, al hacer principalmente aceros, ya forma parte de la cadena de valor de la energía eólica y otras renovables. Trabajan desde hace años en definir sus objetivos de sustentabilidad, donde se prioriza la descarbonización, a través de la reducción para el 2030 de un 20% de sus emisiones específicas de CO2 y la compra en Argentina de un 80% de energía renovable eólica para abastecer sus instalaciones.

“Estamos trabajando codo a codo con la Dirección de Transición Energética que se creó en el seno de la organización Techint para abordar este desafío de la manera más competitiva posible”, comentó y agregó que ”se generó desde un lugar de responsabilidad social y en contemplación de los objetivos del Acuerdo de París”.

Finalmente Sergio Drucaroff destacó que los testimonios de los representantes de los diferentes grupos empresarios demuestran que los lugares desde los cuales se está promoviendo la mayor sustentabilidad son del sector privado. Sin dejar de mencionar el rol del sector público que es el facilitador de los marcos regulatorios para posibilitar el desarrollo de las empresas sostenibles.

Para concluir destacó el rol de los consumidores, quienes reclaman que las empresas tengan una rama de sustentabilidad fuerte a la hora de producir. “Los consumidores cada vez más se fijan en cómo se hacen los productos y esto impulsa muchas veces el cambio en las empresas”, explicó.

En el conjunto de estos paneles se pudo apreciar tanto la importancia de tener una cadena de valor funcional para la realización de proyectos eólicos como la de la energía eólica como parte de la cadena de valor en la producción de otros bienes esenciales de la vida cotidiana con el fin máximo de descarbonizar las industrias y vivir en un planeta más sustentable y productivo.

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Ministro Jobet y Bill Gates promueven la importancia de la innovación en energías limpias

Durante la actividad, organizada por Mission Innovation, las autoridades coincidieron en la importancia de la colaboración público-privada para acelerar la innovación y ampliar las nuevas tecnologías, como el hidrógeno verde.  Bill Gates, que en junio participó en el evento de energías limpias e innovación más importante del año (CEM12MI6) y que fue organizado por Chile, señaló que “si queremos solucionar la crisis climática, la innovación y nuevas tecnologías en energías limpias tienen que ser el eje central”.

Por su parte, el ministro Jobet enfatizó en la importancia de adoptar una visión global de la crisis climática: “Sólo combinando los esfuerzos de los gobiernos y del sector privado en todo el mundo podremos lograr la enorme escala de transformación necesaria para mitigar los peores efectos del cambio climático”.

El Titular de Energía agregó además que “como co-líder de la Misión Hidrógeno Limpio, Chile ha visto de primera mano el valor de dicha colaboración a través de la asociación de Mission Innovation con Breakthrough Energy”.

Mission Innovation es una plataforma clave para lograr la Breakthrough Agenda, anunciada por los líderes mundiales el 02 de noviembre en la COP26. A través de las Misiones, los gobiernos y el sector privado trabajarán juntos para desarrollar y probar tecnologías limpias en múltiples sectores.

El objetivo es utilizar las inversiones en investigación, desarrollo y demostración de los gobiernos y el talento de las empresas para hacer que las soluciones de energía limpia sean más asequibles, accesibles y atractivas que sus alternativas para 2030. Se prevé que Mission Innovation inviertan al menos 250.000 millones de dólares esta década en innovación en energías limpias.

Jeffrey Sachs, profesor de la Universidad de Columbia

Continuando con su agenda en la COP26, el ministro Juan Carlos Jobet participó en el panel sobre “el papel de la financiación verde para cumplir los objetivos del Acuerdo de París y cumplir los Objetivos de desarrollo sostenible”, instancia en la que compartió con Jeffre Sachs, profesor de la Universidad de Columbia y experto en la materia. El académico enfatizó y reiteró en la importancia de hablar sobre tres tipos de financiamiento para abordar la crisis climática: “Uno para la transformación energética, otro para la adaptación y resiliencia y un tercero para responder a las pérdidas y daños que provocan los desastres naturales”.

Jobet, por su parte, fue categórico: “Sin financiación no se va a cambiar el cambio climático. Hay dinero, pero el reto es cómo dirigimos esos recursos para los proyectos adecuados, en el lugar adecuado con la tecnología adecuada”.

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Costa Rica superará por séptimo año consecutivo el 98% de generación con renovables

Debido a que noviembre y diciembre suelen ser húmedos, es probable que este año también cierre con datos positivos para las metas de generación renovable.

La hidroeléctrica sigue siendo la principal fuente, con un aporte de 73,39%, seguida por la geotermia con 13,84% y eólica con 12,12%, mientras que la biomasa y solar acumulan 0,63%.

Según los datos suministrados por el Instituto Costarricense de Electricidad, en 2015 el país basó el 98,99% de su consumo energético proveniente de energías limpias; en el 2016 el 98,21%; en el 2017 el 99,67%; en el 2018 el 98,60%; en el 2019 el 99,15% y en el 2020 el 99,79%.

El presidente de la República de Costa Rica, Carlos Alvarado, comentó: “estos resultados son el mejor ejemplo del legado ambiental ampliamente reconocido, que nuestro país ha construido por décadas; de cara a la COP26 en Glasgow, queremos compartir con el mundo entero que sí es posible consolidar un modelo energético basado en fuentes renovables, así como también será posible alcanzar una economía descarbonizada para el año 2050″.

Costa Rica es miembro de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) desde 2020, siendo el primer país de Centroamérica que lo consigue y cuarto de América Latina.

Según el Índice de Competitividad Internacional 2021 (ICI), publicado recientemente por el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), Costa Rica se colocó como el país con la matriz eléctrica de mayor aporte renovable entre “las 43 economías más importantes del mundo para generar, atraer y retener talento e inversión”.

Fuente: Con información de Revista Summa

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Sintonía González-Gutierrez sobre ley para inversiones y gasoducto desde Vaca Muerta

El presidente de YPF, Pablo González, afirmó que  “estamos armando un plan de inversión para el año que viene, que va a ser muy ambicioso y que va a llegar a más de 3.500 millones de dólares. Eso significa que vamos a necesitar una ley de promoción de inversiones (hidrocarburíferas) que aproveche esta ventana para desarrollar Vaca Muerta y el convencional para financiar la transición energética”.

El directivo visitó Neuquén y fue recibido por el gobernador, Omar Gutierrez, con quien analizó aspectos del proyecto de ley impulsado desde la Secretaría de Energía, girado al Congreso a mediados de setiembre para su tratamiento (ingresó por el Senado), y la situación productiva de crudo y gas en esa provincia.

“Hemos conversado también de proyectos de infraestructura muy importantes para resolver cuellos de botella. Estamos pensando en un nuevo gasoducto, con un aporte que vamos a hacer entre el Estado nacional, las compañías productoras y los gobiernos provinciales. Es una forma de mostrarles a los inversores que estamos por el buen camino”, describió.

González agregó que “estamos proyectando crecer y ese crecimiento se va a dar con Neuquén, en conjunto con todas las provincias”.

Por su parte,  Omar Gutierrez explicó que “sabemos de la importancia que tiene YPF en el desarrollo de Vaca Muerta, para el país, y para Neuquén”.

“Estamos trabajando para poder contar en el corto plazo con una nueva ley que agilice las inversiones en Vaca Muerta. Ratifico nuestro convencimiento y necesidad de tener una ley que despeje inseguridades en el corto, mediano y largo plazo. Encuentro en Pablo (González) la posibilidad de unirnos, de dialogar y arribar al consenso”, remarcó el gobernador que a su vez preside la OFEPHI.

Asimismo, sostuvo que “estamos trabajando en la construcción del nuevo gasoducto, que es una de las obras más importantes para Neuquén, la Patagonia y el país. Va a permitir garantizar al autoabastecimiento energético, con soberanía política y con justicia territorial”.

“Tengo que reconocer el liderazgo de Pablo, que se ha puesto al hombro la responsabilidad de comenzar una obra que será histórica”, concluyó Gutierrez.

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Transporte y transición energética: ¿Estamos en el camino correcto?

Un reciente proyecto de ley presentado por el gobierno nacional establece un régimen de beneficios fiscales durante 20 años tanto para la demanda de vehículos eléctricos como para la fabricación de autos, autopartistas, fabricantes de baterías, cargadores y periféricos vinculados.

El régimen promueve el “diseño, investigación, innovación, desarrollo, producción, comercialización, reconversión y/o utilización de vehículos propulsados por fuentes de potencia no convencionales, estimulando la utilización creciente y sostenida de este tipo de vehículos, en todas sus modalidades” y propone al 2041 como fecha límite a partir de la cual no se podrán comercializar vehículos con motor de combustión interna 0 Km en el territorio nacional.

El proyecto contempla beneficios como la devolución anticipada de IVA y amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias para las inversiones asociadas a la movilidad sustentable y al estilo norteamericano y europeo, ofrece un bono verde de crédito fiscal para los consumidores que adquieran vehículos eléctricos, que además quedarían eximidos de Bienes Personales.

Ante el contenido del proyecto, nos preguntamos: ¿Es correcto excluir a la industria local en la planificación económica de largo plazo? Con este plan ¿no se consolida el poder de los conglomerados automotrices internacionales en desmedro de la tecnología e industria nacional? ¿No debió priorizarse el desarrollo de la tecnología local ante el cambio de paradigma en ciernes del transporte? ¿No estaremos perdiendo la oportunidad de retomar el desarrollo del transporte colectivo a gran escala antes que el individual?

Una brevísima Historia

Un poco antes de que terminase el siglo XIX cuando los motores de ciclo Otto estaban en pañales el auto eléctrico batía el récord de velocidad superando los 100 Kmh. La historia revela que entre 1832 y 1839 el escocés Robert Anderson, construyó el primer vehículo eléctrico y en paralelo, Sibrandus Stratingh de Groninga, en los Países Bajos, diseñó y construyó vehículos eléctricos a escala reducida. Pero los pistones se impusieron sobre los campos magnéticos como impulsores de vehículos autónomos y el resultado de esa puja consagró a dos grandes ganadores: Ford y Rockefeller.

Thomas Alva Edison promoviendo sus baterías para autotransporte eléctrico

Ungido soberano, el motor de combustión interna, fue el protagonista de otra batalla entre europeos y norteamericanos, que se enmarcó en el desarrollo tecnológico, determinado por la abundancia de recursos hidrocarburíferos de los EE.UU. y la escasez europea. En aquel tiempo, Europa se abocó al uso eficiente, al desarrollo del ferrocarril, del transportes público y a elaborar motores cada vez más pequeños, económicos y tecnológicamente avanzados. Los EE.UU. fueron en sentido inverso: grandes vehículos con motores potentes pero ineficientes, en función de la abundancia de hidrocarburos y aunque en gran parte del crudo se importaba, las grandes petroleras de la Unión proveyeron el abastecimiento seguro y a buen precio durante décadas.

Un ejemplo de “laboratorio” tecnológico abierto donde se dio la batalla fue La Fórmula 1, que permitió a los europeos primero y japoneses después, desarrollar alta tecnología aplicada en motores convencionales (los motores de F1 hoy cuentan con una potentísima unidad eléctrica adicional) y donde las firmas norteamericanas nunca tuvieron chances. La batalla la ganaron los europeos y finalmente los vehículos “musculosos” cedieron paso a los automóviles más versátiles, económicos, potentes y seguros, provocando un brutal porrazo a la industria automotriz norteamericana.

Esta derrota se reflejó claramente en el mercado comercial donde hoy, los vehículos mejor ponderados en EE.UU., son los alemanes y japoneses que cuentan con avanzados y lujosos modelos eléctricos o híbridos.

Desde entonces, mucha agua corrió bajo el puente y con la consagración del ambientalismo como nueva religión global sumada a la fuerza del lobby europeo del ambiente, las cosas han cambiado sustancialmente. Hoy, la fabricación de automóviles eléctricos no parece ser una tarea tecnológicamente tan compleja, sin embargo es preciso para la automotoras “huir” de la simplicidad constructiva y mantener al auto como objeto de deseo y determinante del status de su propietario.

Para lograr su objetivo, la poderosa industria automotriz viene desarrollando enormes barreras de acceso: financieras, tecnológicas, patentes y un potente lobby político que impone las normas técnicas en casi todo el mundo.

Según el estudio que realizó la revista especializada Wards Auto hace un par de años, en el mundo existen 1.420 millones de automóviles.

La población mundial ronda los 7.700 millones de habitantes, por lo que, en el mundo hay un auto por cada 0,18 habitantes. Suponiendo que cada auto tiene capacidad para transportar a 5 personas (cosa que no es así), casi toda la población mundial cabría dentro del total de autos en el mundo.

El mercado chino tienen una proporción de un coche por cada 17 personas, mientras que en la India es de un vehículo por cada 56. El ratio en Estados Unidos es de un vehículo por cada 1,3 habitantes, al igual que en Italia y en Francia, Japón y Reino Unido alrededor de uno por cada 1,7 personas.

Estos datos no sólo muestran la desigualdad sino que insinúan que de seguirse el paradigma occidental, la demanda eléctrica podría dispararse al infinito. No es difícil imaginar en el futuro, ciudades enteras inmovilizadas por la escasez de energía y la disparada de los precios, tal como ocurrió alguna vez con los hidrocarburos.

Industria y mercado

La tecnología del auto eléctrico es mucho más sencilla que la del motor de ciclo Otto. Las automotrices lo tienen perfectamente claro, tan claro que decidieron “reinventar” la idea del auto eléctrico como producto aspiracional de alto costo, lejos de un vehículo económico y austero y crear la demanda de autos suntuosos y de paso, poner más “tranqueras” tanto para el acceso de nuevos jugadores como para evitar la pérdida de los mercados.

