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La crisis golpea a la industria del gas: principal transportadora del país sufre el corte de la cadena de pagos

Si bien en lo que va del año lleva acumulada una ganancia por $3.401 millones, Transportadora de Gas del Sur (TGS), sufre una fuerte caída de ingresos por menores ventas en los segmentos de comercialización y transporte.

Propiedad del grupo Pampa Energía que controla el empresario Marcelo Mindlin, la compañía advierte que su operatoria se encuentra afectada por un clima de volatilidad e incertidumbre “sin precedentes” que hicieron que los precios de los commodities y los mercados bursátiles sufrieran importantes caídas”.

De hecho, la excepcional situación en la cual se encuentra desarrollando sus actividades en el mercado petrolero luego del impacto de la pandemia del Covid-19 en el sector la obligó a efectuar ajustes necesarios para garantizar la continuidad de sus operaciones.

“El brote de COVID-19 provocó un colapso global en la demanda de productos y servicios como consecuencia de las medidas adoptadas por los países para detener la propagación de la enfermedad”, aseguran los ejecutivos de TGS en un documento enviado a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires para dar a conocer los resultados de su primer balance trimestral de este año.

Según el informe, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la empresa muestran haber sido afectados por mayores atrasos en la cobranza de las facturas de sus principales clientes de transporte de gas natural y también por la caída de las ventas debido al abrupto derrumbe de los precios de referencia internacionales.

Si bien el transporte de gas natural está incluído dentro de los servicios esenciales, en su balance trimestral TGS reporta una utilidad neta de $3.401 millones, contra una de $3.546 millones del primer trimestre del 2 0 19.

Es decir, $145 millones menos, variación que principalmente se debe a menores ingresos por ventas, mayores cargos por depreciaciones, entre otros factores.

En este marco, desde TGS se estima que la economía mundial y la Argentina enfrentarán un importante escenario recesivo que afectará sus operaciones y su situación financiera.

Con el objetivo de mitigar ese impacto y garantizar la continuidad de sus actividades, la transportadora resolvió poner en marcha un plan de urgencia basado en:

• Adoptar las medidas provistas por el Gobierno para garantizar la salud de su personal y de las comunidades donde lleva a cabo susactividades.

• Reducir las inversiones de capital y los gastos operativos y administrativos , sin afectar las tareas de seguridad que le permiten operar el sistema de gasoductos.

• Implementar todas las medidas de s alud pública necesarias para para hacer viable la operación en el Complejo Cerri.

• Suspender la ejecución de obras que no afectan la integridad del sistema de gasoductos.

• Llevar a cabo un control diario más exhaustivo de la evolución del flujo del efectivo a para optimizar s u uso y proteger el valor.

De manera adicional, TGS continúa efectuando erogaciones de fondos por $2 .7 42 millones en bienes de capital para continuar operando su sistema de gasoductos y finalizar las inversiones en el área de Vaca Muerta. También mantiene su plan de recompra de acciones propias aprobado durante el año pasado y por el cual ya gastó $1 .3 73 millones.

“Considerando nuestra posición financiera actual y las medidas tomadas anteriormente, estimamos contar con los recursos suficientes para satisfacer nuestras necesidades actuales de capital de trabajo y pagar nuestra deuda financiera de corto plazo sin tener que recurrir a fuentes externas de financiamiento”, se sostiene en el documento.

Pero a pesar de estas medidas, sus ejecutivos consideran que la escala y duración de este inestable escenario siguen siendo inciertas y podrían continuar afectando los resultados de sus operaciones, flujo de caja y condición financiera, “lo que dependerá de la gravedad d e la emergencia de salud y el éxito de las medidas gubernamentales tomadas o las que puedan tomarse en el futuro”.

Mientras tanto, entre enero y marzo pasado la empresa reportó ventas totales por $12.121 millones en comparación con los $13.675 millones obtenidos en igual período del año pasado, representando una disminución de $1.554 millones.

En el caso de los ingresos en el segmento de transporte de gas natural, se lograron principalmente de contratos en firme, y representaron un 4 4% y 43% del total de los ingresos por ventas netas, respectivamente.

En el caso de los volúmenes totales despachados registraron una caída del 6% o 17.558 toneladas respecto del primer trimestre del 2019 debido a las menores cantidades exportadas de propano y butano. Este efecto fue parcialmente compensado por mayores volúmenes de butano destinados al mercado local y de gasolina natural exportados.

Con respecto a su deuda financiera neta, ascendió a $23.963 millones mientras que a fin del año pasado llegaba a $24.443 millones, en ambos casos totamente denominada en dólares.

Por su parte los fondos aplicados a las actividades de inversión as cendieron a $8.325 millones, reflejando un aumento de $3 .445 millones respecto de igual período del año pasado, principalment debido a los mayores pagos para adquirir colocaciones de fondos no consideradas equivalentes de efectivo.

 

 

Fuente: https://www.iprofesional.com/negocios/315894-gas-en-crisis-mayor-transportadora-sufre-caida-de-ingresos

 

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Subasta argentina de gas natural para generación arroja precios récord

El administrador del mercado mayorista argentino, Cammesa, adjudicó a través de la plataforma en línea Megsa contratos interrumpibles de gas por 63 millones de metros cúbicos (Mm3) a un precio mínimo récord de US$1,67 por millón de BTU (MBTU) para abastecer a generadoras eléctricas durante mayo.

La mayor parte del suministro quedará a cargo de las provincias de Tierra del Fuego y Neuquén, pero también de Chubut y Santa Cruz, provincias en la cuenca Noroeste.

Como informó BNamericas anteriormente, la subasta arrojó un precio máximo de US$2,67/MBTU para el gas producido en la provincia de Neuquén, US$2,55/MBTU para el gas de Chubut, US$2,31/MBTU para el gas de Tierra del Fuego y US$2,36/MBTU para el gas de la provincia de Santa Cruz.

Sorprendentemente, el precio promedio adjudicado a boca de pozo (sin costos de transporte) fue menor que el precio promedio de la licitación de suministro de abril (US$1,76/MBTU). Normalmente, la demanda interna y los precios aumentan en mayo, en comparación con el período octubre-abril.

La caída de los precios podría estar vinculada a la cuarentena nacional, que ha deprimido la demanda de electricidad y gas natural. Las proyecciones de menor producción industrial y menor demanda eléctrica se mantendrán mientras continúen las medidas de confinamiento, lo que a su vez reduce la demanda de gas natural.

Los precios del gas argentino han estado cayendo sostenidamente durante el último año, principalmente debido a la sobreoferta interna en los meses no invernales. En respuesta, los productores han anunciado recortes de inversión con miras a bajar la producción durante el año.

Sin embargo, el sector de gas natural no se ha visto tan afectado como el petrolero, donde la demanda se ha contraído por la baja en el tráfico de vehículos y aviones. Las existencias de petróleo han aumentado tanto que tres grandes refinerías detuvieron sus operaciones porque se quedaron sin espacio de almacenamiento.

La refinería Plaza Huincul de YPF, que procesa la producción no convencional de la formación Vaca Muerta; la refinería Dock Sud de la filial Raízen de Shell; y la planta Campo Durán de Refinor en la provincia de Salta, empresa mixta entre YPF, Pampa Energía y Pluspetrol, han suspendido la producción hasta que puedan despachar sus inventarios, informa la prensa local.

SUMINISTRO DE GAS EN MAYO

Argentina mantiene un contrato de suministro con Bolivia. Las importaciones de gas complementarían la producción local para cubrir la demanda de invierno, ya que los volúmenes despachados aumentan a partir de mayo. Los precios extremadamente bajos de la subasta de Cammesa sugieren que las empresas creen que habrá sobreoferta durante el mes. Por lo tanto, los actores del sector tendrán que trabajar más para vender su gas en ese contexto.

En marzo, Argentina contrató 11 cargamentos de GNL a través de la energética estatal Ieasa. Del total, 10 fueron adjudicados a Trafigura, que tiene un acuerdo con Qatar Gas para cubrir sus compromisos, y un despacho fue asignado a la francesa Total, según la prensa local.

El primer envío, que debe realizarse la primera semana de mayo, influirá en el volumen de gas disponible durante ese mes.

Ieasa adjudicó precios históricamente bajos en dicha licitación, en la que las ofertas ganadoras oscilaron entre US$2,9 y US$3,4 por MBTU. El año pasado, los precios promediaron US$6/MBTU.

La menor demanda esperada a nivel mundial, combinada con la crisis internacional del precio del petróleo, ha ejercido presiones a la baja sobre el precio del GNL, cuyos productores la han tenido difícil para encontrar compradores y evitar la sobreoferta.

 

Fuente: https://www.bnamericas.com/es/noticias/subasta-argentina-de-generacion-a-gas-natural-arroja-precios-record

 

 

 

 

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Vaca Muerta. El derrumbe del consumo golpea al sector más duro que la caída del precio del petróleo

Hoy fue un día histórico para el sector petrolero en Estados Unidos, luego de que el precio de la variante WTI -que solo se toma de referencia en ese país- cayera a valores negativos . Su impacto en la Argentina es casi mínimo, aunque le da visibilidad a un problema que comenzó hace un mes y medio: por efecto de la parálisis de la economía, hubo una brutal caída del consumo de petróleo. En este contexto, el precio del barril pasó a un segundo plano, ya que las empresas productoras no tienen dónde colocarlo.

Para tomar dimensión, hasta antes de la pandemia el mundo consumía 100 millones de barriles por día. Esta demanda cayó a entre 70 y 80 millones de barriles diarios (los números finales se sabrán a fin de mes). Es decir, en 40 días se derrumbó más de 20% la demanda, producto del aislamiento obligatorio en todo el mundo.

En la Argentina, la demanda de naftas está 80% por debajo de los días anteriores, el gasoil está más cerca del 50% y el combustible para aviones bajó cerca del 90%. Esto generó que las principales refinadoras del país dejaran de procesar crudo, como es el caso de YPF, que paralizó su refinería de Plaza Huincul (Neuquén) y tiene en niveles mínimos la de La Plata y la de Luján de Cuyo (Mendoza).

Raízen -opera las estaciones de servicio de la marca Shell-, por su parte, frenó la actividad en su refinería de Dock Sud, la segunda más grande del país, y Axion mantiene una capacidad de refinación de entre el 70% y el 75% para exportar el petróleo procesado, aunque a precios bajísimos.

Esto hizo que la producción en el país cayera de los 530.000 barriles diarios que producía la Argentina antes de la crisis del coronavirus. “No es posible hacer un punteo detallado de cuánto se está produciendo actualmente, aunque estimo que pronto veremos cierres pronunciados de los pozos”, indicó Daniel Gerold, director de la consultora G&G Energy.

“Hoy se están refinando 200.000 barriles por día más o menos. Sobran 335.000 barriles, que en parte comienzan a reducirse, en parte se almacenaron (se contrataron cuatro buques) y hubo algunas exportaciones. Seguramente veremos que los costos de Vaca Muerta van a bajar porque los salarios, los contratos de servicios y probablemente los impuestos también bajarán”, agregó.