La lógica del negocio motor exige cuidar el “valor de marca”, uno de los activos más valiosos y delicados en la industria, es por eso que las marcas hoy se concentran en prototipos deportivos y de lujo. Esto explica porqué, a pesar del  acelerado desarrollo tecnológico, la autonomía sigue siendo un problema para los vehículos de alta gama, algunos de los cuales llegan a pesar 2.800 kg.

El mainstream periodístico nos hace pensar que los principales afectados por los cambios y regulaciones ambientales serán los conglomerados automotrices, como el alemán VW/Audi/Mercedez Benz y las japonesas Toyota, Honda y las coreanas como Hundai.

Por su parte, los observadores menos ingenuos creen que las automotrices continuarán su reposicionamiento haciendo una transición manteniendo las cuotas de mercado. Algunos van más allá en sus opiniones y consideran que las modificaciones normativas y las exigencias ambientales son parte de una puesta en escena para mantener el mercado y protegerse de la invasión oriental (y eventualmente, aliada).

Precios y subsidios

El precio promedio de los automóviles eléctricos y/o híbridos se ubicó en los últimos 10 años entre los 40 y los 50 mil dólares, para los de rango bajo y por encima de los US$ 120.000 para los más lujosos (Tesla S). La demanda recibió subsidios del Estado en los últimos años (alrededor de 7.500 US$/unidad), a partir de 2020. En España, los coches eléctricos son sensiblemente más caros que sus equivalentes en gasolina, incluso con las “ayudas” estatales que rondan los € 7.000; dependiendo del modelo, son entre € 5.000 y €15.000 euros más caros.

Matrix

A partir del año 2010 comenzaron a venderse en EE.UU. los denominados “plug in electric vehicles” (PEV´s). La mayor parte (69%) se ensamblaron en la Unión, y más de un tercio de la totalidad de sus componentes son de origen norteamericano.

En 10 años se vendieron más de 1,5 millones de automóviles entre eléctricos e híbridos, por lo que algunos cálculos estiman que se redujo la venta de naftas en alrededor de 6 millones de litros con un aumento del consumo eléctrico de 13 TWh, este dato no es menor porque buena parte de la energía eléctrica en EE.UU. aún es generada con carbón.

Este detalle pasa desapercibido para la mayoría de la prensa, en particular en aquellos medios que reciben publicidad de las automotrices: las sustitución del vehículo a gasolina por uno eléctrico demandará más energía eléctrica, pero ésta ¿de dónde provendrá?

Para opinar debidamente sobre este punto y conocer el impacto ambiental real de un vehículo eléctrico, se debe conocer todo el proceso de generación. Está claro que los vehículos eléctricos no generan emisiones de efecto invernadero (GEI) en forma directa. Pero esos gases son emitidos durante la producción de la energía necesaria para mover al vehículo. Es por este motivo que el impacto ambiental asociado a los vehículos eléctricos es fuertemente dependiente de la matriz de generación según sea la fuente energética de la que provenga.

Los países fabricantes de vehículos eléctricos con tecnología de punta (EE.UU., Alemania, Japón, Corea), a diferencia de la Argentina, tienen una matriz eléctrica “sucia” con alta participación del carbón y en algunos casos con su consumo en aumento. Por ejemplo, la generación eléctrica en EE.UU. el carbón ocupa un lugar importante: provee energía firme y alcanza alrededor del 15% del total. En Japón, una economía altamente tecnificada, el carbón produce el 34% (otro 30% a partir de GNL) de la energía eléctrica y proyecta la construcción de 22 nuevas plantas térmicas con este combustible.[1]

Alemania, una economía en la cima de la tecnología y con fama de “ambientalmente limpia”, produce el 34% de la generación eléctrica con carbón, la mayoría lignito, de mediano/bajo poder calorífico y desde los albores de la década del 80 anuncia la reducción de las emisiones de efecto invernadero.

Recién a partir de 2018, Alemania había reducido sus emisiones totales de GEI en alrededor de un 31% en comparación con 1990. Por lo tanto, Alemania sigue muy lejos de su objetivo de emisiones para 2020 de una reducción del 40%[2].

Otro dato que es revelador: Alemania pretende hacia 2050, una matriz energética “gasificada” como transición en el camino a una matriz “verde”. Es decir, los germanos pretenden llegar al 2050 con una matriz como la que Argentina tiene desde hace 20 años y con gas ruso.

A diferencia de los países altamente desarrollados, la Argentina tiene una matriz energética primaria donde el gas natural representa el 58% de la oferta (año 2019), y una matriz de generación eléctrica donde el 61% es de origen térmico. Dicho de este modo, parece una matriz altamente contaminante. Sin embargo, en la generación eléctrica la participación del carbón es inferior al 1%, y la generación térmica es, casi en su totalidad, en base a gas natural. La Argentina lleva años de ventaja en la carrera por la descarbonización y este es un dato que no podemos dejar pasar.

Está claro que la planificación estratégica en estos países donde la financiación no es un problema existe un “adelanto” a la cuestión del cuidado del medio ambiente y a pesar de ello, los vehículos eléctricos ya están circulando pero muchos podrían estar cargando energía eléctrica generada con carbón.

En este escenario, la implementación del automóvil eléctrico se presenta como una contradicción si el objetivo es la descarbonización del planeta.

En general los vehículos eléctricos presentan emisiones de GEI 1.3 a 2 veces más altas que los vehículos a combustión interna, esto en relación al mayor consumo energético necesario para la extracción de las materias primas intervinientes y al consumo durante la fase de producción del vehículo[3]. Si bien es cierto que que este efecto pierde respecto del valor de emisión por kilómetro durante la etapa de utilización.

Según datos del Departamento de Energía de EEUU, un modelo eléctrico del año 2019 (TESLA S 75D) genera emisiones de CO2 de 150 g/milla, considerando la estructura promedio de generación eléctrica de los EE.UU., contra 410 g/milla que genera un vehículo similar, pero que funciona a combustión[4].

Desarrollo criollo

Tenemos la impresión de que los países periféricos -como la Argentina- están destinados a ser meros espectadores del desarrollo del primer mundo, acatando las verdades sagradas que desde allí nos llegan sobre todo a través del complejo informativo internacional.

Vale la pena tener presente que el desarrollo del uso de un combustible ambientalmente limpio comenzó por estas latitudes de la mano de la ex Gas del Estado. La idea que impulsó aquel desarrollo fue la necesidad de sustitución de combustibles líquidos por el abundante gas natural, por aquella época molesto y barato. ¿Es posible imaginar un vehículo mas rendidor y ambientalmente limpio que un híbrido motorizado con gas natural comprimido?

En las últimas cuatro décadas, -donde ocurrieron las peores crisis económicas de la historia– se desarrolló en nuestro país la industria del GNC en la que intervienen una importante cadena de valor que incluye desde la industria metalúrgica semipesada con la producción de cilindros, hasta el pequeño taller de montaje, pasando por múltiples empresas metalmecánicas y de servicios. Todo con patentes y tecnologías de origen nacional que convirtieron al sector en exportador de manufacturas con alto contenido tecnológico. En nuestro país hay cerca de 2.000 estaciones de carga y 1,7 millones de vehículos ligeros convertidos a GNC.

Ese mismo lineamiento parece ser el que persiguen los EE.UU.: sustituir combustibles líquidos por electricidad para mantener el encadenamiento productivo y el desarrollo de capacidades tecnológicas locales.

Todo indica que la Argentina ha decidido abandonar el ferrocaril como medio de transporte para cargas, el más limpio, seguro y económico de los fletes, por lo que el desarrollo del transporte pesado y de pasajeros propulsado a GNC y/o GNL se presenta como una oportunidad única para sustituir el consumo de gasoil y una inmejorable estrategia de desarrollo económico y tecnológico argentino.

Claro que esto requiere de un esfuerzo nacional mediante un programa para el Transporte Verde a GNC y GNL y la conformación de corredores con estaciones de Alto Caudal.

Todo esto, habida cuenta de que el abundantísimo gas de Vaca Muerta que parece tener más bien un destino doméstico, ya que los grandes centros de consumo están muy lejos y para colocar el gas allí se requieren de precios muy inferiores a los que se ofrecen a los ciudadanos argentinos.

Recursos y desarrollo

En este aparente “nuevo mundo del transporte” al que estaríamos arribando, deja al desnudo la importancia del desarrollo tecnológico –aplicado a la industria- que está muy por encima de la mera posesión de los recursos naturales: Japón es un claro ejemplo de la afirmación.

Tecnología ambiente y desarrollo

Hay malas noticias para los ambientalistas, porque todo indica que la megaminería tendrá un lugar destacado en el escenario de los años por venir: no habrá desarrollo masivo del vehículo eléctrico sin la explotación intensiva de minerales. Y no sólo se trata del tan meneado e insustituible litio: los vehículos eléctricos requerirán de abundante de cobre, estaño, oro, además de los consabidos derivados del petróleo.

Según el Banco Mundial, serán necesarios más de tres mil millones de toneladas de minerales (especialmente litio, grafito y cobalto)[5] para satisfacer la demanda de producción y almacenamiento de energía de un escenario de “dos grados” para 2050.

Para la consultora KPMG, “a pesar de las abundantes reservas existentes, la alta politización del acceso a estos recursos podría trasladar el poder geopolítico de los países que dominan el petróleo a los que dominan estos metales. Con un número relativamente pequeño de países con depósitos, la competencia por estos recursos será alta en la medida que los gobiernos busquen procurar la seguridad energética”. Si bien la primera afirmación parece cierta, no se registra un poder relevante entre los países que dominan el petróleo (Venezuela, Irán, Irak, Arabia Saudita) por lo que no sería raro que el sistema de fijación de precios internacionales siguiese en su actual “status quo”.

Ernesto Julio Calvo, investigador superior del Conicet, consultado por Javier Lewcowicz de Pagina/12 sostuvo que “es indispensable hacer un desarrollo tecnológico propio, ya sea en la extracción de litio como en el desarrollo de baterías o en la industria automotriz. Hay que recrear en la electromovilidad la construcción que hizo Jorge Sábato con la Comisión Nacional de Energía Atómica”.

Según Calvo, un auto Tesla S tiene unos 6 kg de litio en la batería mientras que un celular tiene unos 0,5 g en la suya. Es decir, la batería de un auto eléctrico tiene tanto litio como unos 12.000 celulares. Un millón de autos eléctricos requieren 6 mil toneladas de litio o 30 mil toneladas de carbonato de litio equivalente. Técnicamente, hay un problema no resuelto en la extracción. El cambio tecnológico, tarde o temprano, va a ocurrir hacia los métodos de extracción directa a partir de la utilización de nanofiltración, solventes o con extracción electroquímica, que se vienen desarrollando pero todavía no están disponibles a escala industrial.

Pero, para abastecer a todo un plan de renovación de buses de argentina, a 1.800 unidades por año, se necesitan 100 toneladas de litio anuales (500 de carbonato de litio equivalente) y el año pasado se exportaron 31.500 toneladas de carbonato de litio, a pesar de que el sector todavía está en una etapa temprana del desarrollo de la extracción primaria. En otras palabras, el litio necesario se podría importar sin mayores problemas, pero tenemos litio argentino. La relevancia del litio es más política que económica.

Calvo sostiene también que la Argentina tiene litio para abastecer a todo el mundo. Pero más allá de los problemas ambientales del actual método de extracción, plantea un viejo interrogante ¿quién se queda con la renta?.

La realidad es que las regalías son del 3 por ciento en boca de mina, que es algo así como el 1,6 por ciento de las ventas. Y los números actuales desmienten la idea del “oro blanco”: las exportaciones de litio no son más que 134 a 184 millones de dólares por año, el 1 por ciento del complejo sojero. Y además, la la renta del litio se reparte en un puñado de manos. Entonces el país tiene que concentrarse en la generación de capacidades para el desarrollo tecnológico, porque sino es como tener trigo y no saber hacer tallarines.

Gobierno y ambiente

En el reciente informe oficial “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030” fechado en 19 de Octubre de 2021, puede leerse, por primera vez, de forma oficial y en palabras del presidente Alberto Fernández que “El cambio climático, además de ser una amenaza global, es esencialmente un problema de desigualdad social. Se trata de una crisis impulsada por el proceso de desarrollo económico de las naciones de mayores ingresos, pero cuyos costos recaen mayoritariamente sobre los países más pobres, obstaculizando sus tardíos procesos de desarrollo.”

Es decir, señala el vínculo injusto y directo que existe entre los impactos medioambientales provocados mayormente y desde hace siglos, por los países desarrollados y los sectores históricamente más vulnerables.

En este marco, la transición energética representaría -eventualmente- una tarea para dar respuesta no solo la problemática ambiental, sino a la desigualdad que impera en el orbe. La energía es la base de la subsistencia humana: a mayor intensidad en el uso de la energía, mayor confort social.

Con la industria y el empleo sucede lo mismo y la tecnología y los mecanismos de protección de los mercados, sumado al control del mainstream informativo mundial, los países desarrolladas continúan manteniendo su posición de dominio y control de la economía mundial.

A estos los lineamientos fijados por el presidente Alberto Fernández no parecen ceñirse todos los miembros del Gabinete de Alberto Fernández.

El economista Sebastián Scheimberg sostiene que “la movilidad urbana sostenible se desarrollan a partir de cuatro ejes principales. El primero es la prioridad al transporte públicoy otras formas de movilidad colectiva, la movilidad no motorizada (a pie y en bicicleta) y el desaliento del uso del auto particular, principalmente por los niveles de siniestralidad que produce su uso excesivo, la ineficiencia en términos de espacio y la planificación integrada de las ciudades y la movilidad, propiciando ciudades más compactas (más densas) y policéntricas.”

Acertadamente, Scheimberg señala que “Ninguno de estos cuatro ejes es abordado por el proyecto de Kulfas, que no refleja un espíritu redistributivo para beneficiar a la población de menores recursos, y se concentra en los beneficios a las terminales automotrices y en quienes pueden comprar un auto cero kilómetro.”

Dicho esto surgen varios interrogantes: ¿Tiene lógica adaptar la agenda local a las decisiones geopolíticas globales? ¿Cuán conveniente resulta una aceleración de la tan mentada transición energética? ¿Debemos financiar el cambio tecnológico del parque automotriz con los recursos de todos? ¿Existe realmente un Plan Estratégico?

Durante la cumbre del G29, el presidente Alberto Fernández planteó el “canje de deuda por acción climática” y consideró claves “las menores tasas y plazos de pago más extensos”.

Esto lo sostuvo al exponer en Roma durante la segunda sesión plenaria de la jornada final de la Cumbre de Líderes del G20, cuya temática fue “Cambio Climático y Medio Ambiente”.

El mandatario insistió en destacar la prioridad en “avanzar en acuerdos sostenibles en materia de deuda externa” e “identificar los avances en tecnologías limpias como bienes públicos globales”, al hablar ante el foro que reúne a los Jefes de Estado y de Gobierno de las principales economías del mundo que se lleva a cabo desde ayer y termina hoy en la capital italiana.

“Sin multilateralismo ambiental estaremos corriendo todos hacia el abismo”, advirtió Fernández, y sostuvo que “la justicia ambiental requiere justicia financiera global”.

[1] https://www.nytimes.com/2020/02/03/climate/japan-coal-fukushima.html

[2] https://www.iea.org/reports/germany-2020

[3] “The higher GHG emissions of BEVs relative to ICEVs from the raw materials and production phases are related to the energy requirements for raw material extraction and processing as well as production of the batteries”. European Environment Agency. Electric vehicles from life cycle and circular economy perspectives TERM 2018: Transport and Environment Reporting Mechanism (TERM) report. Pág. 58

[4] Ver simulador www.fueleconomy.gov para el modelo señalado.

[5] Minerals for Climate Action: The Mineral Intensity of the Clean Energy Transition, World Bank, 2020.

http://pubdocs.worldbank.org/en/961711588875536384/Minerals-for-Climate-Action-The-Mineral-Intensity-of-the-Clean-Energy-Transition.pdf

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El BID financiará la meta climática de Latinoamérica

 El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) anunció que todos sus préstamos y proyectos estarán completamente alineados con el acuerdo climático de París para el 2023.

Esta medida ayudará a que los países de América Latina y el Caribe combatan el cambio climático y, al mismo tiempo, avancen en los pasos para ayudar a las poblaciones más vulnerables con una recuperación sostenible para todos.

El anuncio llega en momentos en que los líderes mundiales convergen en la COP26, la conferencia anual de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) sobre cambio climático, para buscar modos de desacelerar el calentamiento global y alcanzar los objetivos climáticos acordados en una cumbre anterior en París.

Este alineamiento exige que la labor del Grupo BID sea consistente con las metas de emisiones netas cero y desarrollo resiliente al clima de cada país. Deberá ser compatible con el objetivo de descarbonización a largo plazo.

“Vamos más allá de los objetivos del Acuerdo de París para ayudar a enfrentar este desafío verdaderamente global. Sabemos que, si priorizamos las inversiones inteligentes hoy, la piedra angular de nuestra lucha global contra el cambio climático puede reforzar mutuamente nuestros esfuerzos de recuperación”, dijo el presidente del BID, Mauricio Claver-Carone.

El BID anunció otra meta climática ambiciosa de proporcionar 24,000 millones de dólares para financiamiento climático y verde durante cuatro años.

La financiación verde abarca más que el clima e incluye la protección y restauración de los ecosistemas y su biodiversidad, reducción de la contaminación y otros asuntos.

Este objetivo se construye sobre el historial del Grupo BID de apoyar proyectos para restaurar y preservar el capital natural, reducir la contaminación, entre otros.

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Petroleras empezaron a discutir una posición común frente al proyecto de Ley de hidrocarburos

Las petroleras que integran la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) mantuvieron la semana pasada una primera reunión para analizar el proyecto de promoción de inversiones hidrocarburíferas que el gobierno presentó en agosto, luego de la derrota que sufrió en las PASO. La intención, que se materializa con un par de meses de demora, es unificar una posición común por si la iniciativa llega a avanzar en el Congreso y son citados a exponer en alguna reunión de comisión.  

El motivo de la demora

La demora para concretar el encuentro –realizado dos meses y medio después de que el gobierno distribuyó el proyecto- respondió, en parte, a la decisión de YPF, que preside la cámara a través de su CEO Sergio Affronti, de esperar a que la iniciativa se presente oficialmente en sociedad antes de convocar al resto de los socios de la entidad a debatir el texto de la norma redactada por el gobierno.

YPF no deja de estar en una situación de cierta incomodidad: es una compañía controlada por el Estado Nacional y Demián Panigo, el principal escriba del proyecto y asesor del ministro de Economía, Martín Guzmán, es director titular de la petrolera. Sin embargo, dentro de la compañía plantean reparos en varios de los puntos del proyecto de Ley porque no todo lo que la firma deseaba se terminó plasmando en el texto que se presentó en el Congreso.

En ese contexto, durante el encuentro en la Ceph, los representantes de YPF asumieron la tarea de exponer los lineamientos generales del proyecto de Ley, que tuvo que afrontar distintas instancias de validación política antes de ver la luz y así y todo no está claro si el cristinismo terminará dándole el respaldo necesario en el Congreso.

En nombre de YPF asistieron a la reunión el vicepresidente de Servicios Jurídicos, Germán Fernández Lahore, el vicepresidente de Downstream, Mauricio Martín, y otros dos directivos de la línea técnica de la empresa. Además, participaron ejecutivos de Pan American Energy (PAE), Pluspetrol, Tecpetrol, Vista Oil&Gas, CGC, Pampa y Chevron, entre otras firmas.

Puntos de conflicto

En el encuentro quedó de manifiesto que las empresas deberán trabajar bastante para unificar una posición común, dado que cada petrolera tiene intereses disímiles en función de las cuencas en las que operen y también de acuerdo a si son firmas integradas o solo se desenvuelven sólo como productores no integrados.

El proyecto que preparó el gobierno define dos palancas centrales para estimular la inversión en el sector hidrocarburífero. La primera se materializa con la creación un nuevo régimen de promoción de exportaciones de petróleo y gas, al asegurarles a las petroleras que podrán exportar en firme (en teoría, sin la necesidad de que el Ejecutivo valide cada operación) un porcentaje de su producción incremental de hidrocarburos (un 20%). La segunda está dada por la libertad para liquidar divisas generadas por una parte (un 50%) de las exportaciones garantizadas por el proyecto. La mayoría de las empresas coincide en que ambas herramientas de promoción no lucen demasiado atractivas.

El artículo 8 define que la Línea Base para calcular cuánto crudo podrá exportar cada petrolera en función de su producción total del hidrocarburo se calculará sobre “el máximo entre el volumen de 2019, el de 2020 y el volumen de los doce (12) meses transcurridos entre mayo de 2020 y abril de 2021 inclusive, según defina la Autoridad de Aplicación”. En la reunión de la Ceph, algunos directivos dejaron que la fijación de una línea base en ese plazo es discrecional y termina perjudicando a empresas que comenzaron a recuperar fuerte sus niveles de inversión en el segundo semestre del año pasado en plena pandemia, como por ejemplo Vista, Shell, Petronas y Chevron, por ejemplo.

Condiciones comerciales

Los productores no integrados también cuestionaron el texto que establece que «para obtener la habilitación del VEB (es decir, para poder exportar parte de su producción), los productores deberán demostrar que se les ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir el porcentaje de su producción no alcanzada por el VEB, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno«.

«¿A través de qué mecanismo se van a definir cuáles son las condiciones comerciales adecuadas o accesibles? Así como están redactadas, esas líneas se prestan a confusión y en lugar de contribuir a generar un régimen de exportación confiable, terminan generando todo lo contrario«, advirtió el director comercial de una petrolera.

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Mindlin hizo la oferta más competitiva en la nueva ronda del Plan Gas

Tecpetrol, Pampa y Pluspetrol presentaron ofertas para incrementar la producción a un precio tres veces menor a la cotización internacional El grupo Pampa Energía hizo la oferta más competitiva en la nueva ronda del Plan Gas. Esta iniciativa del gobierno establece un precio de producción de 3,5 dólares promedio por millón de BTU, muy por debajo de la cotización internacional del fluido, que además viene con una marcada tendencia alcista que lo ubica apenas por debajo de los 15 dólares para mayo del año que viene. De cara al próximo invierno, y con el objetivo de reducir las importaciones, la […]

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Shell e YPF aumentan sus pozos activos en Vaca Muerta sumando 16 mas ademas de otra planta de gas y petróleo

Ambas empresas construirán una planta de procesamiento de 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de m3 de gas diarios. También avanzan en la perforación de 16 nuevos pozos. YPF y Shell Argentina han anunciado su decisión de pasar a desarrollar el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Dicha decisión aparece luego de completar sin problemas una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área. La segunda etapa consistirá en la […]

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Argentina: El primer país de Latinoamérica en alcanzar nivel pre pandemia de demanda de combustible

Con un aumento del 4,2% a 157.000 barriles diarios en septiembre contra los 151.000 de agosto, un máximo no visto desde hace más de año y medio. Adicionalmente, se espera que la demanda siga en crecimiento durante los próximos meses, tras el anuncio de eliminación de cupos y restricciones para los pasajeros y turistas provenientes en el exterior. Según datos de la Secretaría de Energía, al comienzo de las restricciones por la crisis sanitaria del coronavirus, en abril de 2020, la cantidad de barriles expendidos cayó a un piso de 51.000 barriles diarios. Desde aquel punto y con excepción de […]

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Países de la región se alían para impulsar el hidrógeno verde en Latinoamérica

Diversas entidades de América Latina unen fuerzas para avanzar hacia la carbono neutralidad mediante la implementación del hidrógeno verde (H2V), a tal punto que este viernes en la COP26 se firmará la alianza denominada LAC Green Hydrogen Action para el desarrollo del mercado del H2V, metas y acciones concretas, con el fin de posicionar globalmente a LATAM y el Caribe en la industria. 

El acuerdo tendrá la firma del Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica, la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), la Asociación Colombiana de Hidrógeno y la Asociación Mexicana de Hidrógeno.

Y además se aguarda la confirmación de más participación del sector privado por parte de la Alianza por el Hidrógeno de Costa Rica, pero sí se conoce que la GIZ y la Asociación Brasileña de Hidrógeno colaborarán en el convenio. 

¿Qué significa esto? Que los actores involucrados se comprometerán a trabajar en el impulso de políticas nacionales, la identificación de oportunidades a corto plazo y el apoyo para el despliegue de aplicaciones de H2V. 

También se prevé acelerar la adopción de un sistema de certificación de hidrógeno verde, de reconocimiento internacional, que permita asegurar el cumplimiento de los compromisos climáticos asumidos. 

El financiamiento es otro de los focos de esta alianza ya que se busca ayudar con planes de financiación temprana y reducir el riesgo de inversión. Mientras que la promoción de una metodología para la obtención de una licencia social para operar proyectos de H2V será el último punto base. 

Esta medida va en concordancia a los plantea el sector energético regional, más allá de las entidades firmantes del acuerdo. 

Incluso el mismo miércoles que se anunció la alianza, Felipe Mitjans, director de Recursos Energéticos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, participó de un webinar del Consejo Mundial de la Energía y sostuvo la importancia de “trabajar sobre un marco normativo único en la región para el H2V”. 

“Siempre nos pensamos como exportadores de hidrógeno verde, pero sería interesante contar un estudio de qué pasaría si industrializamos el H2V en el Cono Sur, porque siempre que miramos los mercados, están bastantes lejanos e implica firmas de convenios entre países vecinos para producir a gran escala y certificarlos”, agregó.

Y reconoció que desde Paraguay apuestan por la transición e integración energética y que a través del mencionado vector energético “se podría lograr en Latinoamérica”. 

Cabe recordar que Paraguay ya se encuentra trabajando en la hoja de ruta nacional para el desarrollo de hidrógeno verde, la cual se presentará el próximo 15 de noviembre en un evento regional. 

Y también vale destacar que según el último informe de IEA sobre el H2 en LATAM, “muchos países de América Latina comparten las condiciones que podrían convertir a la región en un líder mundial en la producción de hidrógeno bajo en carbono”, por lo que estas iniciativas y comentarios van en línea a los estudios realizados previamente. 

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Diputados de México aplazan la discusión de la reforma energética de AMLO a más tardar abril 2022

La reforma constitucional energética propuesta por López Obrador – envió el proyecto el pasado 1ro de octubre – verá su definición en el Poder Legislativo «a más tardar» el 15 de abril del próximo año.