Esto no quita que el valor del barril a US$25,57, como cerró hoy la cotización del Brent (variante de referencia para la Argentina, entre muchos otros países), no sea una preocupación para el sector. Con estos precios, será muy difícil que la industria hidrocarburífera siga desarrollándose en la Argentina, sobre todo la producción no convencional (Vaca Muerta), que tiene costos de producción mayores a los US$40.

En este sentido, el Ministerio de Desarrollo Productivo avanzará en los próximos días con la implementación de un barril criollo o precio sostén, para “preparar el camino para cuando la demanda vuelva a la normalidad”, según señalaron en el Gobierno.

El último borrador que circuló era de un decreto que establecía un precio sostén de US$45, que duraría hasta fin de año. Sin embargo, a ese valor será difícil que las refinerías compren petróleo, sobre todo si no hay demanda. Ninguna refinería tampoco podrá conseguir crudo del exterior sencillamente porque no se puede importar y porque no tendría mucho sentido importar lo que en la Argentina sobra.

“Estamos ante un problema de demanda mundial, que cayó producto del coma inducido que tuvo la economía del planeta. Hoy la industria está en terapia intensiva y es la que mueve al mundo cuando funciona. Si se repone la economía mundial, volverá a crecer la demanda, pero, ¿es posible reponer toda la oferta que salió de producción?”, se preguntó el exsecretario de Energía Daniel Montamat.

Esa será la gran duda a futuro: ¿podrá la industria local conseguir luego de este shock en la producción el dinamismo que alcanzó en Vaca Muerta hace un año?

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Argentina extiende contratos de suministro de gas y pospone subastas

Argentina decidió extender los contratos de suministro de gas entre productores y distribuidoras hasta el 30 de junio y postergó nuevas subastas.

Los contratos, otorgados el año pasado a través de la plataforma digital Megsa, eran válidos hasta el 31 de marzo. El mes pasado, la industria solicitó al gobierno realizar nuevas subastas a fines de abril, pero el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, decidió extender los contratos vigentes, según informó la prensa local.

Los precios para los usuarios finales prácticamente se congelaron por decreto el año pasado, después de que los resultados de las elecciones primarias de Argentina arrojaran que el actual mandatario, Alberto Fernández, tenía una ventaja significativa sobre el entonces presidente Mauricio Macri. La administración de Fernández, que asumió en diciembre, extendió el congelamiento hasta fines de junio bajo una ley de emergencia económica que aprobó el Congreso a principios de año.

La extensión se publicaría en el Boletín Oficial en los próximos días bajo la firma del secretario de Energía, Sergio Lanziani.

 

 

Fuente: https://www.bnamericas.com/es/noticias/argentina-extiende-contratos-de-suministro-de-gas-y-pospone-subastas

 

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Coronavirus en la Argentina | El pago de las facturas de gas cayó más del 50% en todo el país

Ocho distribuidoras de gas de todo el país reportaron fuertes caídas en la recaudación durante fines de marzo y comienzos de abril, que atribuyeron, en su mayor parte, al cierre de los bancos, sucursales y locales para pagar facturas, como Rapi Pago y Pago Fácil. Esta modalidad de cobro concentra más de la mitad de las transacciones, apenas bancarizadas.

De acuerdo con datos de las empresas, relevados por la Asociación de Distribuidoras (Adigas), las caídas son generalizadas. Y se sintieron, sobre todo, hacia fines de marzo, antes de la apertura paulatina y parcial de locales para pagar las boletas.

En promedio, las nueve distribuidoras del país registraron una caída de la recaudación del 67,3% en la última semana de marzo y del 51,6% en la primera de abril.

Metrogas y Naturgy, las distribuidas de Capital Federal y el Gran Buenos Aires informaron que el impago de facturas fue del 70 y el 75%, respectivamente, a fines de marzo. A comienzos de este mes, hubo cierto repunte. De todas formas, la caía de la recaudación era del 60 y el 55%, respectivamente.

En ambas empresas dijeron a TN.com.ar que más de la mitad de las facturas se abonan de manera presencial en bancos, sucursales y, generalmente, en locales de Rapi Pago y Pago Fácil. Estos puntos concentran entre el 86 y el 91 por ciento de los pagos físicos del área metropolitana. La reapertura de algunos locales de pago alivió, en parte, las arcas de las distribuidoras.

En una situación similar se encuentran Camuzzi Pampeana y del Sur, que brindan servicio en las provincias de Buenos Aires y La Pampa y en la Patagonia. Camuzzi Gas Pampeana registró mermas del 60 y el 58% en las semanas de las dos semanas completas de cuarentena. El pago presencial en estas empresas ronda el 71% y nueve de cada diez facturas se abonan en los locales Rapi Pago o Pago Fácil.

Adigas, la cámara sectorial, instó a la población a pagar sus facturas y, en lo posible, a recurrir al home banking, las billeteras virtuales y otros medios electrónicos. “Las empresas cuentan con los recursos que surgen de las facturas mensuales de gas que sostienen no sólo el pago de salarios, los costos de operación y mantenimiento, la realización de inversiones en seguridad sino que también aportan los recursos para toda la cadena de valor del sector (incluyendo productoras y transportistas) y para el Estado nacional, provincial y municipal, puesto que una parte de las facturas corresponde a impuestos que son especialmente necesarios en este contexto de pandemia”, sostuvo.

Y recordó que el Gobierno dispuso excepciones para el pago de servicios, pero que alcanzan a los sectores más vulnerables de la población. Al respecto, el interventor del Ente Regulador del Gas (Enargas), Federico Bernal, dijo en un comunicado: “La gente que puede pagar los servicios debe hacerlo, porque de esa forma se colabora con aquellos y aquellas que sí están imposibilitados de hacerlo, además que también contribuimos a frenar la caída de la recaudación por parte de las distribuidoras, porque la situación en este punto de la cadena de pagos también es grave”.

Quiénes pueden postergar el pago de la factura

El DNU prohíbe cortar el servicio a quienes adeuden hasta tres facturas, por 180 días. La población alcanzada por la normativa es la siguiente:

* Titulares de Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación por Embarazo.

* Titulares de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el Salario Mínimo Vital y Móvil.

* Usuarios inscriptos en el Régimen de Monotributo Social.

* Jubilados, pensionados y trabajadores en relación de dependencia con remuneraciones brutas de hasta dos Salarios Mínimos Vitales y Móviles.

* Monotributristas con ingresos anuales mensualizados que no superen los dos salarios mínimos.

* Titulares de seguros de desempleo.

* Electrodependientes, beneficiarios de la Ley N° 27.351.

* Empleados y empleadas de casas particulares.

* Exentos en el pago de ABL o tributos locales de igual naturaleza.

*Usuarios no residenciales como micro, pequeñas y medianas empresas afectadas por la emergencia; cooperativas; instituciones de salud; y entidades de bien público que contribuyan a la elaboración y distribución de alimentos.

 

 

Fuente: https:https://tn.com.ar/economia/coronavirus-en-la-argentina-el-pago-de-las-facturas-de-gas-cayo-mas-del-50-en-todo-el-pais_1061034

 

 

 

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Argentina pide a ministros de Energía del G-20 evitar que la crisis destruya las “capacidades productivas”

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Reactivarán las obras de una importante central de energía nuclear de Argentina

El secretario de Energía de la Nación, Sergio Lanziani, anunció que la empresa Nucleoeléctrica Argentina (NASA), operadora de las centrales nucleares del país, reactivó las obras en el reactor nuclear CAREM, el reacondicionamiento de la Central Nuclear Atucha l y del edificio para el Almacenamiento en Seco de los Elementos Combustibles Quemados (ASECQ).

Se trata del primer reactor nuclear con una potencia diseñada y construida en la Argentina. Por su parte, el edificio del ASECQ será clave para el funcionamiento de las centrales nucleares Atucha I y Atucha II, bajo el control de la empresa.

La decisión fue determinada el viernes a través de una videoconferencia por la Asamblea de Accionistas de la empresa estatal, donde el encargado de la cartera energética formó parte.

“Estamos convencidos que tenemos que poner el énfasis en nuestro Plan Nuclear, en seguir diversificando nuestra matriz energética razonablemente y en tener a la generación nuclear como reserva de potencia y energía”, sostuvo Lanziani en su cuenta de Twitter.

Además, el funcionario nacional expresó: “En los momentos de crisis como este surge la importancia del rol del Estado y en el caso de la generación nuclear demuestra resiliencia energética cómo está a la vista con los indicadores actuales”.

A partir de esta determinación, se reactivarán obras frenadas y Nucleoeléctrica podrá volver a posicionarse con sus proyectos nucleares. Según explicaron desde la compañía estatal, gracias a esta medida, “se crearán empleos calificados e impactarán en la zona de influencia del Sitio Atucha”, ubicado en la localidad de Lima, del partido de Zárate.

A modo de conclusión, Lanziani dijo que: “este sector es fundamental y vital para los intereses del país”.

 

Fuente: https://www.minutoneuquen.com/energia/politica-actualidad/2020/4/20/reactivaran-las-obras-de-una-importante-central-de-energia-nuclear-de-argentina-208515.html

 

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Hay esperanza después del COVID-19 inversiones en energías renovables, edificios inteligentes y transporte público sostenible.

El mundo logrará con optimismo, disciplina y responsabilidad salir de la pandemia del COVID-19 y tendremos que valorar todavía más la importancia de trabajar juntos en tener un medio ambiente sostenible.

La pandemia de #COVID-19 no es excusa para relajar medidas ambientales, señaló David Boyd, relator especial de la ONU sobre derechos humanos y medio ambiente. El programa ONU Medio Ambiente destaca que a medida que los motores del crecimiento comiencen a acelerarse en la pospandemia de #COVID-19, debe surgir una nueva economía que promueva: Empleos verdes, Crecimiento verde y un  estilo de vida sostenible.

Un reporte de Energía Limpia XXI destaca que  para la Agencia de Naciones Unidas se plantea un nuevo escenario mundial pospandemia, en el que hay gran oportunidad de cambios sistémicos en torno a paquetes de estímulo económico para infraestructura en áreas como: Inversiones en energías renovables, Edificios inteligentes, Transporte público sostenible.

El más reciente informe de Estadisticas de Capacidad Renovable 2020 de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) destaca que la capacidad de generación de energía renovable aumentó en 176 GW (+ 7,4%) en 2019.  El futuro es promisorio y hay luz al final del túnel.

 

Fuente: https://energialimpiaparatodos.com/2020/04/20/hay-esperanza-despues-del-covid-19-inversiones-en-energias-renovables-edificios-inteligentes-y-transporte-publico-sostenible/

 

 

 

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Argentina oficializa nueva subasta de Energias Renovables para Contratos con Grandes Consumidores

Según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), el 31 de marzo se lanzará la primera subasta del MATER de este año.

el Gobierno de Alberto Fernández tenía en sus planes continuar con el cronograma de licitaciones trimestrales que inició la gestión anterior a fines del 2017.

De acuerdo al cronograma de CAMMESA para esta nueva subasta, el día 4 de mayo se asignará prioridad de despacho a aquellos proyectos de energías renovables que resulten ganadores .

14 días después, el 18 de mayo, los adjudicatarios deberán presentar la caución para validar su asignación correspondiente.

Pero una gran incógnita que se abre es si habrá finalmente asignaciones. Desde que se desató la crisis financiera en Argentina sobre finales del 2018, donde el riesgo país pasó de 600 puntos básicos en julio a más de 800 en diciembre, las convocatorias del MATER quedaron vacantes.

Es decir, seis subastas consecutivas quedaron sin asignaciones. Sólo en los primeros cuatro certámenes hubo ganadores, donde se adjudicaron 22 proyectos eólicos y 26 solares fotovoltaicos (48 en total) por 1.153,6 MW.

Actualmente el riesgo país argentino supera los 2.800 puntos básicos. La cifra (que ya superaba los 2.000 puntos) aumentó debido a la crisis financiera mundial que se desató este lunes y que tuvo como protagonistas a la fuerte disminución del precio internacional del petróleo y al Coronavirus.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, hay empresas interesadas en participar bajo estas condiciones, aunque no es seguro que lo hagan.

Contratos estables

Hasta diciembre del 2019, la reguladora del mercado eléctrico, CAMMESA, registró 17 centrales de energías renovables del MATER en funcionamiento, dispuestas para celebrar contratos de abastecimiento de energía eléctrica (PPA, por sus siglas en inglés) con usuarios del sector privado.

De estás, 13 centrales de energías renovables (10 eólicos y 3 solares fotovoltaicas) ya habían cerrado contratos con Grandes Usuarios (industrias y empresas). Se trata de 697 acuerdos entre partes, por 1.142.062 MWh.

Fuente: https://www.runrunenergetico.com/argentina-oficializa-nueva-subasta-de-energias-renovables-para-contratos-con-grandes-consumidores/

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Argentina dispone licencias para controlar importación petróleo, busca proteger producción

Argentina dispuso el martes la aplicación de licencias no automáticas para la importación de petróleo, gas oil y naftas para controlar su ingreso al país ante la caída del precio internacional del barril y evitar que las compras afecten a la producción local, dijo una fuente del ministerio de Producción.

Las licencias no automáticas pueden demorar hasta 60 días para su aprobación y requiere que las empresas entreguen información adicional sobre sus compras al exterior.

“El objetivo es garantizar la producción nacional y el empleo de los argentinos. El Ministerio llevará adelante una ronda de consultas con sindicatos, empresas y provincias productoras para monitorear la situación y evaluar próximos pasos”, explicó la fuente.

Los precios del petróleo subieron el martes en torno a un 8%, rebotando de su mayor caída en casi 30 años, ya que la posibilidad de estímulos económicos alentó las compras y los productores estadounidenses recortaron el gasto, una medida que podría reducir el bombeo.

La industria necesita de un barril de entre 50 y 55 dólares para mantener su inversión en Vaca Muerta, que podría albergar una de las mayores reservas de no convencionales del mundo, según cálculos de José Luis Sureba, exsecretario de recursos hidrocarburíferos del país.

“Vaca Muerta ya está casi paralizada. Si para junio no se reactiva, para el invierno de 2021 va a volver a faltar gas”, explicó.

Vaca Muerta, que tiene una superficie similar a la de Bélgica, es clave para el desarrollo y la generación de divisas, en momentos en que la economía de Argentina se encuentra en recesión y el país se encamina a una renegociación de deuda soberana.

El Gobierno se encuentra en una encrucijada ya que necesita un precio del petróleo que haga atractiva la inversión en el sector para cuidar los puestos de trabajo y generar divisas de la exportación, pero sin que ello genere un aumento en los precios de los combustibles en el mercado interno debido a la alta inflación.

Fuente: https://www.infobae.com/america/agencias/2020/03/10/argentina-dispone-licencias-para-controlar-importacion-petroleo-busca-proteger-produccion/

 

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Vaca Muerta: por qué la caída del precio del petróleo hace inviable su desarrollo

Para un Gobierno que tiene como objetivo sustituir importaciones por industria nacional, el derrumbe del precio internacional del petróleo no es una buena noticia. Con un valor del barril de crudo en niveles de US$36 , como llegó ayer luego de caer casi 20% la cotización , el desarrollo de Vaca Muerta no es viable, porque el precio no llega a cubrir los costos de producción.

El petróleo es un commodity ; es decir, tiene un valor de referencia uniforme para todos los tipos de crudo, sin importar si fue extraído en Arabia Saudita, Iraq, Rusia, Estados Unidos o la Argentina. Tampoco diferencia si se utilizó la técnica convencional , en la cual se hacen perforaciones verticales, o, si en cambio, se trata de la producción no convencional -como la utilizada en Vaca Muerta-, que tiene un costo mayor.

Vaca Muerta es una formación sedimentaria muy dura, parecida al mármol. Para perforarla y liberar los hidrocarburos (gas y petróleo) es necesario hacer pozos horizontales, en forma de “L”, y hacer fracturas con la inyección de mucha agua y arena para romper la roca. Son pozos que en el primer año se extrae mucho petróleo y gas, pero, pasado ese tiempo, el rendimiento declina muy rápido. Para mantener el ritmo de producción es necesario estar perforando nuevos pozos de forma constante.

Esta técnica es muy costosa. Se necesitaron varios años de inversiones en investigación y desarrollo para que la producción no convencional sea económicamente viable : que el precio de venta del barril de petróleo o del gas cubra los costos.

La innovación llegó de la mano de Estados Unidos. Hoy, no solo es el mayor productor no convencional, sino que es el mayor productor de petróleo y gas del mundo, una utopía hace solo diez años. Estados Unidos consume por día 20 millones de barriles y, por primera vez en 65 años, en 2020 se convertirán en un exportador neto de energía (exportarán más de lo que importarán).

Muchos países intentaron replicar la técnica no convencional , luego de los avances tecnológicos de Estados Unidos. La mayoría sin éxito, como Arabia Saudita, Argelia y China. La Argentina, en cambio, logró hacer funcionar Vaca Muerta con esfuerzo de toda la industria e incentivos fiscales de los gobiernos. Los resultados son visibles: en menos de siete años, la producción no convencional de petróleo ya representa el 19,4% del total -tuvo un crecimiento anual del 50% en 2019 en relación a 2018- y la de gas, el 42,7% de toda la producción nacional, según el último informe del Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi.

Los costos bajaron de manera exponencial y el futuro de Vaca Muerta ya es posible sin subsidios. Sin embargo, un precio del barril de petróleo por abajo de US$40 rompe con cualquier proyecto de desarrollo. No solo para la Argentina. Con valores en niveles de US$36 también se desacelera la producción en Estados Unidos, ya que se paralizan nuevas perforaciones.

Aquí radica la diferencia con los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en inglés). Arabia Saudita y la mayoría de los países árabes tienen un breakeven -el valor que permite recuperar la inversión en producción- de entre US$5 y US$10 el barril, alrededor de US$30 menos que los países productores del no convencional o los de producción offshore (costa afuera).

Por eso pueden seguir produciendo petróleo con valores del Brent -la cotización internacional que se toma de referencia en el mercado local- más bajos que la Argentina y Estados Unidos. Aunque estos países, en general, también tienen una limitación: su ” breakeven político” es de entre US$75 y US$80; es decir, el nivel de rentas que necesitan para cubrir los altísimos costos sociales.

En los últimos años, estos países redujeron la necesidad de mantener un precio tan alto con la imposición de mayores impuestos, ya que la mayor producción de petróleo de Estados Unidos implicó que perdieran poder para mantener el valor del crudo alto con reducción de oferta. De hecho, la estrategia de mantener precios altos fue fundamental para permitir que los proyectos no convencionales de Estados Unidos se desarrollaran, porque permitían que, aun con costos altos, fueran rentables. Al darse cuenta de esto, los miembros de la OPEC aumentaron de nuevo la producción para reducir el precio, pero, para ese entonces, la tecnología estadounidense ya había mejorado la eficiencia y bajado los costos.

Desacuerdo entre Arabia Saudita y Rusia

El viernes pasado, en la reunión de la OPEC en Viena, Arabia Saudita y Rusia no llegaron a un acuerdo sobre continuar recortando la producción para frenar el derrumbe del precio del barril, que se produjo luego de que se reduzcan las proyecciones de crecimiento mundial y, por lo tanto, se estime una caída en el consumo del combustible.

“El fracaso de las conversaciones en Viena indica implícitamente que Rusia tiene una visión y prioridades diferentes. Vladimir Putin puede estar buscando de manera oportuna sembrar más caos geopolítico. También tiene una antipatía de larga data por el gas y el petróleo no convencional estadounidense. Pero la principal razón de la acción de Rusia puede ser simplemente el desacuerdo sobre la política que propuso Arabia Saudita: Rusia tiene una posición fiscal sólida y está apuntando a aumentar posición de mercado para incidir sobre el precio del curdo”, analizó un informe de la Eurasia Group.

Sin embargo, la consultora no cree que las dos partes tengan intención de mantener una guerra de precios por varios años para reemplazar en gran parte a la producción no convencional de Estados Unidos. “Rusia tiene recursos (sus reservas internacionales ascienden a US$570.000 millones) para hacer frente a los efectos económicos de una guerra de precios, pero Putin no está ansioso por agotarlos sustancialmente en una batalla con Arabia Saudita, ni como un juego sostenido contra los productores no convencional. Mientras tanto, el fondo anticíclico de Arabia Saudita le da cierta ventaja para compensar los precios más bajos, pero sus reservas extranjeras de US$500.000 millones enfrentarían un agotamiento significativo durante un período prolongado de precios bajos”, señalaron.

En el escenario más dramático, en el cual escala una guerra de precios entre Arabia Saudita y Rusia, según la Eurasia Group, “sacarían a otros productores globales del negocio y asegurarían que un grupo más pequeño de productores controle el mercado”.

“Un impulsor clave de este escenario sería una señal positiva o alentadora de que la caída del precio del petróleo está llevando a una caída en la producción de otros productores de alto costo [como Vaca Muerta]. Un colapso de la relación personal entre el príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammad bin Salman, y el presidente de Rusia, Vladimir Putin, es un factor clave que contribuye; los dos líderes pueden ser inflexibles a veces”, concluyeron.

 

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/vaca-muerta-por-que-caida-del-precio-nid2341327

 

 

 

 

 

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Vaca Muerta: Nación se quedó sin fondos para el subsidio al gas

Hoy se conmemora un nuevo Día Nacional del Gas, pero la realidad que enfrenta el sector hace que sean pocos los ánimos de festejo entre las empresas productoras. A la mala señal de precios y la demora en la realización de nuevos gasoductos troncales, se suma ahora la imposibilidad de parte del gobierno nacional de abonar todos los incentivos comprometidos en la Resolución 46.