Según señaló Ignacio Mier Velazco, diputado federal y coordinador de la bancada de MORENA, se planteó «concluir el proceso de Reforma Eléctrica» en el plazo máximo ya mencionado. Dicho procedimiento incluye la aprobación en ambas Cámaras del Congreso de la Unión, así como en los parlamentos locales. 

¿Por qué se atrasa? Tras más de cuatro horas de discusión en el auditorio Aurora Jiménez, los legisladores ratificaron la propuesta de los coordinadores parlamentarios ya que acordaron que la prioridad será aprobar el Presupuesto de Egresos de la Federación el 12 de noviembre.

Y de acuerdo con los diputados, la postergación de la discusión de esta reforma enviada por AMLO se debe a que se busca realizar un Parlamento Abierto en todo México, hecho que no sería posible desarrollar antes del 15 de diciembre, cuando termina el actual periodo de sesiones ordinarias.

El propio Mier Velazco remarcó que se le insistió a propietarios y ejecutivos de las empresas generadoras de energía para que participen en el debate y, de ese modo, podrán presentar sus argumentos a favor o en contra de la iniciativa presidencial.

Se debe aclarar que el proyecto de reforma de la Constitución prevé que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sea la encargada de producir y despachar, al menos, el 54% de la energía que se genere en el país, en tanto que el 46% restante quede en manos de privados.

Aunque, en ese sentido, también se señala que se cancelarán todos los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad, así como las diversas figuras de generación privada y las solicitudes pendientes de resolución

A ello se le debe agregar que aún quedan dudas sobre lo que podría ocurrir con la generación distribuida en el país, es decir, las aquellas centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW: https://www.energiaestrategica.com/peligra-la-generacion-distribuida-con-la-reforma-energetica-propuesta-por-lopez-obrador/

Y también recordar que para que se dé la modificación de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, se requiere que dos terceras partes tanto de Diputados como Senadores estén a favor; y que posteriormente la aprueben la mitad más uno de los congresos locales. 

Por lo que, ante la reciente decisión tomada por la Cámara de Diputados, habrá que esperar para conocer las diversas posturas en el posible Parlamento Abierto, qué ocurrirá con el proyecto y si se  modifican o no algunos términos del mismo.

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Mendoza: Avanzan en la creación de un Clúster de Energía Renovable

El objetivo es reunir a las empresas que trabajan con energía ecológica. La Provincia está a la vanguardia de la transformación hacia el modelo “verde” y el Gobierno quiere potenciarlo para salir al mundo con acciones y marca unificada, además de actividades educativas y fomento a la inversión. El Gobierno de Mendoza avanza en las acciones para crear un Clúster de Energía Renovable, con el objetivo de reunir a las pymes y empresas, generar una marca unificada para comercio, exportaciones e importaciones y encarar acciones educativas que permitan a los ciudadanos trabajar en un sector que tiene cada vez más […]

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La industria advierte precios altos en la subasta de renovables pero se entusiasma con nuevas convocatorias en 2022

“Es importante que se hayan adjudicado 9 empresas en 11 proyectos, con casi 800 MW solares, de los cuales la mitad son nuevos jugadores (que no operan en Colombia) que van a aportar a la competencia, pero hay cosas por mejorar”, advierte Germán Corredor.

El director ejecutivo de SER Colombia señala que hubo múltiples factores que hicieron que el precio promedio de 155,81 pesos colombianos por kWh (41,53 dólares por MWh al tipo de cambio de hoy) para esta subasta, haya sido sensiblemente más alto que los casi 28 dólares por MWh obtenidos en 2019.

Por un lado, el dirigente advierte que, si el Gobierno hubiera dado un año más de plazo para la puesta en marcha de los proyectos adjudicados, es decir, en lugar de enero del 2023, el primer mes del 2024, tal como lo solicitó oportunamente SER Colombia, hubiera habido más ofertas y, con ello, probablemente menores precios.

(VER RESUMEN DETALLADO DE LA SUABASTA: EMPRESA POR EMPRESA)

“Eso quedó claro con que sólo se cumplió el 83% de la demanda objetivo y parte de ello porque se activó el mecanismo complementario. Además, como los eólicos no pudieron participar, el bloque 3 (horas nocturnas) quedó con muy poca participación”, analiza Corredor.

Precio promedio ofertado por empresa durante la subasta de renovables de Colombia. Fuente: Energía Estratégica

Pero, por otro lado, el especialista apunta sobre el contexto internacional. Desde la pandemia, el costo de los módulos fotovoltaicos ha aumentado un 50%, y, en estos últimos meses, el costo del transporte se multiplicó casi por 10.

“Esperamos que esta situación se supere en el corto plazo porque esto no solo afecta a la subasta sino a toda la industria renovable”, enfatiza Corredor.

No obstante a ello, el director de SER Colombia subraya que los precios alcanzados en la subasta pasada “están por debajo de los contratos que se están celebrando en este momento en el mercado”.

Próximas subastas

Consultado sobre el adelanto que arrojó a Energía Estratégica el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, sobre la posibilidad de una nueva subasta estatal durante el año que viene, Corredor destaca: «Es una buena opción».

“Habrá que ver más en detalle cuál es la idea, pero en principio nos parece que el objetivo sería darle participación a proyectos que se quedaron afuera de la subasta pasada, precisamente por la fecha de entrada en operación que se fijó”, indica el dirigente en torno al anuncio de Mesa, quien sostuvo que el plazo de funcionamiento para los proyectos sería a partir del 2024 o del 2025.

Asimismo, el ejecutivo de SER Colombia enfatiza sobre el carácter de “participación voluntaria” que tendría esta convocatoria respecto a los comercializadores.

Pero, por otra parte, Corredor resalta la posibilidad de que comiencen a verse subastas en manos de privados.  Hace hincapié en las iniciativas que la Bolsa Mercantil y que Derivex les presentaron oportunamente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que consiste en lanzar convocatorias para la contratación de energía para el mercado de manera periódica. Se espera que ambos proyectos entren en vigor en 2022.

“Creemos que las subastas del Gobierno podrían ser complementarias a estos mecanismos privados, y que podrían ser ejecutadas si es que alguna administración que asuma entienda que debe incorporar mayores fuentes de energías renovables no convencionales”, cierra Corredor.

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El precio de la fotovoltaica se dispara en Chile y se espera mayor participación en los meses venideros

El viernes pasado, Antuko precisó en su último reporte que la generación fotovoltaica en Chile, durante la semana del 18 al 24 de octubre, fue un 4% superior respecto al lapso pasado, alcanzando 267 GWh y el 17,2% del mix de generación total.

Esto se debió a un coctel integrado a un aumento general de la demanda de energía, sumado a una menor generación eólica (21% menos) y menores volúmenes de gas inflexible. En efecto, “los precios de venta de las centrales fotovoltaicas fueron significativamente más altos que la semana pasada, mostrando variaciones de 74% en Charrúa a 132% en Polpaico”, remata el informe.

En contacto con Energía Estratégica, David Rau, Director de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), analiza el tema y comenta la situación en la que se encuentra la industria, sobre todo ante la suba de precios de los paneles y de la logística.

¿A qué se debe la baja de demanda del gas inflexible? ¿Tiene que ver con menores compras por precios internacionales muy altos?

El aumento en precio de venta para plantas solares se explica únicamente por el mercado marginalista que tenemos en Chile.

Mayor demanda y menor generación por fuentes de generación económicas hace que cada vez más plantas caras entran al despacho.

Lo lamentable de esto tiene que ver con dos cuestiones: generalmente las plantas de nuestra matriz que son más caras también son más contaminantes y, además, aumenta el precio de la energía.

Es importante destacar que la energía solar tiene dos misiones: bajar precios de la electricidad sin producir emisiones de CO2 por ser una fuente de energía limpia.

Estos meses de mayor generación vamos a ver una participación cada vez más altas de las plantas solares, y por lo tanto mayor generación limpia y económica.

¿Cómo ve el futuro de la industria fotovoltaica, en esta coyuntura de precios altos?

A nivel de inversiones la señal es clara. Necesitamos más plantas renovables para garantizar una participación importante durante todo el día y necesitamos hacer mayores inversiones a nivel sistemas de almacenamiento y gestión de demanda.

Nuestra dependencia de combustibles fósiles sigue exponiéndonos a estas fluctuaciones importantes y además pone en peligro nuestras metas bajo el Acuerdo de París.

El impacto de precios altos para el futuro también es claro ya que las fluctuaciones demuestran la falta de resiliencia de nuestro sistema frente a eventos como la sequía constante y precios en aumento de los combustibles fósiles.

Evidencia la necesidad y la factibilidad de la incorporación de proyectos renovables y sistemas de flexibilidad e inteligencia y, en paralelo, el ajuste de la política pública hacia una gestión más inteligente y flexible de la red con nuevas reglas para la seguridad y suficiencia de la red.

Los proyectos de ley en este aspecto siguen en desarrollo, pero no parecen poder ver la luz en un plazo corto.

En el mismo aspecto, cabe destacar los problemas significativos a nivel del supply chain de paneles solares, dadas las complicaciones a nivel de la fabricación y logística de dichos paneles.

Nos vemos frente a un alza de precios que pone en peligro una gran cantidad de proyectos solares, especialmente a nivel de generación distribuida. Si no queremos perder estos proyectos necesitamos que se recoge la complejidad actual para estos proyectos a nivel de flexibilidad durante la declaración en construcción específicamente.

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La CREG da a conocer cuáles serán las prioridades de la agenda regulatoria eléctrica del 2022

Hasta el próximo 20 de noviembre, la CREG puso a consulta pública la Agenda Regulatoria Indicativa para la vigencia 2022 –ver-, lo hizo a través de la Circular 77 (ver en línea).

Allí se definen tópicos de suma trascendencia para la industria de las energías renovables.

Contratos bilaterales para los clientes regulados

Por un lado, se dan precisiones sobre la iniciativa presentada por Derivex y la Cámara Central de Riesgo de Contraparte de Colombia (CRCC), en el marco de la Resolución CREG 114 del 2018.

La propuesta, denominada “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver), sujeta a consulta pública hasta el 11 de noviembre, permite que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar precios de las compras que se realicen a través del mecanismo de subastas que lleva a cabo Derivex.

En la Agenda Regulatoria para el 2022 se establece que la resolución definitiva podría aplicarse en cualquiera de los dos semestres de ese año.

Infraestructura de medición avanzada

Otro tema es la aplicación de la medición inteligente (AMI, por sus siglas en inglés). En el primer semestre del año entrante se publicaría a consulta las definiciones de la regulación aplicable a la actividad de Gestión independiente de Datos e Información. En la segunda parte del 2022 saldría la regulación.

Asignaciones de la capacidad de transporte

La CREG adelanta que durante el primer semestre del 2022 se publicarán circulares relacionadas a la Resolución CREG 075 de 2021, vinculada a la información que tienen que entregar los transmisores y el contenido de estudios que deben presentar los interesados para conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Despacho vinculante y mercado intradiario

Durante los primeros seis meses del año entrante saldrá la aprobación de la resolución definitiva de las reglas para la modernización del mercado de energía mayorista: redefinición del mercado de corto plazo, servicios complementarios y participación activa de la demanda.

Código distribución FNCER 1-5 MW en SDL

En el primer semestre se publicaría la resolución definitiva de la propuesta que se publicó en 2021, vinculada al desarrollo de las reglas para la conexión de fuentes no convencionales de energía renovable con capacidad entre 1 y 5 MW en el Sistema de Distribución Local (SDL), es decir, al sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

La Revisión de las reglas de las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC)

El propósito es alinear la remuneración de las PNDC según los compromisos de energía firme que estas plantas puedan ofrecer al sistema, de tal manera que se eviten distorsiones o tratamientos diferenciales en el mercado de energía mayorista. Alineación que se pretende aplicar a las PNDC futuras y a las existentes, donde a estas últimas se les analizará cómo debe ser su periodo transitorio para alcanzar el propósito mencionado.

En el primer semestre del año entrante saldría la medida a consulta pública; y en la segunda parte se definiría.

(CONSULTAR LA AGENDA PROVISORIA)

Estrategia de digitalización

En estudio para el primer semestre del 2022 se publicaría un estudio de las alternativas que brinda la digitalización como herramienta de transformación de la distribución, comercialización y consumo de energía.

Movilidad eléctrica

Para profundizar en el desarrollo de la regulación de la electromovilidad, se preparará un documento que contenga la revisión de los principales elementos regulatorios en torno a la integración de los rodados eléctricos al Sistema Interconectado Nacional, en particular los relacionados con los aspectos tarifarios, comerciales y técnicos de la infraestructura de recarga.

Saldría una resolución provisoria durante el primer semestre y luego, en la segunda parte del año, la definitiva.

Cargo por confiabilidad

Se espera que en el primer trimestre se apruebe la Revisión de la regulación del proceso de subastas, que permita ajustar la regulación del Cargo por Confiabilidad, a través de la Resolución CREG 071 de 2006, en lo que respecta al procedimiento para adelantar las subastas de OEF y armonización del esquema de las auditorias de los diferentes combustibles utilizados como respaldo de las Obligaciones de Energía Firme (OEF).