Esta imposibilidad parte del hecho de que el presupuesto vigente para este año es en realidad el prorrogado de 2019. Por el efecto de la disparada del dólar, los 28.900 millones de pesos asignados al plan, pasaron de representar 700 millones de dólares al año, a sólo US$458 millones.

Pero a su vez, hay otro factor que incide en la ecuación: el precio del gas en boca de pozo.

En las últimas licitaciones y subastas realizadas por el gobierno nacional se destacó que los bajos precios alcanzados permiten contener las tarifas, tanto de luz como de gas. Pero a medida que baja el precio en boca de pozo, sube el monto que debe ser cubierto con el incentivo o subsidio y que para este año debe completar un precio total de 6,50 dólares por millón de BTU.

Es así que con un precio del gas promedio de 2,25 dólares en la Cuenca Neuquina, el monto a cubrir por ahora es de 4,25 dólares por millón de BTU y hace que los fondos disponibles apenas alcancen para cubrir 8,2 millones de metros cúbicos de gas por día, menos de la mitad de los 17 millones de metros cúbicos por día que representan los 8 desarrollos contemplados en la Resolución 46.

En números; 28.900 millones de pesos es el total de la partida presupuestaria para el plan: representa 458 millones de dólares

Una capacidad es tan baja que es menor que la producción que sólo Tecpetrol tiene autorizada dentro del plan.

Esta estrechez presupuestaria plantea dos escenarios posibles: uno en el que se paga sólo un porcentaje a cada empresa o una parte del año y se genera un saldo a abonar en algún futuro; o, como está sucediendo, no se paga nada a nadie.

Las empresas consultadas por Energía On revelaron que desde el cambio de gobierno la Resolución 46 dejó de ser abonada y ya son tres meses los que se acumulan a la espera de los pagos: diciembre, enero y febrero.

En ese total de fondos, el 12% no corresponde a las empresas petroleras sino a los gobiernos provinciales, dado que este plan gas contempla que el incentivo es parte del precio y por ello deben abonarse las regalías correspondientes.

Este pasivo alcanza a tres provincias, pues el plan contempló desarrollos tanto en Río Negro como en Tierra del Fuego y Neuquén, siendo esta última provincia la que concentra la mayor parte del programa con los yacimientos de shale gas de Vaca Muerta.

El dato; 6,50 dólares por millón de BTU es el valor sostén que este año debe sostener Nación para el gas incluido en el programa.

Los dolores de cabeza para las empresas productoras con la Resolución 46 comenzaron el año pasado. En febrero el gobierno resolvió no sólo limitar la cantidad de gas a contemplar dentro del programa a las primeras declaraciones que había presentado cada empresa, sino que también bajó la persiana y no permitió el ingreso de más desarrollos, dejando doce proyectos fuera a pesar de estar preaprobados.

Esas modificaciones fueron fruto del primer achique de gastos ordenado por el Fondo Monetario Internacional (FMI) para el país y marcó que el total del plan para el año pasado quedara en los 700 millones de dólares que marcaba el presupuesto en lugar de en los 1.100 ó 1.300 millones a los que podría haber llegado de abarcar a todos los proyectos que sumaban unos 50 millones de metros cúbicos de gas por día.

Así como el recorte del año pasado perjudicó en mayor medida a la petrolera del grupo Techint, Tecpetrol, la limitación de fondos de este año podría volver a hacer de Fortín de Piedra el gran desarrollo perdedor.

Es que la Resolución 46 incentiva sólo la producción nueva de gas no convencional, con lo cual, desarrollos como Estación Fernández Oro (EFO) de YPF sólo perciben aportes por la producción incremental. Es decir, que si al momento de comenzar la Resolución 46 el bloque producía 3 millones de metros cúbicos por día y hoy produce 4 millones, sólo se le abona sobre ese millón adicional.

La falla 8,2 millones de metros cúbicos por día podrían subsidiarse sobre un total de 17 millones.

En una situación diferente se encuentra Fortín de Piedra, un bloque que comenzó a desarrollarse con la Resolución 46, aunque ya el año pasado se fijó que sólo se le abonarán incentivos por 8,5 de los 17 millones de metros cúbicos de gas que genera a diario.

Ni un pozo nuevo

Desde las empresas productoras consultadas se reconoció que es muy posible que esta crisis derive en un nuevo bono a cobrar dentro de algunos años, algo que ya se dio con los anteriores planes de incentivo.

Pero también advirtieron que es por esta conjunción de malos precios, falta de pago de una norma firmada por Nación, y la dilación en la licitación de gasoductos para ampliar el mercado, la actividad en la búsqueda de nuevos pozos está totalmente parada.

En Neuquén, en donde se concentra más del 50% de la producción de gas del país, no se realizó en lo que va del año ni un sólo pozo y si bien hay empresas que tienen pozos cerrados a la espera de que sea rentable su conexión, hay coincidencias en que con este escenario la producción comenzará a caer en poco tiempo.

Análisis: Del empuje a la producción, a un daño mayor

La Resolución 46, como los planes gas anteriores, buscaron que la producción nacional de gas creciera y permitiera reemplazar las cuantiosas y costosas importaciones.

Este plan, que vence en 2021, permitió dar un salto en la producción. Las importaciones cayeron y tras 11 años, a fines del 2018, Argentina volvió a exportar gas.

Pero la norma viene generando un extenso daño en el segmento del gas. Por un lado, el hecho de que sólo una parte -no más del 12% del gas del país, cuente con ese precio diferencial llevó a una predación en el valor final del gas en el país.

Y ahora, con esta imposibilidad de pagar el total comprometido, el efecto que promete causar si no se toman medidas, es precisamente el opuesto al buscado, al derivar en un desincentivo a la producción de gas.

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/vaca-muerta-nacion-se-quedo-sin-fondos-para-el-subsidio-al-gas-1276211/

 

 

 

 

 

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“Pesificación” de sector eléctrico argentino no es sorpresa

Las autoridades esperan que la decisión del Gobierno argentino de cambiar de dólares a pesos la remuneración de los pagos por capacidad de energía eléctrica se traduzca en un ahorro de más de US$ 300mn anuales en el sistema.

Las estimaciones del gobierno sugieren que esta medida, junto con el término de los pagos dolarizados a las represas binacionales Yacyretá y Salto Grande y el cambio en los pagos del mercado spot, deberían contribuir a reducir el precio promedio de la electricidad de US$69/MWh a US$60/MWh. Las generadoras absorberán el costo de la medida.

Las autoridades de gobierno han venido preparando el terreno para los cambios al señalar en varias ocasiones que la administración pretende convertir algunos o todos los contratos del mercado eléctrico local de dólares a pesos. El objetivo es reducir los pagos del gobierno al administrador del mercado mayorista Cammesa en forma de subsidios, así como también permitir que los precios de la energía aumenten a un ritmo más lento que la inflación.

Según Saverio Minervini, director de Fitch Ratings, la medida servirá para reducir el actual desacople monetario en el sistema argentino, ya que los ingresos de Cammesa (pagos de distribuidoras y clientes) están pesificados, mientras que sus gastos (pagos a generadoras) están dolarizados. Este esquema obliga al gobierno a gastar más para mantener a flote a Cammesa cada vez que el peso se devalúa frente al dólar, lo que aumenta su exposición a los riesgos cambiarios.

“Es justo decir que se esperaba, no es una sorpresa”, señaló Minervini. “Esto compensa parcialmente el desacople cambiario en el sistema. Pero si el gobierno no aumenta las tarifas a los usuarios finales […] tal vez tenga que realizar más ajustes”.

No se espera que esta medida por sí sola tenga gran impacto en las empresas del sector, principalmente porque las que están más expuestas al régimen de pago por capacidad (pagos a generadoras por mantener sus plantas disponibles en caso de que el sistema las necesite) son también las que están en mejor posición para absorber sus efectos. Estas son Pampa Energía, Capex, AES Argentina, Puerto Central y YPF Luz.

Sin embargo, los cambios ponen de relieve uno de los principales riesgos para el sector eléctrico en 2020: cambios regulatorios que afecten el flujo de ingresos de las empresas.

Si bien los cambios en los pagos por capacidad afectan desproporcionadamente a plantas ineficientes y obsoletas, no está claro si el gobierno realizará modificaciones a los contratos de compraventa de energía de los proyectos más nuevos, como los seleccionados en el programa de licitaciones RenovAr y otros marcos legales.

Otra fuente de incertidumbre son los precios de la energía cobrados a los usuarios finales. Fueron congelados efectivamente por el gobierno de Mauricio Macri después de que el peso se derrumbara en agosto de 2019 y la actual administración extendiera la medida al menos hasta mediados de año.

Se hasn observado señales de algunas autoridades, entre ellos el ministro de producción, Matías Kulfas, de que el gobierno no tiene intención de congelar los precios indefinidamente. La resolución que establece los nuevos pagos por capacidad también reconoce que el gobierno planea realizar cambios al actual proceso de reajuste de tarifas, conocido como Revisión Tarifaria Integral, para establecer un nuevo mecanismo.

La exposición del sistema argentino a la volatilidad cambiaria ha sido fuente de problemas durante años. Antes de que el mercado eléctrico se sometiera a reformas en 2015 y se estableciera un programa de ajuste de precios, las tarifas congeladas y los crecientes costos causaron que los subsidios públicos al sector eléctrico se dispararan a un máximo de US$8.700mn en 2015.

Los subsidios se redujeron considerablemente durante la administración de Macri para situarse en torno a US$3.400mn en 2018, el equivalente al 35% del costo total del sistema.

Después de que se desatara la crisis económica en 2018, Macri también ajustó en 2019 los pagos por capacidad para que las generadoras mantuvieran sus plantas disponibles. Las modificaciones redujeron los pagos a las plantas eficientes en un 10% y se tradujeron en que las plantas que despacharan anualmente menos del 30% de su capacidad recibieran un 70% del pago correspondiente.

Artículo con colaboración de Allan Brown

 

Fuente: https://www.bnamericas.com/es/reportajes/pesificacion-de-sector-electrico-argentino-no-es-sorpresa
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Por qué los buques deberían funcionar a Gas Natural Licuado (GNL).

Porque Argentina
tiene el 2do. Yacimiento no convencional del mundo.

Porque nuestras
reservas en GNL tienen la capacidad de abastecernos por 50 años, incluso
exportando.

Porque los
buques a GNL reducen las emisiones de CO2 (25%), NO2 (80%) y muy bajas de
dióxido y trióxido de azufre.

Porque la
reducción de costos frente al Gas-Oil es del 63,8%.

Porque en
2050 se estima que el 32% de la flota de buques mercantes del mundo será
propulsada a GNL.

El
viernes 6 de marzo de 2020 a las 9.30 hs se lanza el primer buque remolcador a
GNL de la Argentina en la sede central del Centro de Patrones y Oficiales Fluviales,
de Pesca y Cabotajes Marítimos. Av. Montes de Oca 1731, Ciudad de Buenos Aires
.

Julio González
Insfrán, Secretario General del Centro de Patrones

manifestó respecto a que “el GNL es el combustible del futuro y tenemos la
gran posibilidad del desarrollo económico
”. Además agregó que “se puede
generar riqueza, trabajo y divisas utilizando con inteligencia los recursos que
poseemos sin endeudarnos ni pedir subsidios
”.

 

 

 

Fuente: https://prensalibreonline.com.ar/index.php/2020/03/05/por-que-los-buques-deberian-funcionar-a-gas-natural-licuado-gnl/

 

 

 

 

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Bolivia incumple los envíos de gas a Argentina

Por contrato Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano (YPFB) debe enviar 10,7 millones de metros cúbicos por día pero llegó a entregar hasta 2 millones menos por día. Especialista advierte que podría haber más inconvenientes en el invierno y que es urgente que ambos países renogocien una adenda del contrato que rige hasta el 2026.

Hace dos semanas, y en medio de una ola de calor que disparó la demanda de energía eléctrica, Argentina debió no sólo utilizar parte de las reservas de gas natural licuado (GNL), sino también gasoil y hasta carbón para activar las centrales térmicas. Esa situación dejó en evidencia que la falta de gas natural se debió, en parte, a que desde Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se

De acuerdo al contrato entre YPFB e Integración Energética Argentina (Ieasa), en esta época del año la petrolera boliviana debe entregar 10,7 millones de metros cúbicos de gas por día. Pero desde el 22 de enero los volúmenes que efectivamente se inyectaron en las redes argentinas han sido menores, por hasta 2 millones de metros cúbicos como sucedió el pasado 31 de enero.

Tras trece días seguidos de incumplimientos en los despachos, hoy el Reporte del Sistema que elabora el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) da cuenta que la situación se revirtió y que desde YPFB se entregaron 13,5 millones de metros cúbicos. Un despacho superior a lo normado que pareciera buscar compensar los incumplimientos.

Para el especialista Álvaro Ríos Roca, socio director de Gas Energy Latin America y exministro de Hidrocarburos de Bolivia, el recorte de las exportaciones del país del Altiplano a Argentina se debe por un lado a una caída en la producción boliviana, pero a la vez a la priorización que hace YPFB de los contratos con Brasil.

En números:

13 días consecutivos YPFB remitió menos gas. El martes elevó los despachos.

“Hay una caída en la producción boliviana de gas que el año pasado fue de 54 millones de metros cúbicos por día y este año es de 53 millones”, indicó Ríos Roca a Energía On. Y agregó que en esta situación de menor producción “el contrato con Brasil tiene prelación sobre el contrato con Argentina”.

“Hasta el 10 de marzo el contrato con Brasil pide 31,08 millones de metros cúbicos, a eso se suma que el mercado local de Bolivia consume unos 13 millones de metros cúbicos y eso deja un saldo de unos 8 a 9 millones de metros cúbicos para Argentina que es efectivamente menor a lo que marca la actual adenda”, detalló Ríos Roca.

comenzó a incumplir el contrato con Argentina.

El consultor remarcó que “hay un incumplimiento de 1,5 millones de metros cúbicos por día desde hace unos diez días y esto va a seguir hasta el 10 de marzo por el contrato con Brasil, porque en la ampliación del contrato han hecho algunas penalidades y por eso tiene prelación sobre Argentina”.

Precisamente, el punto de las penalidades es la gran falla del contrato argentino, pues si bien incorpora cláusulas para Argentina, en caso de no demandar el mínimo fijado, no contempla penalidades para YPFB si hace entregas menores.

“YPFB e Ieasa deben sentarse a negociar una nueva adenda hasta el final del contrato, en 2026, que ambas partes cumplan porque en este contrato (que comenzó en 2006) han habido incumplimientos de ambos lados”, remarcó Ríos Roca.

Y llamó a que esta negociación se haga “lo antes posible”, dado que advirtió que es muy posible que tampoco se pueda cumplir con los volúmenes que se fijan para el invierno que llegan hasta los 18 millones de metros cúbicos por día, es decir el doble que lo que actualmente se está enviando.

“El norte argentino necesita el gas boliviano pero Bolivia también necesita tener ingresos y por eso ambas partes tienen que sentarse a negociar algo que sirva a ambos países y desde Bolivia seguramente se solicitará un despacho más plano a lo largo del año”, remarcó Ríos Roca.

Este menor ingreso de gas de Bolivia no puede ser paliado de inmediato con la producción de Vaca Muerta, por la disposición de los gasoductos del país. La zona norte, en especial Salta y Tucumán, requieren del gas boliviano para hacer funcionar por ejemplo sus centrales de geneneración eléctrica y sólo podría ser reemplazado con la inyección de más GNL (incluso vía Chile) dado que el gas de la Cuenca Neuquina sólo podría extenderse hasta la zona de Córdoba.

La actual adenda del contrato finaliza en diciembre y, de no ser renegociada, implica que se volverá al anterior volumen pautado, de 21,3 millones de metros cúbicos durante todo el año. Una cantidad que no sólo es muy difícil que desde Bolivia se pueda cumplir, sino que además perjudica a la nueva producción de gas de Vaca Muerta al dejarla sin mercado.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/bolivia-incumple-los-envios-de-gas-a-argentina-1245576/

 

 

 

 

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Aranguren advierte que si se frena Vaca Muerta volverán los buques regasificadores

El ex ministro de Energía y ahora director de la consultora Energy Consilium, Juan José Aranguren, aseguró este sábado en declaraciones radiales que existe el riesgo de que en 2021 sea necesario volver a alquilar el buque regasificador para inyectar gas importado a la red argentina si se desincitivan las inversiones en Vaca Muerta.

En una entrevista de Radio con Vos, el ex ministro evaluó que actualmente del costo de producción de electricidad y de gas, las tarifas actuales cubren entre el 55% y el 60% y que, por lo tanto, la falta de cobertura los costos de transporte las empresas lo subsanan reduciendo inversiones. En el caso del gas, en verano sí se recuperan los costos, pero no en invierno cuando deben importarse combustibles líquidos. Y en el caso de la electricidad, las tarifas van a acercarse a recuperar los dos tercios, sostuvo.

Además, dijo que en el sector llama la atención la desatención del Poder Ejecutivo a las cuestiones energéticas: “Habiendo solicitado que se declare, entre las nueve emergencias, la emergencia energética, las atribuciones que el congreso le dio al ejecutivo no se están utilizando, llama la atencion que no se cubran los puestos de los entes regulatorios como el enre y el energas o los directorios de empresas como Ieasa, en enarsa. Llama la atención y no se pueden entender este tipo de decisiones”, dijo.

Además señaló que cuando el macrismo decretó la emergencia energética, las tarifas solo cubrían el 12% de los costos y no había margen de capacidad instalada para satisfacer la demanda de energía eléctrica, cuando hoy se cubre 5 veces ese porcentaje y hay potencia instalada: “Desde nuestro punto de vista, hoy estamos muy lejos de estar en una emergencia energética porque el sistema puede aguantar una demanda extraordinaria. Y lo hemos visto. Hemos atravesado el verano sin ning{un sobresalto.”

Respecto de Vaca Muerta y la postergación del gobierno de dar a conocer su proyecto de promoción de la inversión en el sector, el ex ministro advirtió que “Este año difícilmente tengamos algún tipo de problema (para la provisión de gas y petróleo), pero si no atacamos la situación y damos algún tipo de certeza respecto de lo que significa la inversión en Vaca Muerta y la demora que hoy está ocurriendo hoy en la inversión -básicamente la reducción a la mitad de las fracturas por mes- es probable que en el año 2021 tengamos que requerir más importaciones o tengamos que hacer volver el barco regasificador que teníamos en Bahía Blanca o quemar más combustible con un costo más alto. Cualquier demora en dar definiciones, creo que es tiempo perdido e ingresos perdidos para la Argentina”, dijo.

“Hoy podríamos estar aprovechando el desarrollo tecnológico que se ha logrado en Vaca Muerta para producir más petróleo y exportarlo, lo que puede ser una fuente de divisas para el país; y aumentar la producción de gas natural que en algunos meses de fines del año pasado y principios de esto nos ha permitido exportar entre cinco y diez millones de metros cúbicos de gas a Chile. Toda demora es pérdida para la Argentina. Por eso las certezas para esta área deberían llegar más rápido de lo que está ocurriendo”, agregó el ex ministro.

Fuente: https://www.lapoliticaonline.com/nota/124815-aranguren-si-se-frenara-la-inversion-en-vaca-muerta-en-2021-deberiamos-importar-mas-gas/

 

 

 

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Pesificarían el costo de la generación de energía

La medida alcanza la generación vieja o spot. Se estima que tendrá un ahorro superior a los US$300 millones de dólares al año.

El Gobierno nacional dispondrá la pesificación y la reducción de la remuneración que perciben las generadoras de electricidad en la modalidad “spot”, y la pesificación de lo que reconoce por la generación de las centrales hidroeléctricas binacionales, medidas que tendrán un ahorro superior a los US$300 millones de dólares al año.

Fuentes oficiales informaron que la medida es una decisión del ministro de Desarrollo Productivo, Marías Kulfas, que firmará con el secretario de Energía, Sergio Lanziani, y alcanza la generación vieja o spot, comprendida en la Resolución 1 del 2019 que recibe una remuneración definida por la autoridad de aplicación.

La medida será de aplicaciones para las transacciones a partir de 1 febrero de 2020, y según estimaciones oficiales la decisión tendrá un impacto superior a los US$ 300 millones de dólares anuales en los ingresos de las empresas.

El segmento de la generación de energía tiene un impacto del orden del 50% en la factura de electricidad, en tanto que la transmisión y la distribución del sistema se reparte el restante 50% de las facturas.

La resolución que será publicada en los próximos días en el Boletín Oficial dispondrá la “reducción de la remuneración que perciben las generadoras de energía “spot” y su pesificación”, y alcanzará a las represas y a grandes generadoras que cuentan en su parque con varios equipos denominados “viejos” y de menor eficiencia.

El segmento spot se refiere al mercado de precios horarios en los que se comercializa la energía no sujeta a contratos de abastecimiento con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), cuyo precio de la energía eléctrica se define en función del costo marginal.

La medida no alcanzará a las inversiones que se vienen registrando, al menos, en la última década que modernizaron el parque de generación eléctrica, que son equipos mucho mas eficientes y vitales para cubrir los picos de demanda o la entrada rápida al sistema en caso de imprevistos en la red.

Adicionalmente, la normativa determinará “la pesificación de las remuneraciones por generación de energía de las centrales hidroeléctricas binacionales”, es decir la represa de Yacyreta que se administra con Paraguay; y la de Salto Grande con Uruguay.

De esta manera, en el Ministerio de Desarrollo Productivo del cual depende la Secretaría de Energía, se estima que “el costo de energía eléctrica caerá aproximadamente de 69 a 60/62 dólares por Mw/h y redundará en una baja importante de generación”.