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Cambio climático y liderazgo femenino, la agenda de la ONU en Neuquén

“Si no hay respeto por el medio ambiente no va a haber progreso económico”, señaló el gobernador Omar Gutiérrez. También llamó a dar un paso en el liderazgo de las mujeres. “No alcanza con que haya crecimiento económico, tenemos que hablar de crecimiento económico sostenible y eso es posible en tanto avancemos en la transición hacia la generación de energías limpias y adoptemos nuevos usos para convivir con estos cambios climáticos”, frente a los cuales “el Estado tiene la responsabilidad de promover acciones”, afirmó el gobernador Omar Gutiérrez. Lo hizo durante un encuentro entre funcionarios y funcionarias de la provincia […]

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Firman el primer compromiso de inversiones del Plan Estímulo a la Producción creado por Río Negro

La secretaria de Energía, Andrea Confini, y el representante de Petróleos Sudamericanos, Alfredo Bonatto, oficializaron el primer acuerdo de inversiones en el marco de la Ley 5490, de estímulo a la producción de hidrocarburos. Fecha: 3 de noviembre de 2021 Se trata de un compromiso de inversiones para las áreas hidrocarburíferas Barranca Los Loros y Medanito hasta el año 2027, cercana a los U$D3.000.000. “Si bien es cierto que las condiciones del contexto han cambiado, tenemos muchas expectativas en que algunas empresas puedan sumarse a este programa que creamos en un momento difícil para todos, pero que seguramente será útil […]

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Castagnino en la COP26: “Desde la CEA esperamos ansiosos una nueva resolución del Programa RenovAr”

La Cámara Eólica Argentina se hizo presente en la COP26 y allí, Gustavo Castagnino, vicepresidente de la CEA, dio una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, único medio del sector con alcance latinoamericano con presencia en Glasgow, Escocia.

“Esperamos ansiosamente una nueva resolución sobre el Programa RenovAr. La que ya salió para MATER [Res. 551/2021] fue positiva, pero obviamente en RenovAr hay mucho más para liberar – más de 1000 MW de potencia contratada -”, aseguró.

Justamente le parecen “virtuosos” aquellos borradores y propuestas que circularon y que tenían el objetivo de destrabar los contratos adjudicados que no se llevaron a cabo ni pueden hacerlo. 

Además, reconoció que desde la CEA esperan que la mayor cantidad posible de actores que hasta ahora no pudieron avanzar en el desarrollo de sus parques, “puedan liberar esos proyectos y la capacidad de transporte, que sigue siendo el cuello de botella para el desarrollo de la industria”. 

“Hay muchos proyectos para dar de baja y algunos otros podrían aprovechar la posibilidad de extensión de plazos y de algunas facilidades para terminarlos”, amplió quien también es director de Asuntos Corporativos de Genneia.

Ya ante la pregunta sobre qué plantean desde la Cámara para desarrollar energías renovables, Castagnino señaló al Mercado a Término (MATER) como “driver para el crecimiento” ya que cree que “el país va más por la transición energética del sector privado o corporativo, que por nuevas rondas RenovAr”. 

De todos modos no descartó la posibilidad de nuevas convocatorias públicas por parte del Estado, quizás con ciertos cambios, siempre y cuando la economía y demanda del país crezca y lo amerite. 

“Desde la cámara siempre está la mirada puesta en que esos contratos estén acorde a un proyecto de 20-25 años, que le den estabilidad a esos proyectos y seguridad de que podrán cumplir”, aclaró. 

Y siguiendo esta misma línea, remarcó la importancia de la previsibilidad a futuro para tener una cadena de valor más desarrollada y competitiva en Argentina: “Se necesita tener claro cuál es el horizonte, cuántos megavatios podremos construir por año; y sin tener esa mirada, a por lo menos los próximos diez años, es difícil que haya inversiones fuertes en el país para desarrollar la cadena de valor”.

“El objetivo es seguir creciendo en el porcentaje de participación de energías limpias, resolver el cuello de botella y terminar de consolidar con el gobierno argentino que las energías renovables ayudan en la matriz energética, en los picos de demanda y de exportación de energía», mencionó a modo de prioridad que posee la CEA. 

La presencia de la Cámara Eólica Argentina en la COP26

Gustavo Castagnino afirmó que “la CEA acompaña en el trabajo de colocar en la agenda a la energía eólica como uno de los grandes drivers de la transición energética y cambio climático a nivel mundial” y de ese modo buscan posicionar a Argentina como un lugar con potencial para la industria eólica eólica, el desarrollo de hidrógeno verde y nuevos proyectos. 

“Si en esta cumbre no se logran acuerdos concretos para los próximos cinco o diez años, el planeta irá hacia un camino muy complejo. Esperamos que todos los países, principalmente los más grandes y los que parecerían no estar comprometidos, logren estar dentro de los acuerdos”, concluyó. 

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México: Ualá compró un banco e invertirá USD 150 millones

Así lo anunció ayer luego de un acuerdo para la adquisición del banco ABC Capital de México. Con esto la fintech argentina busca acelerar sus planes de expansión en ese país, invirtiendo 150 millones de dólares en el próximo año y medio. Ualá informó en un comunicado que el cierre de la operación “está sujeto a la obtención de las autorizaciones gubernamentales requeridas”. ABC Capital opera desde hace doce años y está liderado por un grupo de empresarios mexicanos, encabezados por Mario Laborin y que permanecerán en la entidad financiera como socios estratégicos de la firma argentina. El “unicornio” fundado […]

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¿La energía nuclear será la nueva esperanza frente al cambio climático?

Pese a su mala fama, tras los desastres de Chernobyl y Fukushima, esta fuente de electricidad comienza a ganar impulso. Las claves. La planta de energía nuclear de Engie, en Tihange, Bélgica, este martes. Foto: EFE Incluso más allá de sus implicaciones militares catastróficas, el uso de la energía nuclear con fines pacíficos produce también fuertes emociones, estimuladas por los desastres en la central ucraniana de Chernobyl en 1986 y en la japonesa de Fukushima diez años atrás. La cumbre de los líderes mundiales del G20 en Roma y el debate en Glasgow acerca del calentamiento climático, han puesto en […]

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EEUU no frena licitación para explotación de petróleo y gas

El gobierno de Joe Biden se apresta a licitar concesiones para la explotación de petróleo y gas en grandes extensiones de tierras públicas en el oeste de Estados Unidos, pese a la conclusión del Departamento del Interior de que hacerlo pudiera costarle a la sociedad miles de millones de dólares en impactos por el cambio climático. Funcionarios anunciaron la semana pasada que los reguladores del gobierno analizarán por primera vez las emisiones de gases de invernadero generadas por la extracción de combustibles fósiles en tierras públicas del país. La quema de esos combustibles representa un 20% de las emisiones de […]

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Colombiana Ecopetrol no emitirá acciones pronto y planea reducir emisiones de metano: presidente

La compañía energética colombiana Ecopetrol, propiedad mayoritaria del Estado, no emitirá acciones en un futuro próximo, dijo el miércoles su presidente ejecutivo, Felipe Bayón, al tiempo que destacó los planes para abordar las emisiones de gas metano. La empresa presentará sus resultados del tercer trimestre la próxima semana. La junta directiva de Ecopetrol aprobó posibles emisiones de acciones que podrían reducir la participación del Estado en la productora de petróleo a un mínimo del 80%, tras la compra de una participación mayoritaria en el conglomerado energético ISA. Tras el alza de los precios del petróleo, hay menos urgencia para la […]

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Somos Proshale. Llegamos más lejos

Somos una compañía que desarrolla productos y servicios para la completación e intervención de pozos de petróleo, gas y geotérmicos. Con operaciones en Argentina, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador, Guyana y Perú, nuestro equipo trabaja para dar respuesta a desafíos de distinta complejidad con tecnología y herramientas de clase mundial.

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La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica es solo del 17,9%

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) realizó la primera encuesta entre sus empresas asociadas para conocer los indicadores de diversidad e inclusión en el sector. La participación total de las mujeres es del 17,9%. En puestos de liderazgo la cifra alcanza el 15,8% (un 12,5% en directorios y un 7% en puestos técnicos).

Las compañías que respondieron la encuesta representan el 60% de la capacidad instalada de generación eléctrica del país y abarcan todas las tecnologías: renovable, nuclear, hidráulica y térmica. Entre las iniciativas y planes de inclusión más implementados por las firmas se destacan los programas de prevención de acoso laboral (71%); la mejora en los procesos de contratación de personal (65%); las acciones para fomentar la responsabilidad social (59%) y el resguardo del bienestar, la salud y la seguridad (59%). 

Sólo un 7% de las trabajadoras mujeres ocupan puestos técnicos

En función de los resultados, las empresas participantes se comprometieron a priorizar la diversidad y la inclusión desde las altas gerencias, a realizar un mayor seguimiento de los indicadores, a incluir objetivos concretos en las estrategias corporativas y a fomentar la participación de las mujeres en los puestos técnicos.

En diálogo con EconoJournal, el gerente general de AGEERA, Fernando Antognazza, expresó que “la Comisión de Diversidad e Inclusión se creó a fines del 2020 y hay un especial interés por conocer cómo están posicionadas las empresas asociadas en cuanto a la inclusión en un sentido amplio. El principal foco de las compañías del sector de generación eléctrica está puesto en la problemática de género, seguido por cuestiones de maternidad/paternidad y discapacidades».

Luego, el directivo de la Asociación aseguró que “la idea es avanzar en este proceso a través de la realización de encuestas periódicas, del establecimiento de programas de capacitación para los asociados y la promoción del diálogo con otras cámaras para trabajar en conjunto”.

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En la COP26 Olade y el BID formalizaron adhesión de tres países a la RELAC

El encuentro fue titulado «Renovando Ambiciones de Transición Energética en América Latina y el Caribe (RELAC)», organizado por Sustainable Energy For All en partnertship con Global Energy Alliance for People and Planet.

Participaron activamente ministerios de energía, entre ellos Ecuador, Panamá, Colombia, Bolivia, Nicaragua, Guatemala, Paraguay, Chile, Honduras, entre otros de la región.

En este encuentro se formalizó la adhesión de tres nuevos países a la alianza RELAC: Panamá, Nicaragua y El Salvador. Ante este acontecimiento, Alfonso Blanco, Secretario Ejecutivo de OLADE, destacó el rol y crecimiento que presenta la iniciativa.

«OLADE se sumó tempranamente a RELAC porque estamos convencidos que esta plataforma se convertiría en una iniciativa potente y representativa que logrará que nuestra región consolide su liderazgo en materia de energías limpias a nivel mundial.», introdujo.

Actualmente, las energías renovables en la región representan casi el 59% de la generación eléctrica en la región, convirtiendo a Latinoamérica en la más preponderante en generación renovable a nivel mundial.

«Debemos mantener ese liderazgo, cumplir los compromisos climáticos y ser más ambiciosos para lograr el 70% de renovabilidad total en la generación para 2030, objetivo fundacional de RELAC», valoró.

«Las energías renovables en nuestra región son más que una forma de reducir emisiones de gases de efecto invernadero. Las renovables son un motor de desarrollo económico y la creación de empleo. Nos ayudan a consolidar la innovación, estimular la transferencia de tecnologías, incrementar el financiamiento a nuevos proyectos, fortalecer las capacidades y la integración energética», planteó Blanco.

Juan Pablo Bonilla, Gerente del Sector de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible del Banco Interamericano de Desarrollo, apoyó los desafíos planteados: «Para nosotros OLADE es un socio estratégico y presenta un rol fundamental en la integración de los países a RELAC, iniciativa que va a seguir creciendo y presenta importantes desafíos».

De igual modo se pronunció Benigno López, Vicepresidente de Sectores y Conocimiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID): «La cooperación entre OLADE y el BID va a ser clave para que los países se vayan sumando a RELAC y así afrontar los desafíos del cambio climático».

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Juan Pablo Bonilla, Gerente del Sector de Cambio Climático y Desarrollo Sostenible del Banco Interamericano de Desarrollo

Por su parte, Alfonso Blanco agradeció el acompañamiento del BID y los ministerios de energía: «Nada de esto es posible sin un fuerte compromiso de países e instituciones de promover y estimular la cooperación internacional. OLADE estará siempre a disposición de sus países miembros para fortalecer la cooperación y asistirlos en el desarrollo de un sistema energético limpio, confiable y transparente».

«Muchos de nuestros países han hecho compromisos para lograr la carbono neutralidad a 2050. Otros, han definido compromisos de descarbonización a través de estrategias energéticas de largo plazo bajas en carbono», resalta.

Sin embargo, para Alfonso Blanco aún «tenemos mucho todavía por desarrollar:».

En ese sentido señala que «debemos instalar más de 230 GW totales de renovables a 2030, mejorar las políticas de eficiencia energética de los recursos energéticos, avanzar en cocción limpia, en sistemas de almacenamiento de energía, en la profundización del hidrógeno como vector energético útil para la descarbonización de sectores de uso final de difícil descarbonización y en seguir profundizando la integración energética regional y subregional que nos permitirá colocar excedentes renovables en distintos mercados haciendo más eficientes los mismos».

«Será un gusto seguir trabajando junto al BID y las agencias socias de la plataforma los próximos años. También será un placer seguir trabajando con los países de América Latina y el Caribe, a quienes nos debemos, tanto los miembros de RELAC, como con aquellos que aún no son miembros y por los que debemos redoblar los esfuerzos para atraerlos a la Iniciativa de modo que ésta pueda tener una representatividad total en nuestra región», valoró.

«Muchas gracias a los organizadores por colocar a RELAC en lo más alto de la agenda climática-energética global organizado este evento en el Marco de la 26° (vigésima sexta) Conferencia de Partes de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático», concluyó.