En el gobierno se explicó que “entre 2015 y 2018 la remuneración que recibieron las empresas por la electricidad aumentó un 60%”, a partir de una decisión de la administración de Mauricio Macri.

La resolución 1 fijaba para 2019 por el entonces secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, determinó un desembolso de US$ 1.344 millones, con una reducción promedio del 15% que según las empresas afectaría su nivel de inversiones.

La nueva resolución que se dará a conocer en las próximas horas dispondrá un gasto para el Estado de US$ 1.026 millones, es decir una reducción de US$ 318 millones, casi el 24% en promedio.

El precio de la energía está congelada en la práctica desde marzo de 2019 cuando el Gobierno de Macri decidió postergar los aumentos para después de las elecciones nacionales, y a poco de asumir el actual gobierno comprometió no tocar las tarifas hasta junio, al menos, para lograr la normalización de la macroeconomía.

Los subsidios del Estado nacional alcanzan aproximadamente el 50% de ese costo de generación eléctrica, que al estar dolarizados exponen al Tesoro nacional a tener que afrontar mayores desembolsos con cada apreciación del peso.

La nueva resolución también permitirá precisar la fórmula de actualización de las nuevas tarifas pesificadas, que podría tratarse de una fórmula que integre precios minoristas y mayoristas y los períodos de revisión.

 

Fuente: https://www.cadena3.com/noticia/politica-y-economia/pesificarian-el-costo-de-la-generacion-de-energia_253686

 

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Petróleo y gas, el interés ruso en el sur de Argentina

Una delegación de la representación comercial rusa en Argentina visitó los campos petroleros y de gas de la provincia de Tierra del Fuego en el marco de las celebraciones por los 200 años del descubrimiento de la Antártida por navegantes rusos.

La visita, organizada por la gobernación provincial, incluyó los campos de gas y petróleo en la zona norte de la Isla Grande de Tierra del Fuego, donde están las operadoras que tienen concesiones de la provincia.

Actualmente es la segunda provincia productora de gas del país, y se posiciona como la principal zona de explotación offshore de Argentina. Los yacimientos están ubicados en la Cuenca Austral, la cual alberga más del 30 % de las reservas de gas del país.La delegación, que contó con la presencia de representantes del Consejo Empresario Argentino Ruso (CEAR), visitó los campos de Total Austral, que tiene yacimientos con una producción de alrededor de 22 millones de metros cúbicos diarios y explota áreas en tierra y offshore. También estuvo en los campos de la empresa Roch S.A., de capitales argentinos, que tiene más de 30 años en la provincia, según informó a Sputnik Moisés Solorza, secretario de Energía de Tierra del Fuego, quien acompañó a la delegación rusa.

Roch S.A. realizó hace poco nuevos descubrimientos en áreas más profundas de lo habitual. La producción de los dos nuevos pozos casi que quintuplicó la producción anual de la provincia, pues cada pozo produce 326.000 metros cúbicos por día, comentó Solorza.

La visita incluyó las áreas concesionadas a YPF, que tiene la planta de tratamiento de gas San Sebastián. Esta está ubicada en la cabecera del gasoducto General San Martín, que nace en Tierra del Fuego y lleva el gas a lo largo de toda la Patagonia hasta Buenos Aires recorriendo más de 3000 km.

“En la Cuenca Austral hay grandes expectativas de gas y petróleo offshore pero también áreas que no se han licitado dentro de la isla grande de Tierra del Fuego”, señaló Solorza, para destacar las oportunidades de colaboración con empresas gasíferas y petroleras rusas.

Desarrollo y soberanía

La visita de la delegación rusa y la posibilidad de colaboración con empresas de ese país para la producción y procesamiento de petróleo y gas se enmarca en el interés de la nueva administración del gobernador Gustavo Melella en desarrollar sus enormes potencialidades.La provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur tiene una ubicación estratégica: la Isla Grande de Tierra del Fuego está separada del continente por el Estrecho de Magallanes, que comunica los océanos Atlántico y Pacífico, lo que la transforma en bioceánica. De la jurisdicción provincial hacen parte las Islas Malvinas, usurpadas por el Reino Unido, y su capital, Ushuaia, es la puerta de entrada a la Antártida.

La provincia tiene casi un millón de kilómetros cuadrados, un cuarto de la superficie nacional, y una población cercana a los 200.000 habitantes.

Gracias a una política de promoción del Estado nacional que data de los años setenta con las exenciones impositivas de la ley 19.640, la provincia se convirtió en un importante polo industrial. Pero la crisis económica sufrida durante el Gobierno de Mauricio Macri (2015-2019) provocó una caída de casi la mitad de los empleos industriales. La extracción de petróleo y de gas y el turismo, las otras dos fuentes principales de ingresos provinciales, cobran mayor importancia frente a esta caída.

La idea fue “conocer las posibilidades de encontrar socios estratégicos para seguir desarrollando los campos petroleros y de gas y los yacimientos que posee la provincia en concesión”, agregó Solorza. “Necesitamos oportunidades de reinversión para buscar soluciones que para nosotros son prioritarias”, señaló.

En este marco, el nuevo gobernador Gustavo Melella propuso declarar de “interés público provincial” la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, para lo cual busca la integración del capital público y privado, nacional e internacional.Para ello se ha impulsado la creación de la Empresa Terra Ignis Petróleo y & Gas, bajo la forma de sociedad anónima unipersonal y con una participación de la Provincia en el capital social no inferior al 51 %, que tendrá preferencia sobre permisos de exploración o concesiones de explotación.

“El gobernador Gustavo Melella tiene una visión sobre los recursos naturales, que son estratégicos y que debemos no sólo primarizarlos sino industrializarlos. Debemos avanzar hacia una matriz energética provincial que cubra las necesidades y acompañar el crecimiento poblacional, industrial y de desarrollo, las posibilidades que tenemos con la pesca, los puertos y otros productos”, acotó el ministro de Energía provincial.

El interés de empresas rusas

Al finalizar la visita, Sergey Derkach, representante comercial de Rusia en Argentina, dijo a Sputnik que el área de hidrocarburos “puede ser una esfera para el desarrollo de la cooperación entre nuestros países y nuestras compañías”.”Hay compañías rusas proveedoras de servicios que desarrollan proyectos de petróleo como la empresa Zarubheznheft, una compañía de 40 o 50 años, establecida en la época de la Unión Soviética que tiene varios proyectos en diferentes países del mundo y hay interés de buscar un proyecto en Argentina”.

La idea es trabajar en los campos de petróleo donde los pozos están maduros y Zarubezhneft tiene los métodos para aumentar la producción. El pago sería a través del aumento de la producción de petróleo, parte para la compañía argentina y parte para Zarubezhneft, comentó Derkach.

“Buscamos los proyectos de inversión pero para tomar decisiones es necesario evaluar el proyecto y después decidir invertir y tener un socio local confiable”, destacó.

La posibilidad de inversiones rusas también fue uno de los ejes de la conversación que sostuvieron el gobernador Melella y el embajador ruso en Argentina, Dmitry Feoktistov, durante su visita a Ushuaia, capital de la provincia, este 13 y 14 de febrero, como parte de las conmemoraciones por el bicentenario del descubrimiento de la Antártida por navegantes rusos.

Además del embajador, participaron de la delegación los representantes comerciales de Rusia en Argentina y del Consejo Empresario Argentina Rusa. Como parte de la agenda, se realizaron reuniones con las cámaras empresarias locales y con distintas empresas de la provincia para evaluar las posibilidades conjuntas de negocios.

Fuente: https://mundo.sputniknews.com/america-latina/202002171090507439-petroleo-y-gas-el-interes-ruso-en-el-sur-de-argentina/
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5 curiosidades del gas natural que seguramente no conocías

En Argentina, casi el 90% de la energía que utilizamos diariamente, proviene del petróleo y el gas. Y si bien el primero ocupa los titulares diariamente, el uso del gas natural como recurso se utiliza en el día a día por el 47.9% de los argentinos.

La industria de hidrocarburos es de suma importancia a nivel nacional y global, debido a que impulsa el desarrollo económico y social de la comunidad. En Argentina, casi el 90% de la energía que utilizamos diariamente, proviene del petróleo y el gas. Sin embargo, el recurso con el menor impacto ambiental es este último. Esta energía de origen fósil es extraída del subsuelo y, gracias a su distribución por gasoductos, se puede utilizar en hogares e industrias.

Si bien el petróleo ocupa los titulares diariamente, es importante destacar el uso del gas natural como recurso que se utiliza en el día a día por el 47.9% de los argentinos. De esta manera, te presentamos cinco curiosidades sobre el gas natural que probablemente no conocías:

• Lleva este nombre debido a que se extrae directamente de la naturaleza y es un recurso que cuenta con pocas intervenciones industriales, llegando al consumidor como una fuente “natural”.

• Durante su producción, se cuenta con una mezcla de hidrocarburos que permiten que se logren los fines comerciales. El componente principal es el metano.

• Su olor característico es, en realidad, una sustancia agregada. El gas natural no tiene olor, pero se utiliza el aroma adicional para poder detectar fugas y evitar situaciones de riesgo.

• El gas natural pesa menos que el aire, y se encuentran en yacimientos subterráneos, como el petróleo. Se pueden almacenar en estado asociado, es decir, mezclados con el crudo, o libres, que se encuentran en lugares donde sólamente se almacena el gas.

• Es uno de los combustibles fósiles más limpios en todas sus etapas, ya sea en la extracción, elaboración, transporte y uso. A su vez, es uno de los fósiles con menor emisión de gases contaminantes, como el SO2, CO2, NOx Y CH4.

Argentina cuenta con 19 cuencas sedimentarias en todo el país, donde producen los hidrocarburos que permiten el desarrollo nacional, ya sea con industrias internas, como externas. En diciembre del 2019, por primera vez en la historia, el gas de Vaca Muerta llegó a Europa. A su vez, se encuentran una gran variedad de empresas internacionales trabajando en las cuencas de Cuyo, Salta y la Patagonia.

“En la cuenca Neuquina se origina el 60% del gas nacional, siendo una de las más importantes del país. Podemos considerar que el desarrollo del sector es gracias al trabajo de los 66 mil compañeros que nos acompañan día a día” explicó Pedro Milla, Secretario General de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio).

La FASiPeGyBio es la encargada de los trabajadores de hidrocarburos del país, siendo una industria creciente, que requiere de inversiones y políticas adecuadas para posicionar al sector en el mercado internacional.

Fuente:  https://www.diariopopular.com.ar/general/5-curiosidades-del-gas-natural-que-seguramente-no-conocias-n457676

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Luz, gas y Vaca Muerta, las otras negociaciones en puerta

La negociación por la deuda va cobrando clima de definición y más allá del cronograma bocetado por el ministro Martín Guzmán que tiene fecha establecida de finalización para fin de marzo.

Las palabras de Guzmán fueron claras: “No vamos a permitir que los fondos de inversión extranjeros marquen la pauta de la política macroeconómica”. Para muchos observadores se trata sólo de una advertencia política, para otros ni siquiera se podría formular sin tener algún guiño del FMI.

Tradicionalmente el Fondo impulsa las quitas para los acreedores privados en el entendimiento de que es él el prestamista de última instancia al que recurren los gobiernos cuando el resto de los acreedores ya se fueron.

Por eso cuesta más entender lo de Cristina Kirchner más allá de su intención de poner al organismo a la defensiva. El Gobierno debe lograr sí o sí una postergación de los pagos de 2022 y 2023 que suman US$44.500 millones y, además, Guzmán pretende que la Argentina logre tres años sin pago alguno.

Mientras esa negociación se tensa, en el mercado financiero crecen las dudas, no ya sobre la reprogramación del capital de los bonos de legislación extranjera, sino también respecto de aquellos en pesos y con legislación local.

La experiencia en la semana de la reprogramación del bono AF20 abrió otro canal de incertidumbre sobre el tratamiento de la deuda en pesos y el futuro de los vencimientos que hasta marzo suman $345.000 millones, o sea casi tres veces y media el monto de emisión que se trató de evitar con la reprogramación del “bono Alberto”.

Desde ya que es una comparación estática y el Gobierno podrá reaccionar para mejorar las ofertas de canje a los bonistas y, por tanto, evitar un golpe de emisión que pueda impactar en la inflación o el dólar.

En el plan de la inflación, otro ministerio, Producción de Matías Kulfas, está a las puertas de comenzar una negociación clave para descongelar las tarifas de luz y de gas.

Esas tarifas, junto con las de transporte, están congeladas hasta fin de junio, pero el Gobierno quiere tener definida antes la salida. Apuesta a negociar con las empresas y destaca el resultado que obtuvo con los “precios cuidados” en enero, cuando se trasladó a los precios finales “sólo la mitad” del retorno del 21% del IVA sobre los alimentos.

La estrategia oficial en el caso de la luz y el gas será renegociar las condiciones del transporte y la distribución, donde considera que el gobierno de Mauricio Macri fue laxo en la autorización de mayores costos y compromisos de inversión.

La negociación está en la línea de largada e imaginan un camino de salida pausada del congelamiento. Miran y destacan la táctica del Banco Central de comenzar a mover el dólar mayorista con una suba de 2,4% en un mes.

El Central aumentó el dólar (estaba congelado desde las PASO de agosto y la inflación osciló en 30%), además, porque en las últimas ruedas pasó de ser comprador a vendedor de divisas y así el esquema no funciona: no tiene reservas suficientes para abastecer al mercado en caso de que el dólar se retrase de manera ostensible.

El dólar mayorista con una suba moderada en el intento de no agitar los precios de los alimentos y una salida pausada del congelamiento de las boletas de luz y gas constituyen la base de un esquema de contención inflacionaria que se inscribe dentro del “paso a paso” que destaca Kulfas para proyectar el futuro.

Entre los grandes signos de interrogación sobre el futuro de las exportaciones argentinas está Vaca Muerta y si finalmente habrá una ley para fijar un marco creíble para favorecer las inversiones en el importante yacimiento neuquino de petróleo y gas, hoy más inclinado hacia la producción de petróleo.

Dentro de la coalición gobernante no aparece un criterio único ni dominante sobre el futuro de la política energética argentina y sólo la escasez de divisas parece justificar la apuesta a Vaca Muerta entre algunos de los funcionarios más allegados al presidente Alberto Fernández.

La negociación de la deuda copó la atención del presidente en materia económica en la semana y la reprogramación del AF20 y la fuerte caída de los mercados le pusieron el sello.

El resto fueron los cruces: entre la vicepresidenta y el FMI, entre la ministra de Seguridad de la Nación y el ministro de Seguridad bonaerense y el de ya larga duración sobre si hay o no presos políticos en la Argentina.

Después de 60 días de gestión la coalición gobernante está en la búsqueda de algún equilibrio que, hasta ahora, ayuda poco a la economía.

 

 

Fuente; https://www.clarin.com/economia/luz-gas-vaca-muerta-negociaciones-puerta_0_Lc6YIVQi.html

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Incertidumbre y falta de fondos: el sector de energías renovables enfrenta un complejo panorama en la Argentina

El sector de energías renovables se encuentra semiparalizado a la espera del resultado de la reestructuración de la deuda soberana y a que el gobierno nacional anuncie medidas para los proyectos que aún no han iniciado las obras. Así lo señalan las principales empresas del rubro, y las cámaras que nuclean a las generadoras y proveedores.

Según cálculos realizados por Energía On, están sin construirse el 36% (1,89 GW) de los 5,02 GW correspondientes a parques solares y eólicos que fueron adjudicados con contratos en las distintas licitaciones organizadas por la administración del expresidente Mauricio Macri y los que recibieron prioridad de despacho en las rondas realizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (Cammesa).

“Hoy hay aproximadamente 1.500 MW de proyectos, para todas las tecnologías renovables, cuyos sponsors encuentran dificultades – mayormente dado el contexto macroeconómico y de restricciones al financiamiento actuales – para concretarlos bajo los plazos comprometidos en los contratos suscriptos con Cammesa”, afirma la Cámara Eólica Argentina (CEA) en un documento que presentó a las autoridades nacionales publicado en el sitio Rionegro.com.ar

Las necesidades para las obras alcanzan los 2.200 millones de dólares, pero las restricciones cambiarias y la expectativa sobre lo que pueda ocurrir con la reestructuración de la deuda cerraron el acceso al crédito, incluso a quienes ya los tienen aprobados, señalan desde el sector.

Un problema similar están teniendo quienes se encuentran en un proceso avanzado de fondeo o con préstamos aprobados, ya que los bancos decidieron frenar las negociaciones o los desembolsos por la crisis local y la falta de claridad sobre las medidas que tomará el gobierno para el sector, afirman desde las empresas.

Parque Eólico Arauco es uno de estos casos ya que BNP Paribas, BID Invest, BICE y Siemens Financial Services paralizaron créditos por 150 millones de dólares para respaldar las obras de Parque Arauco I y II. Como el dinero no llegó, tuvo que terminarlo con lo que obtuvo con la colocación de un bono internacional de la provincia de La Rioja y su propia caja.

Algo parecido atraviesa Scatec Solar y Equinor, ya que la Corporación Financiera Internacional (CFI) paralizó las conversaciones por un crédito de 77 millones de dólares para levantar la planta fotovoltaica Guañizuil II hasta que no haya un panorama claro de lo que ocurrirá con la deuda argentina. En un escenario similar se encuentra Envision, a quien el IDB Invest y el BICE le anunciaron que frenaban las negociaciones por los préstamos para desarrollar dos eólicos, de 175 MW, por la misma razón.

Lo mismo le ocurrió a Petroquímica Comodoro Rivadavia que esperaba financiar el desarrollo de El Mataco y San Jorge con un crédito de 200 millones de dólares del US International Development Finance Corporation (DFC) y el Citibank, pero el banco de desarrollo estadounidense suspendió las conversaciones.

Eoliasur se encuentra en un estadío similar, tiene frenado un crédito de 85 millones de dólares ya aprobado de KfW Ipex, FMO y DEG para desarrollar los proyectos eólicos Vientos Fray Güen y Santa Teresita, por las mismas razones.

La definición de la deuda será clave para definir el futuro del sector que atraviesa una fuerte crisis.

 

Fuente: https://www.iproup.com/innovacion/11358-incertidumbre-y-falta-de-fondos-el-sector-de-energias-renovables-enfrenta-un-complejo-panorama-en-la-argentina

 

 

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Argentina Renovable

Los proyectos de energías alternativas se siguen expandiendo por el país. En la actualidad, Argentina ocupa el puesto número siete en un ránking que evalúa las condiciones de inversión para energía limpia en los mercados emergentes.

Elaborado por BloombergNEF a través del “New Energy Finance Climatescope”, el informa se realiza con la participación de 104 países. India encabeza la lista, y cuatro de los diez primeras naciones son de Latinoamérica: Chile, en el segundo puesto; Brasil (3º); Argentina (7º) y Perú (9º). El ránking valora la capacidad de los países para atraer capital para fuentes de energías renovables, contribuyendo a la transición energética y al desarrollo hacia la economía verde.

Ofreciendo datos desde hace ocho años, la iniciativa es generada desde 2012. En principio, involucró sólo a países de América Latina y el Caribe, y en la actualidad participan 104 incluyendo África y Asia.

 

“Las naciones del climatescope representan el 82% de la población mundial, el 38% del PIB y dos tercios de las emisiones de CO2. Estos países también representaron el 56% de las entradas globales para proyectos de energía limpia en 2018”, indica el informe.

El índice del Climatescope contempla tres componentes: fundamentos, oportunidades y experiencia, organizando 167 indicadores y sub-indicadores, entre los que se encuentran algunas dimensiones ambientales. Por ejemplo, el índice “premia” a los países en función del número de sectores que están cubiertos por sus objetivos de reducción de emisiones y la existencia de incentivos de mitigación del cambio climático. También premia a los países si cuentan con Ley Nacional de Cambio Climático, política climática nacional, políticas corporativas de reducción de emisiones y de informes voluntarios de GEI por parte de las empresas, entre otros aspectos.

Los avances nacionales

Además de la buena valoración de las condiciones de inversión para energía limpia, Argentina ha avanzado en materia de energías renovables y su vinculación necesaria con el cambio climático. Se puede mencionar así, el Plan Renovar (Programa de abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables) y PERMER (Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales). Nuestro país también actualizó la contribución de las Energías renovables con la Ley 27.191, que señala “como objetivo de la segunda etapa del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica instituido por la ley 26.190, (à) lograr una contribución de las fuentes renovables de energía hasta alcanzar el veinte por ciento (20%) del consumo de energía eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2025”. Se agrega el trabajo multiactoral que se viene realizando desde la Plataforma de Escenarios Energéticos y que incluye al sector gubernamental y académico.

Se suma la aprobación el pasado 20 de noviembre de la Ley de Presupuestos Mínimos para la Adaptación y la Mitigación del Cambio Climático Global, y lo avanzado por los planes de acción climática sectoriales que se vienen desarrollando y actualizando conforme los compromisos asumidos en el Acuerdo de Paris, como lo fue el “Plan de Acción Nacional de Energía y Cambio Climático”, actualizado al 2019. Y también actividades encaminadas al logro del cumplimiento del ODS 7: “Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos”.

“La combinación de esta serie de componentes asociados a las oportunidades de inversión y al pulso y alcance de las políticas energéticas y ambientales, requieren una mirada integral, que nos permita analizar oportunidades y amenazas para el sector energético y ambiental, en sintonía con los diferentes esquemas de trabajo, para así prever acciones de formación académica que acompañen el proceso en manos de cuadros técnicos especializados en la materia”. indica Lorena Coria, docente de la Licenciatura en Gestión Ambiental de Universidad Argentina de la Empresa (UADE).