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Pablo González: “YPF sobrecumplió el plan 2021 y pensamos invertir u$s3.500 millones en 2022”

El presidente de YPF adelantó que la recuperación del balance del tercer trimestre “es muy fuerte” y aseguró que para fin de año “hay posibilidad de tener un saldo exportable en materia de gas. Estamos en 39 millones de metros cúbicos por día, lo que significa un sobrecumplimiento del plan 2021”. González, además remarcó el papel de las pymes en la industria de los hidrocarburos y aseguró este martes que la petrolera de bandera alcanzó en este 2021 un “sobrecumplimiento del plan trazado para 2021, con la posibilidad de tener un saldo exportable en materia de gas”. Todo esto lo […]

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Raízen compra una distribuidora de combustibles y operará una red de más de 7.500 estaciones de servicio

La licenciataria de Shell en Argentina y Brasil, anunció el cierre del proceso de adquisición de la mitad de las acciones de la paraguaya Barcos & Rodados La empresa de origen brasilero Raízen, licenciataria de Shell en Brasil y Argentina, oficializó la compra de la distribuidora de combustibles Barcos & Rodados, en Paraguay. Esta incorporación le permitirá operar una red de más de 7.500 estaciones de servicio en la región. De esta forma, la empresa de origen brasilero concreta un paso significativo de ampliación e integración de su plataforma regional, llevando a Paraguay su modelo de éxito ya probado en […]

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Plan Gas: tres petroleras suman producción desde Vaca Muerta

El Gobierno convocó a las petroleras a ofertar gas natural desde el invierno 2022 para sustituir importaciones. Cómo salieron los resultados de la ronda 3 del Plan Gas. Tres petroleras locales presentaron este martes las ofertas para sumar producción de gas desde la Cuenca Neuquina a partir del invierno de 2022. La conexión de los pozos, desde mayo del año que viene, permitirá sustituir importaciones de combustibles líquidos (gasoil y fuel oil) y eventualmente también de gas licuado, que se comercializan por encima de los u$s 15 por millón de BTU y se abonan en dólares por anticipado. El gas […]

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Misiones logra un acuerdo de bonos de carbono con Mercuria

En la cumbre climática de Glasgow, el gobierno misionero explicará su estrategia de deforestación controlada y la cooperación con la empresa suiza Mercuria. La provincia desembarcó formalmente en el mercado de bonos de carbono a partir de la firma de un acuerdo con Mercuria Energy Trading, la principal accionista de la petrolera Phoenix Global Resources, compañía que tiene intereses en Vaca Muerta. El convenio se presentó en Glasgow, Escocia, durante la Cumbre del Clima del 2021 organizada por la ONU. “Estamos entusiasmados porque es un primer caso de éxito en el mundo en el que un estado subnacional consigue dólares […]

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YPF: midstream de gas, el nuevo negocio.

La compañía no descarta realizar un desprendimiento definitivo, creando una empresa independiente como sucedió con YPF Luz en el segmento de generación eléctrica, si la proyección de negocios en este segmento crece de manera sostenida. YPF unificó sus instalaciones de procesamiento de gas natural en una nueva área llamada Midstream Gas, según adelantaron fuentes de la compañía. El objetivo no es solo resolver los cuellos de botella en el transporte y procesamiento de gas de la propia petrolera sino también de otras empresas de la cuenca neuquina que lo requieran. YPF avanza en la producción de gas en Neuquén En […]

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Neuquén exportó 5 millones de barriles de petróleo en lo que va del año

En los tres trimestres del año se envió un 10% de la producción total de petróleo con destino a América del Norte, Europa y Asia. De acuerdo con las cifras brindadas por el ministerio de Energía y Recursos Naturales, en los primeros nueve meses del año, la provincia del Neuquén envió un total de 5 millones de barriles de petróleo al exterior, representando un 10% de la producción total de crudo. Particularmente, en el mes de septiembre se exportaron más de 780 mil barriles, aproximadamente el 12% de la producción total. Actualmente, son ocho las empresas que están haciendo envíos […]

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Shell e YPF anunciaron el desarrollo masivo de un área de shale oil en Vaca Muerta

Shell Argentina e YPF anunciaron que pasarán a desarrollo masivo el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Esta determinación se da luego de completar satisfactoriamente una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área.

Esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios, informaron las compañías en un comunicado. Del anuncio participaron el gobernador de la provincia del Neuquén, Omar Gutiérrez, el ministro de Energía, Alejandro Monteiro, el presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, y el VP de Upstream No Convencionales de YPF, Pablo Iuliano.

“Es el primer paso exponencial en nuestro proyecto para el área y una nueva decisión de inversión impulsada por el compromiso que tenemos con el desarrollo de Vaca Muerta”, señaló Sean Rooney.

“La primera etapa de piloto nos sirvió para llegar al momento de esta decisión con mayor conocimiento, eficiencia y competitividad. Queremos agradecer el apoyo de nuestra socia YPF y de la provincia del Neuquén a lo largo de este camino”, concluyó el presidente de Shell Argentina.

“Desde YFP vamos a sumar nuestra experiencia y conocimiento en este nuevo desarrollo que lanzamos en conjunto con Shell. Vamos a continuar trabajando en Vaca Muerta para el desarrollo de nuestro país, cubriendo la demanda interna y exportando volúmenes crecientes de petróleo y gas”, señaló Pablo Iuliano. “Desde YPF generamos valor con base en el crecimiento eficiente y la sustentabilidad ambiental y social, con una oferta de energía de baja huella de carbono”, agregó el VP de Upstream No Convencional de YPF.

Esta inversión se suma a las que Shell ya viene haciendo en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, en etapa de desarrollo desde fines de 2018. En estas áreas, ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, la compañía triplicó su capacidad de producción instalada con la reciente puesta en marcha de una segunda planta de procesamiento de petróleo y gas de 30.000 barriles de petróleo diarios, que se agregan a los 12.000 bpd ya existentes.

Shell Argentina cuenta con una producción de 31.000 barriles diarios promedio en sus activos en el país y lleva más de 100 pozos perforados en Vaca Muerta. En los próximos años, la compañía informó que realizará más de 35 pozos anuales para continuar con los planes de desarrollo en las áreas que opera.

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Comprometidos: más de 100 países acordaron recortar sus emisiones de metano

Más de 100 países, entre ellos Estados Unidos, el bloque de la Unión Europea (UE) y Argentina, se comprometieron este martes a recortar en 30% sus emisiones de metano, uno de los gases que provocan el calentamiento global, para 2030, y aunque el presidente estadounidense, Joe Biden, llamó a más Estados a sumarse, por ahora se destacan las ausencias de China, India y Rusia, tres de los cinco mayores emisores del planeta. La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, anunció este acuerdo voluntario y no vinculante en la cumbre de la conferencia de la ONU sobre clima […]

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“La producción de hidrógeno verde nos permitirá una transición de una matriz productiva basada en hidrocarburos a una basada en energías renovables”

El Secretario de Planeamiento y Políticas en Ciencia, Tecnología e Innovación, Diego Hurtado, se refirió al anuncio del Gobierno Nacional sobre la inversión de USD 8.400 millones, por parte de la empresa australiana Fortescue, para producir esa energía en Argentina, realizado en el marco de la cumbre mundial COP26 que se desarrolla en la ciudad escocesa de Glasgow. El Secretario de Planeamiento y Políticas en Ciencia, Tecnología e Innovación, Diego Hurtado, analizó la importancia del anuncio de USD 8.400 millones de inversión, por parte de la firma australiana Fortescue, para la producción de hidrógeno verde en nuestro país, anunciada por […]

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Petroleras intentan volverse verdes

Las estrategias de supervivencia de las grandes compañías pasan por mantener la explotación de los hidrocarburos mientras inician una migración, a diferentes velocidades, a las energías renovables. Los interrogantes más grandes en esta inexorable e inevitable transición apuntan a las grandes petroleras y su futuro.  En el caso del gigante escandinavo Equinor puede estar marcando una hoja de ruta al respecto. “La rapidez con que lleguemos a una verdadera economía sostenible dependerá de lo decididos que estemos a abandonar el petróleo” Participada mayoritariamente por el estado noruego, la anteriormente llamada Statoil, decidió cambiar de imagen para dejar de ser conocida […]

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EEUU no frena licitación para explotación de petróleo y gas

El gobierno de Joe Biden se apresta a licitar concesiones para la explotación de petróleo y gas en grandes extensiones de tierras públicas en el oeste de Estados Unidos, pese a la conclusión del Departamento del Interior de que hacerlo pudiera costarle a la sociedad miles de millones de dólares en impactos por el cambio climático. Funcionarios anunciaron la semana pasada que los reguladores del gobierno analizarán por primera vez las emisiones de gases de invernadero generadas por la extracción de combustibles fósiles en tierras públicas del país. La quema de esos combustibles representa un 20% de las emisiones de […]

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China: Convierten gases industriales en proteínas para la nutrición ganadera

Investigadores de dicho país afirman que encontraron una manera de producir ingredientes proteicos para la nutrición animal a partir del monóxido de carbono a escala industrial, en lo que consideran un gran avance que podría ayudar a reducir la dependencia del país de la soja importada. Se trata  del principal comprador mundial de soja, importando cada año alrededor de 100 millones de toneladas y produciendo unas 20 millones de toneladas adicionales para convertirlas en alimentos ricos en proteínas para su enorme sector ganadero aunque esto podría cambiar en un futuro. Científicos del Instituto de Investigación de Alimentos de la Academia […]

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YPF avanza en un importante proyecto de evolución tecnológica con SAP

La empresa argentina, líder en el sector energético, avanza en un proyecto de modernización de sus principales procesos y operaciones hasta fines de 2024. YPF, la principal empresa de energía de Argentina, está llevando adelante un proyecto de evolución tecnológica, organizacional y cultural, apoyado en soluciones en la nube de SAP. Junto a muchas otras iniciativas que avanzan en la misma dirección, este proyecto se enmarca en uno de los principales objetivos de YPF: volverse una compañía más ágil y flexible, que pueda profundizar la generación de valor para sus clientes y colaboradores. Con foco en mantener su posición de […]

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SHELL ARGENTINA E YPF ANUNCIAN EL PASE A DESARROLLO DE BAJADA DE AÑELO

Shell e YPF construirán una planta de procesamiento de 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios, y avanzarán en la perforación de 16 nuevos pozos en el área. Shell Argentina e YPF anunciaron su decisión de pasar a desarrollo el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Esta determinación se da luego de completar satisfactoriamente una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área. Esta segunda […]

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Shell Argentina e YPF anunciaron el pase a desarrollo de Bajada de Añelo

Shell Argentina e YPF construirán una planta de procesamiento de 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios, y avanzarán en la perforación de 16 nuevos pozos en el área Bajada de Añelo (NQN).

Estas compañías anunciaron su decisión de pasar a desarrollo el bloque de Bajada de Añelo en la ventana de transición entre petróleo y gas de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Esta determinación se da luego de completar
satisfactoriamente una primera etapa piloto que consistió en la perforación de 12 pozos exploratorios y que permitió lograr un mayor conocimiento del área.

Al respecto, y en conferencia de prensa, se informó que esta segunda etapa consistirá en la perforación de 16 nuevos pozos y la construcción de una EPS (Early Production System) con capacidad de procesar hasta 15.000 barriles diarios de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas diarios. Los acompañó el gobernador neuquino, Omar Gutierrez.

El presidente de Shell Argentina, Sean Rooney, destacó que “es el primer paso exponencial en nuestro proyecto para el área y una nueva decisión de inversión impulsada por el compromiso que tenemos con el desarrollo de Vaca Muerta”.

“La primera etapa de piloto nos sirvió para llegar al momento de esta decisión con mayor conocimiento, eficiencia y competitividad. Queremos agradecer el apoyo de nuestra socia YPF y de la provincia del Neuquén a lo largo de este
camino”, concluyó.

Por su parte, Pablo Iuliano, VP de Upstream No Convencional de YPF, sostuvo que “desde YFP vamos a sumar nuestra experiencia y conocimiento en este nuevo desarrollo que lanzamos en conjunto con Shell. Vamos a continuar trabajando en Vaca Muerta para el desarrollo de nuestro país, cubriendo la demanda interna y exportando volúmenes crecientes de petróleo y gas”, señaló.

“Desde YPF generamos valor con base en el crecimiento eficiente y la sustentabilidad ambiental y social, con una oferta de energía de baja huella de carbono”, agregó.

Esta inversión se suma a las que Shell ya viene haciendo en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, en etapa de desarrollo desde fines de 2018. En estas áreas, ubicadas en la ventana de petróleo de
Vaca Muerta, la compañía triplicó su capacidad de producción instalada con la reciente puesta en marcha de una segunda planta de procesamiento de petróleo y gas de 30.000 barriles de petróleo diarios, que se agregan a los 12.000
bpd ya existentes.

Shell Argentina cuenta con una producción de 31.000 barriles diarios promedio en sus activos en el país y lleva más de 100 pozos perforados en Vaca Muerta.

En los próximos años, la compañía realizará más de 35 pozos anuales para continuar con los planes de desarrollo en las áreas que opera, se explicó.

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En la COP26 Diego Mesa anunció una nueva subasta de renovables para 2022 en Colombia

«Podríamos pensar en hacer una nueva subasta el primer semestre del próximo año pensando en el 2024 y 2025, dónde tendríamos entrada a proyectos eólicos», anunció ayer Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía de Colombia.

Fue a través de una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, realizada en la COP26, único medio del sector con alcance latinoamericano con presencia en Glasgow, Escocia.

De esta manera, se extendería el plazo de entrada en operación comercial a 2024 y 2025 para dar paso a los proyectos que quedaron pendientes y con planes de inversión.

Cabe destacar que Colombia viene continuando un plan de desarrollo de energías renovables de la mano de una serie de subastas que han generado gran interés de inversores locales e internacionales.

Si bien en la última licitación no se terminó adjudicando todo lo esperado, tal como se conoció el 26 de septiembre, lo cierto es que se adjudicaron 4.595,67 MWh/día que generarán nueve empresas a través de 11 proyectos solares fotovoltaicos por 796,3 MW.

El precio promedio resultante de esta ronda fue de 155,81 por kWh  pesos (poco más de 40 dólares por MWh).

En la última tanda 2021, el plazo previsto para la puesta en marcha de estos parques fue planteado para enero 2023. Esto hizo que los solares tuvieran mayores chances de resultar ganadores, por la facilidad y velocidad que tiene esta tecnología para realizar la ingeniería y construcción.

«Tomamos una decisión en esta subasta de priorizar la reactivación económica por eso la fecha de puesta en operación era enero de 2023».

«Hubo un debate interno de poner la fecha en 2024 y 2025 porque habría más proyectos, sobre todo los eólicos. Pero cómo el objetivo era tener reactivación económica en el sector, decidimos ubicar 2023 y sabíamos que íbamos a adjudicar menos megavatios que en 2019», explicó Diego Mesa.

¿Podría haber cambios en las condiciones de los contratos de la próxima ronda del primer semestre 2022? Mesa dejó algunas pistas: «Podría ser una subasta con el mecanismo voluntario. Y eso es lo que estamos discutiendo internamente pero vamos a tomar decisiones de acá en adelante».

Siguiendo el punto explica que «el esquema sería similar» pero aclara que «hay una posibilidad de modificación para decidir si es necesario tener el mecanismo complementario aparte del voluntario».

«El esquema ha funcionado bastante bien. Se logró tener ofertas competitivas a pesar de las disrupciones que hay en la logística a nivel mundial, el costo de los paneles en China», valoró de la reciente subasta.

«Si pensamos en proyectos para 2024 y 2025, cuándo se haya despejado el panorama, de la cadena logística a nivel general, podríamos pensar en precios a la baja», estima Mesa.

 

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Con 60 proyectos Chile apuesta a exportar más hidrógeno que cobre

En el marco de la COP26 se está resaltando la relevancia del hidrógeno verde como vector para descarbonizar distintos sectores productivos y de servicios a nivel mundial.

El Gobierno de Chile, a sabiendas de ello, en noviembre del 2020 lanzó su la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que “requerirá una inversión acumulada de 330 billones de dólares al año 2050” y que tiene por objetivo “que las exportaciones desde Chile a otras economías superen a las exportaciones de cobre, más allá del 10% del PIB”, destaca Andrea Moraga Paredes, Directora Ejecutiva H2 Chile y Directora Gerente Continua Soluciones SpA.

En una entrevista para Energía Estratégica, la directiva brinda precisiones sobre los proyectos de hidrógeno verde (H2V) que se están llevando a cabo en Chile y en qué estado se encuentra el país para lograr sus metas a largo plazo, una de las cuales apunta a producir este combustible a los precios más baratos del mercado en 2030: 1,3 dólares por kilo.

Actualmente, ¿cuántos proyectos de hidrógeno verde se están desarrollando en Chile y en qué etapas se encuentran cada uno de ellos?

Se ha indicado que a agosto de este año la cartera de proyectos de hidrógeno verde en Chile se ha triplicado en comparación a noviembre de 2020, pasando de 20 a 60 proyectos.

Cabe destacar que actualmente ya existen dos plantas produciendo moléculas de hidrógeno verde en Chile. La primera desde 2017: la planta hibrida solar fotovoltaica, baterías e hidrógeno, de Enel Green Power y Enap, ubicada en la región de Antofagasta, este sistema Power-to-Power alimenta el requerimiento eléctrico del campamento de Cerro Pabellón.

La otra en agosto de este año, con la inauguración de la planta de AngloAmerican, que consta de un sistema Power-to-Mobility para alimentar con H2V grúas horquilla en una faena minera.

En septiembre de este año comenzó la construcción del proyecto Haru Oni (de HIF), que es el primer proyecto de e-combustibles en base a hidrógeno verde en Chile, y se ubica en la región de Magallanes. Este proyecto reúne a tanto el sector público como privado, y a entidades chilenas y extranjeras.

La propietaria de la planta es la chilena HIF, y cuenta con el respaldo de Enap, las alemanas Siemens y Porsche, la italiana Enel Green Power, y Gasco, entre otras empresas. Se espera que esta planta inicie sus operaciones el año 2022.

Otro proyecto que se lanzó en septiembre de este año es el proyecto H2GN, impulsado por Gasvalpo y que tiene como socio tecnológico a grupo Busso.

Esta iniciativa busca inyectar hidrógeno verde a las redes de distribución de gas natural que la empresa tiene en la Región de Coquimbo, sustituyendo hasta en 20% el uso del gas natural, llegando a más de 1.800 hogares de las ciudades de Coquimbo y La Serena. Se espera que entre en operación el primer semestre de 2022.

Además, el proyecto HyEx, liderado por las empresas Engie y Enaex, en la región de Antofagasta, que busca generar Amoníaco verde para explosivos a nivel local y para exportación, ya ha ingresado al sistema de evaluación de impacto ambiental a través de una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) en el mes de septiembre.

El proyecto Hydra liderado por CSIRO, Mining3, Engie y que cuenta con financiamiento CORFO, ha ido también avanzando en la implementación del tren de carga, a escala piloto, para un camión CAEX, se encuentra ya en etapa de preparación de las pruebas de campo de operación del sistema en las condiciones reales de operación.

Fuente: H2 Chile

Otros proyectos que ya son de conocimiento público, a desarrollar en el norte de Chile:

AES Andes que está trabajando en un proyecto para la generación de amoniaco, se espera que ese proyecto requiera 850 MW de nueva capacidad renovable.
Airliquide, proyecto piloto que busca incorporar Buses a H2V para el transporte de trabajadores a faenas mineras.
Copec, estación de abastecimiento de H2V para buses de trabajadores a faenas mineras.
TCI GCOMP y su proyecto HOASIS, que busca instalar una planta de 3 GW de capacidad de electrólisis, para la generación de H2V para distintas aplicaciones, incorporando el concepto de economía circular.

Ahora en el centro-sur están los proyectos:

Enagas, Acciona y GNL Quinteros, se han asociado para desarrollar el proyecto “Hidrógeno Verde Bahía Quintero”, que busca ofrecer una alternativa energética sostenible, contribuyendo al proceso de descarbonización de la matriz energética del país y de la recuperación ambiental de las comunas de Puchuncaví y Quintero. A través de una planta de electrólisis con una potencia nominal de 10 MW.
Engie y Walmart, proyecto que generará H2V para grúas horquilla que funcionan con celdas de combustible. Se encuentra en etapa de ingeniería de detalle y espera comience su operación a mediados de 2022.
TCI Gecomp, con el proyecto HValle Sur, busca instalar electrogeneras para incorporar H2V en camiones del rubro forestal.
CAP y Paul Wurth, proyecto de incorporación de Hidrogeno Verde en las operaciones de fabricación de acero de CAP con miras al acero de bajo carbono en Chile a lo largo de toda la cadena de valor.

Y para finalizar en el extremo sur,

AustriaEnergy y Ökowind, con el proyecto HNH Energy, que producirá 150.000 ton/año de H2V ó 850.000 ton/año de amoníaco verde para exportación.

¿Cuántos proyectos creen que habrá al finalizar el 2021?

La verdad es que es muy difícil estimar un número, dado que el interés de las empresas en formar parte de la gestación de la industria del hidrógeno verde en Chile es creciente.

A modo de ejemplo puedo mencionar que durante este año se han incorporado más de 30 empresas a H2 Chile, y siguen ingresando, por lo que no cabe duda que la cartera de proyectos asociada a H2V seguirá en aumento, dado que hay una clara tendencia de futuro en materia energética, ligada a la urgencia del desafío climático y que ven que el H2V es un negocio no sólo rentable, sino que esencial para acelerar la transición energética global y la reactivación económica.

Andrea Moraga Paredes, Directora Ejecutiva H2 Chile y Directora Gerente Continua Soluciones SpA

¿Qué consideraciones hacen desde H2Chile acerca de la cantidad de proyectos que están desarrollándose, teniendo en cuenta que se está cumpliendo un año desde el lanzamiento de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde?

No cabe duda que el aumento en la cantidad de proyectos de H2V desde el lanzamiento de la estrategia, es una buena señal, puesto que una de las primeras metas a cumplir es contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025.

No obstante, desde H2 Chile seguimos realizando esfuerzos en para cubrir las brechas de información que aún puedan persistir entre las empresas y los actores de la cadena de valor del H2V (hidrógeno verde) para incentivar las inversiones, y desarrollo de proyectos a diferentes escalas.

En este sentido estamos apoyando el desarrollo de la regulación, lo que ayudará a reducir incertidumbres. Además, estamos articulando proyectos de aplicaciones de H2V con el fin de estimular la demanda local y ganar experiencia para luego migrar a mercados internacionales.

De igual forma, estamos trabajando en conjunto con el gobierno y otras entidades para traer financiamiento internacional al país, a condiciones preferenciales para iniciativas de H2V.

Pues, de acuerdo a la Estrategia Nacional de Hidrógeno se requerirá una inversión acumulada de 330 billones de dólares al año 2050 y que las exportaciones desde Chile a otras economías podrían superar a las exportaciones de cobre, más allá del 10% del PIB.

Por tanto, nuestro objetivo es incentivar a que el ecosistema de negocios local, las empresas, el Estado, la academia y la sociedad civil en general, asuman que el hidrógeno verde es una gran oportunidad para el futuro de Chile y que representa una exportación de bienestar para todo el planeta, por lo que apostamos a la creación de confianzas y a la colaboración intersectorial.

¿Qué expectativas tienen respecto a la convocatoria de CORFO que apalancará proyectos de H2V?

Desde luego que la convocatoria mencionada es un apoyo a la implementación de la estrategia y a alcanzar las metas propuestas en esta primera etapa a 2025. Dado que los US$50 millones disponibles están enfocados a iniciativas que deberán instalar una potencia de al menos 10 MW y entrar en funcionamiento a más tardar en diciembre de 2025.

Las iniciativas presentadas proponen emplazamiento en las regiones de Atacama, Antofagasta, Valparaíso, Biobío, Aysén y Magallanes; con un tamaño en torno a una mediana de 20 MW, lo que supera la capacidad de las plantas de hidrógeno verde que hoy se encuentran en operación a nivel mundial.

Las diez empresas que presentaron sus iniciativas a la convocatoria son: Air Liquide Chile S.A, CAP S.A.; Copenhagen Infrastructure Energy Transition Fund I K/S; Enel Green Power Chile S.A. Engie Sa; GNL Quintero S.A.; Imelsa Energía SpA.; Linde GmbH; Hydrogène de France S.A.; y Sociedad de Inversiones Albatros Ltda.

Desde H2 Chile, creemos que esta convocatoria es muy importante para la materialización de iniciativas, y que los proyectos que adjudiquen serán fundamentales para acelerar el proceso de adopción del hidrógeno verde como vector energético en Chile. Apuntando a posicionar a Chile como actor clave en la descarbonización del mundo, alcanzando los compromisos de carbono neutralidad adquiridos, así como también aportando a la generación de empleo y oportunidades a nivel local.

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Desde la COP26 Kulfas planteó su visión sobre el desarrollo de las renovables en Argentina

En su cobertura periodística de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP26), en Glasgow, Reino Unido, Matías Kulfas, ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, concedió una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, para brindar su visión sobre el desarrollo de energías renovables.

“Queremos planes que tengan sostenibilidad macroeconómica, que los mismos recurran a financiamiento en moneda nacional y a la compra de equipamiento local”, aseguró. 

Y agregó que el Gobierno prevé financiación con en el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS), el cual considera como “una herramienta relevante para fondear proyectos renovables”, además de recursos del Banco Nación, Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE).

También mencionó “líneas estratégicas que tiene el Ministerio a través del FONDEP”.

Siguiendo esta misma línea sostuvo que “hay oportunidad importante”, pero que se debe llevar a cabo con cautela y buen trabajo. Y así apuntó contra el Programa RenovAr, programa de licitaciones que aún tiene en vilo más de 1500 MW de contratos frenados, a la espera de una resolución que les permita continuar o retirarse del mercado.

“El RenovAr tuvo un buen objetivo y sus logros, pero chocó contra sus propias limitaciones, el haber generado un programa que dependía de financiamiento externo y que no tenía ningún componente nacional en su matriz de formulación. Esto hizo que apenas se inició la crisis en 2018, este plan se detuviera”, manifestó el funcionario. 

Desde su área, Kulfas asegura que el Gobierno busca seguir apostando a las renovables, aunque con la modificación de ciertos términos, principalmente en el ámbito de la fabricación de equipos. 

Justamente una de esas apuestas se centra en “fortalecer” las capacidades IMPSA, empresa metalúrgica que, a fines de mayo de este año, fue capitalizada por Nación, a través del propio Ministerio de Desarrollo Productivo, y el gobierno provincial de Mendoza, con un aporte de USD 20.000.000.

¿Por qué IMPSA? Kulfas resaltó que “se trabaja para que vuelva a ser un jugador fuerte en materia de energía eólica, ya que quedó rezagada por la crisis que tuvo”. 

Y de ese modo, vaticinó que “se invertirá muchísimo dinero en investigación y desarrollo en los próximos años para reducir esta olla tecnológica que tuvo y para que rápidamente pueda estar jugando en el mercado”. 

Cabe recordar que la propia IMPSA desarrolla una nueva turbina eólica de 4,6 MW de potencia, denominada ARG-150, para el cual se encuentran en búsqueda de financiamiento.

Por otro lado, y a modo de conclusión, el especialista también le comentó a este portal de noticias que cada vez se ven más grandes inversores industriales que adoptan a las energías limpias, “como el caso del aluminio o acero verde” y que “ese es otro de los drivers que llevarán a mejorar la inversión en renovables”. 

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Un informe reconoce un potencial de más de 35 TW de capacidad renovable instalable en México

La Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) continúa lanzando fragmentos del estudio sobre el potencial del hidrógeno verde en México. Y en esta oportunidad identificó la capacidad renovable que se podría instalar en el país, tanto en materia eólica onshore como solar fotovoltaica.

En el primer caso, los resultados muestran que hay más de 400,000 kilómetros cuadrados elegibles para instalar hasta 2.7 TW de aerogeneradores, lo que representaría una generación de hasta 6.3 PWh cada año, bajo un costo nivelado de la energía (LCOE) igual o inferior a 60 USD/MWh.

Además, si se habla de valores aún más bajos, capaces de llegar a un LCOE menor a 30 USD/MWh, el reporte de la GIZ sostiene que “hay hasta 165 GW de potencial eólico, capaces de producir alrededor de 600 TWh/año de electricidad”. 

Mientras que en el caso de la energía solar, se aclara que el potencial de generación mediante este recurso es hasta cien veces mayor que el del viento en LCOEs iguales o inferiores a los 30 USD/MWh. 

Específicamente en el segundo tomo del reporte realizado explica que “650,000km2 de tierra en México (33% del total) es elegible para acomodar hasta 33.5 TW de parques solares fotovoltaicos que pueden producir hasta 69 PWh de electricidad renovable cada año con un LCOE igual o inferior a 25 USD/MWh”.

Y agrega: “Los costos nivelados de la energía procedentes de fotovoltaico son mucho más bajos y menos variables que los eólicos. La gran mayoría del potencial solar (96% del total) cae en el rango de 15-20 USD/MWh”. 

“En tanto que sólo el 3% es en regiones poco menos favorables, con un costo de producción entre 20 y 25 USD/MWh, y el 1% restante del potencial puede ser producido en LCOE inferior a 15 USD/MWh”.

GIZ identificó dos proyectos pilotos para producir hidrógeno verde en México

De todos modos, la Agencia Alemana de Cooperación Internacional aclara que la energía eólica y solar tienen el potencial de cubrir toda la demanda actual de electricidad a un costo inferior a 30 USD/MWh para 2050. 

Estos resultados por parte de la entidad mencionada van en concordancia con las estimaciones previamente informadas, en donde preveía un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable para hidrógeno verde en México

Y cabe recordar que este potencial es un teórico máximo, el cual implicaría poner centrales renovables en cada rincón posible de México, aunque sin contar ciudades, carreteras, aeropuertos, reservas ecológicas, parques nacionales, sitios arqueológicos. 

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AGEERA estableció un plan de acción para la participación de mujeres en el sector

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), a través de la Comisión de Diversidad e Inclusión, realizó la primera encuesta entre sus empresas asociadas sobre diversidad e inclusión del sector. La encuesta tuvo por objetivo establecer la línea de base de indicadores de dicha índole, relevar las iniciativas que se están implementando y establecer un plan de acción para fomentar un mayor grado de diversidad e inclusión en la industria.

Las empresas que respondieron representan el 60% de la capacidad instalada de generación eléctrica del país. Y entre los principales resultados se destacan:

El foco de las empresas del sector en cuanto a diversidad e inclusión está puesto en género, seguido cuestiones enede maternidad/paternidad, y discapacidad.
Las iniciativas y programas de diversidad e inclusión más implementados son: Programas de acoso laboral (71%); mejora de procesos de contratación (65%);
Iniciativas de responsabilidad social (59%); y resguardo del bienestar, la salud y la seguridad (59%).
En cuanto a la participación de las mujeres en el sector, el indicador total es de 17,9%, mientras que su participación en puestos de liderazgo alcanza 15,8%, en
directorios 12,5% y en puestos técnicos 7%.

Entre las acciones identificadas para propiciar una mayor diversidad e inclusión, las empresas identificaron:

Mayor priorización a la diversidad e inclusión por parte de las altas gerencias.
Mayor seguimiento de indicadores de diversidad e inclusión.
Inclusión de objetivos concretos en las estrategias corporativas.
Mejoras de procesos de incorporación, retención y liderazgo.
Acciones para atraer mujeres a puestos técnicos.

A partir de la línea de base que establece la encuesta, AGEERA se ha propuesto contribuir a una mayor inserción de la mujer y a propiciar una cultura más diversa e
inclusiva en el sector.

Para ello se ha establecido un plan de acción que incluye, encuestas periódicas para monitorear la evolución de la diversidad e inclusión en el sector, capacitaciones para acompañar a las empresas en sus iniciativas de diversidad e inclusión, eventos para promover el intercambio de experiencias y mejores prácticas e intercambio con otras cámaras y entidades para buscar sinergias e intercambio de experiencias

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En COP26 Rockefeller y líderes globales buscan USD 100 mil millones para financiar renovables en países en desarrollo

A lo largo de la próxima década, la Alianza pretende desbloquear 100.000 millones de dólares de capital público y privado y abordar simultáneamente tres profundos problemas humanos: (1) ENERGÍA: llegar a mil millones de personas con energía fiable y renovable; (2) CLIMA: evitar y prevenir cuatro mil millones de toneladas de emisiones de carbono; y (3) EMPLEO: construir una rampa de acceso a las oportunidades creando, facilitando o mejorando 150 millones de puestos de trabajo.

También abrió una convocatoria mundial de asociaciones nacionales de transformación, invitando a las economías en desarrollo y emergentes a solicitar apoyo técnico y financiación para avanzar en los ecosistemas de proyectos de energía limpia.

El presidente de la República de Indonesia, Joko Widodo, que ocupará la presidencia del G20 en 2022, comentó: «Indonesia se enorgullece de respaldar la Alianza Mundial de la Energía para la Gente y el Planeta. La iniciativa reúne a las partes interesadas fundamentales que deben alinearse y cocrear un camino sostenible para nuestras naciones y para nuestros nietos. Es nuestra tarea restaurar la triple felicidad prevista por los tres equilibrios balineses Tri Hita Karana: la gente con la gente, la gente con la naturaleza y la gente con la armonía espiritual».

Mientras que los países pobres en energía son actualmente responsables del 25% de las emisiones mundiales de CO2, su cuota de emisiones mundiales podría crecer hasta el 75% en 2050, según el análisis publicado hoy por la Alianza.

Sin embargo, estos países sólo reciben actualmente el 13% de la financiación de las energías limpias, a pesar de representar casi la mitad de la población mundial.

Además, hay 243 GW de centrales de carbón en proyecto, autorizadas o en construcción en los países en desarrollo. Si se construyen, emitirán 38.000 millones de toneladas de CO2 en las próximas décadas, lo que equivale a las emisiones mundiales totales en 2020.

Para cambiar esta trayectoria y maximizar su impacto en los puestos de trabajo y en los medios de vida, la Alianza ha anunciado que va a proporcionar más de 10.000 millones de dólares para centrarse en la transición de los combustibles fósiles, las energías renovables basadas en la red y las energías renovables distribuidas.

Los socios de la Alianza son Organizaciones filantrópicas de referencia: La Fundación Rockefeller, la Fundación IKEA y Bezos Earth Fund; Socios inversores: Grupo del Banco Africano de Desarrollo, Banco Asiático de Desarrollo, Banco Europeo de Inversiones, Banco Interamericano de Desarrollo, Corporación Financiera Internacional, Grupo CDC del Reino Unido, Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo de Estados Unidos y Banco Mundial; Socios nacionales: Anfitriones de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP26), Italia y el Reino Unido, y Dinamarca.

«El mundo está sufriendo una convulsión económica en la que los más pobres se están quedando más atrás y están siendo golpeados por los efectos del cambio climático. Las transiciones energéticas verdes con electrificación renovable son la única manera de reiniciar el progreso económico para todos y, al mismo tiempo, detener la crisis climática», ha declarado el Dr. Rajiv J. Shah, Presidente de la Fundación Rockefeller.

«Proporcionando a la gente una rampa de acceso a la economía moderna al mismo tiempo que se logra un progreso real y medible contra la amenaza existencial del cambio climático, la Alianza Energética Global para la Gente y el Planeta es una de las iniciativas más audaces y transformadoras de nuestra historia.»

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El gobierno consiguió sólo la mitad del gas que buscaba para reforzar la oferta del hidrocarburo para 2022

Sólo tres productoras presentaron ofertas para participar de la ronda 3 del Plan Gas.Ar, la licitación que lanzó hace 10 días la Secretaría de Energía para reforzar la oferta local del hidrocarburo a partir del año que viene. En rigor, la cartera que dirige Darío Martínez buscaba completar un cupo de 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas desde mayo de 2022. Es el volumen remanente que se puede inyectar hasta la zona centro del país por el sistema de transporte troncal de gas desde las cuencas Neuquina y Austral. Sin embargo, las propuestas recibidas ayer —que estuvieron a cargo de Pampa, Tecpetrol y Pluspetrol— suman en total sólo 3,25 MMm3/día de gas, según indicaron fuentes privadas a este medio. Es decir, apenas un poco más de la meta que se había fijado el Ejecutivo.

EconoJournal publicó en su edición del 20 de octubre que la fórmula de precios establecido en el pliego de la compulsa dejaba en una posición incómoda a las petroleras, dado que incluyó un esquema con un importe tope de gas marginalmente inferior que el precio de la ronda 1 lanzada en enero de 2021. Por eso, distintas fuentes del mercado adelantaban que la participación de las principales petroleras en el concurso sería menor. Eso fue lo que finalmente sucedió.

Para no convalidar un precio del gas a la baja en el mercado interno, a contramano de la tendencia internacional que se caracteriza por registrar precios record del LNG y del gas en Europa y Estados Unidos, los grandes productores optaron por no ser parte del proceso licitatorio.

La ausencia más llamativa fue la de YPF, la petrolera controlada por el propio gobierno, que extrañamente no presentó ninguna oferta en la subasta de precios pese a que se descontaba su participación. Otros players de peso del mercado como Pan America Energy (PAE), la francesa Total, Wintershall Dea y CGC también optaron por quedarse afuera de la compulsa.

Números

“Podría haberse buscado un esquema con incentivos un poco más atractivos. Era difícil creer que las mismas empresas que no complementaron la demanda base de gas en la ronda 1 (se adjudicaron 67,825 MMm3/día de los 70 MMm3/d que se buscaban), iban a comprometerse a inyectar mucho más gas a un precio inferior que el de la primera licitación”, analizó un consultor.

Los ganadores se oficializarán el 10 de noviembre. Pero se descuenta que todas las ofertas recibidas serán adjudicadas porque, en conjunto, no alcanzan a cubrir el cupo proyectado por el gobierno. Pampa, la petrolera del grupo homónimo que lidera Marcelo Mindlin, ofertó inyectar 2 MMm3/d a un precio de US$ 3,35 por millón de BTU. Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, ofreció un volumen de 950.000 m3/día de gas. Y Pluspetrol sumará otros 300.000 m3/día, según un relevamiento entre privados realizado por este medio. Las tres propuestas pertenecen a actores con yacimientos en la cuenca Neuquina. No se recibieron ofertas desde la cuenca Austral.

El volumen propuesto por Pampa se sumará a los 6,9 millones de metros cúbicos por día que la empresa entregó en invierno de este año -4,9 MMm3/d de base anual y 2 MMm3/d exclusivamente en los meses fríos- como parte del programa a las distribuidoras (usuarios domiciliarios; demanda prioritaria) y a Cammesa (generación eléctrica).

Pampa y Tecpetrol fueron las únicas empresas que participaron de las tres rondas del Plan Gas.Ar. Son, al mismo tiempo, dos de las petroleras más activas en impulsar la ampliación del sistema de transporte de gas desde la cuenca Neuquina para explotar el potencial gasífero de Vaca Muerta. Pampa es, a su vez, uno de los accionista de TGS, en tanto que Tecpetrol tiene una participación accionaria de TGN.

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Energía recibió ofertas por el Plan Gas Ar, tercera ronda

La Secretaría de Energía recibió ofertas de provisión adicional de gas natural por parte de tres fuertes productoras en respuesta a la convocatoria que dicha cartera realizó hace dos semanas, mediante la Resolución 984/21, a participar de una tercera ronda del Plan Gas.Ar.

Se trata las empresas Tecpetrol, Pampa Energía y Pluspetrol y la resolución para la adjudicación o no de tales propuestas de abasto se conocerán el 10 de este mes.

La intención de Energía era procurar un total de hasta 6 millones de metros cúbicos día de gas destinado al segmento Residencial y Usinas generadoras para el período 1 de mayo 2022 – 31 de diciembre 2024, siendo el precio máximo a ofertar en la Cuenca Neuquina de 3,66 US$/MMBtu.

Fuentes del sector consultadas por E&N indicaron que hubo ofertas de gas (adicional a los volúmenes licitados en las rondas I y II), con precios por debajo de tal máximo establecido para el producido en Neuquén (en torno a los 3,35 dólares el MBTU).

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