 

Fuente: https://www.baenegocios.com/saludybienestar/Argentina-Renovable-20200120-0054.html

 

 

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México, Brasil, Argentina y Chile lideran la energía eólica en Latinoamérica

América del Norte, Central, del Sur y el Caribe instaló 13.427 MW de capacidad de energía eólica en 2019, un aumento del 12% con respecto a las instalaciones de aerogeneradores de 2018.

La capacidad total instalada del sector eólico en América del Norte, Central y del Sur y el Caribe ahora supera los 148 GW, triplicando así la capacidad de energía eólica en la región durante los últimos 10 años.

Se espera que el aumento de la energía eólica en las Américas continúe con GWEC pronosticando más de 220 GW de nueva capacidad entre 2020 y 2024.

La inestabilidad normativa y política en los principales mercados latinoamericanos de energía eólica junto con la guerra comercial entre Estados Unidos y China serán los principales desafíos para acelerar aún más el crecimiento de la energía eólica en las Américas.

Los últimos datos publicados por el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC) muestran que América del Norte, Central y del Sur y el Caribe instalaron 13.427 MW de capacidad de energía eólica en tierra en 2019, un aumento del 12 por ciento respecto al año anterior, que instaló 11.892 MW.

En América del Norte (Canadá y EE. UU.), las nuevas incorporaciones de capacidad aumentaron en casi un 18% en comparación con 2018. En América Central, América del Sur y el Caribe, las nuevas incorporaciones de capacidad disminuyeron en un 5% en comparación con 2018. En general, esto significa que la región ha triplicado sus instalaciones de energía eólica desde 2010, mostrando el inmenso progreso realizado por la energía eólica como fuente de energía líder en las Américas.

En América del Norte, Estados Unidos experimentó una aceleración de la instalación el año pasado con casi 10 GW instalados. Esto fue impulsado principalmente por la eliminación gradual del Crédito Tributario a la Producción (PTC) y se espera que continúe impulsando las instalaciones en 2020, mientras que la extensión PTC recientemente aprobada por un año probablemente creará una nueva fiebre de instalación en 2024. En América Central y del Sur y en el Caribe, se ha producido un fuerte crecimiento en mercados clave como México, Argentina y Brasil. Sin embargo, las perspectivas para la energía eólica en los próximos dos o tres años en algunos de estos mercados, a saber, Argentina y Brasil, se ven amenazadas por desafíos regulatorios y políticos. Las ideas clave de los datos incluyen:

Los principales países de la región para 2019 incluyen: EE. UU. (9.143 W), México (1.284 MW), Argentina (931 MW) y Brasil (745 MW).
Estados Unidos instaló su tercer mayor volumen de energía eólica en tierra en 2019 a 9 GW, justo detrás de sus registros anteriores de 10 GW en 2009 y 13 GW en 2012, alcanzando un total de más de 105 GW.
El mercado offshore en los Estados Unidos está progresando, con las primeras instalaciones a gran escala previstas para 2022-2023 y más de 10GW para 2026. Brasil también está buscando aprovechar el mercado offshore, y tiene el potencial de desplegar tanto como 700 GW de energía eólica marina, según una hoja de ruta para la energía eólica marina publicada por la Oficina de Investigación de Energía (EPE) del país en enero de 2020.

Ben Backwell, CEO de GWEC, dijo: “Es alentador ver que los niveles de instalación de energía eólica en las Américas continúan aumentando. Sin embargo, los responsables políticos deben hacer más para acelerar estos volúmenes y aprovechar todo el potencial que la energía eólica tiene para ofrecer. Mientras tanto, la guerra comercial en curso entre los EE. UU. y China sigue constituyendo una amenaza para la industria de los aerogeneradores, ya que los aranceles sobre el acero y el aluminio, que representan alrededor del 90 por ciento de las turbinas eólicas, ejercen presión sobre los precios en la cadena de suministro de los EE. UU. y corren el riesgo de aumentar el coste de los proyectos de energía hasta en un 10 por ciento «.

Ramón Fiestas, presidente del Comité de América Latina de GWEC, dijo: «América Latina tiene un enorme potencial para la energía eólica, y hemos visto muchos países en la región emerger en los últimos años como líderes en energías renovables a través de subastas que han entregado energía eólica en algunas de las precios más competitivos a nivel mundial. Nuevos mercados como Colombia, que ejecutó con éxito su primera subasta de energía renovable en 2019, y los existentes como Chile, que vio un año récord instalando 526 MW, muestran que todavía hay un gran potencial sin explotar en la región. Sin embargo, con la cancelación de las subastas planificadas y los cambios en el esquema de créditos de energía limpia en México en 2019, así como los cambios políticos y económicos en Argentina que conducen a la incertidumbre para futuras subastas, estos mercados clave corren el riesgo de perder el impulso por el que han trabajado tan duro para crear y perder una oportunidad masiva para transformar sus sistemas de energía en energía eólica más limpia y barata».

 

Fuente: https://www.evwind.com/2020/02/04/mexico-brasil-argentina-y-chile-lideran-la-energia-eolica-en-latinoamerica/

 

 

 

 

 

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Se firmaron siete contratos de energías renovables pero quedaron pendientes y el Gobierno evalúa alguna solución

A último momento, siete emprendimientos firmaron sus respectivos contratos de venta de energía eléctrica con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA), adjudicados durante la Ronda 3 del Programa RenovAr.

Según pudo conocer este medio, las plantas eléctricas que firmaron a último momento fueron:

La central térmica de biogás «BioAnglo» de 1 MW, cuyo oferente fue Anglo de Tierras Córdoba SA, a instalarse en Córdoba.

La central térmica de biogás «Bell Ville» de 1,20 MW, presentado por Cleanenergy Renovables S.A, también en Córdoba.

La central térmica de biogás “Biogás Rojas” de 2,90 MW, ofertado por SeedEnergy, a instalarse en la Provincia de Buenos Aires.

Y los parques solares “Tinogasta Tozzi” de 10 MW, presentado por Tre Perú SAC, a construirse en Catamarca.

Las centrales fotovoltaicas de 10 MW cada una, ofertadas por la firma Albares Energía,“Saenz Peña” (Chaco), Calchaquí (Santa Fe), Nogoli (San Luis).

«La Secretaría de Energía informa que en su nueva administración se concretó la firma de 7 contratos por 45 MW», informó la Secretaría de Energía a través de un comunicado de prensa”.

Y especificó que «con la firma de estos últimos contratos, se alcanzó un total de 33 proyectos por una potencia de 203 MW que serán desarrollados bajo la modalidad de la Ronda 3, con una inversión superior a los 319 MM de dólares».

De acuerdo a información que accedió Energía Estratégica, esta semana la cartera que conduce Sergio Lanziani evaluaría que hacer con los proyectos adjudicados que no firmaron sus respectivos contratos PPA.

A través de notas y cartas, sus titulares solicitaron a las autoridades una suerte de prórroga, con el objetivo de «adaptarse» al nuevo contexto de la economía.

Cabe aclarar que, a diferencia de otras rondas, esta subasta tuvo curso durante 2018-2019, es decir, cuándo la economía ya venía mostrando signos contundentes de debilitamiento, sobre todo en lo que respecta al acceso al financiamiento.

Sin embargo, alegan los privados, dos situaciones se profundizaron sobre el cierre de año que afectaron aún más el curso de las inversiones: el “cepo” para la compra de dólares, y las consiguientes restricciones por parte de los mercados de capitales.

Desde el punto de vista corporativo, sobre el final del año pasado, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) planteó a la ex Subsecretaría de Energías Renovables de la Nación que dirigía Sebastián Kind brindar más tiempo para conseguir el financiamiento necesario, sea local o en el exterior.

La Ronda 3 en números

Cabe recordar que en la Ronda 3 del Programa RenovAr se adjudicaron 38 proyectos, por 259,08 MW de potencia, a un precio promedio de 67 dólares por MWh.

En suma, se trata de 10 emprendimientos eólicos, por 128,7 MW; 13 solares fotovoltaicos, por 96,75 MW; 2 plantas de biomasa, por 8,5 MW; 6 de biogás, por 12,75 MW; uno de Biogás de Relleno Sanitario –el que está en manos de Secco- y 6 proyectos de Pequeños Aprovechamiento Hidroeléctricos, por 7,38 MW.

Según informó la ex Subsecretaría de Energías Renovables, estos emprendimientos representan inversiones por más de USD 368 millones y generarán aproximadamente más de 1.000 nuevos empleos entre la construcción y operación y mantenimiento.

En total, la Ronda 3 generará energía eléctrica para abastecer a 250.000 hogares, informan desde la cartera de Gobierno.

 

 

Fuente: https://www.energiaestrategica.com/sobre-el-limite-se-firmaron-contratos-de-energias-renovables-pero-quedan-siete-pendientes-y-el-gobierno-evalua-extender-el-plazo/

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​ Buscarán que el gas natural llegue a Corrientes por el río Paraná

La empresa Gasnea, responsable del gasoducto que debería abastecer de gas natural a toda la región, incluyendo Corrientes, espera poder llegar a esta provincia con los gasoductos troncales, que ya están en la provincia del Chaco, cruzando el río Paraná
Oscar Dores, presidente de la empresa GASNEA, confirmó esto desde Villaguay donde hizo declaraciones en las que adelantó que en la ciudad de Resistencia ya comenzaron a  realizar algunas de las conexiones industriales.
“Esperamos llegar rápidamente a Corrientes y poder atravesar con el gasoducto el Río Paraná para alcanzar más localidades”  aseguró Dores para luego recordar que la primera expendedora de GNC de la región se encuentra en Paso de los Libres y en pleno funcionamiento desde hace casi dos años.

Dores sostuvo que “a medida que Argentina siga produciendo gas, los precios del GNC tenderán a la baja. Ya podemos ver cómo los costos están disminuyendo progresivamente desde el 2015 hasta el presente”.
El plan integral de inversiones de la empresa que aprobó el Gobierno Nacional para el período 2017-2021, asciende a casi 500 millones pesos en las cinco provincias que integran el área de concesión de GASNEA, distribuidora por redes en la zona del Noreste argentino para las provincias de Entre Ríos (excepto Ciudad de Paraná), Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa.
En la actualidad, GasNEA opera en 55 localidades, abasteciendo a más de 110.000 usuarios, entre hogares, comercios, industrias y estaciones GNC, mediante una red de 4.295 kilómetros de cañerías y 110 plantas reguladoras.

 

 

Fuente: https://diariolarepublica.com.ar/notix/noticia/18915/–buscarn-que-el-gas-natural-llegue-a-corrientes-por-el-ro-paran—-.html

 

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Proponen construir un gasoducto para que la producción de gas de Vaca Muerta pueda llegar a Brasil

Lo pidió el ministro de Economía brasileño, Paulo Guedes, en el Foro de Davos, sumándose a declaraciones del presidente de YPF, Guillermo Nielsen. Para el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, sería “estratégico”

En su doble rol de presidente de la petrolera YPF y de vocero de la Argentina en el Foro de Davos, Guillermo Nielsen tiró la piedra y dijo: “Un gasoducto que a su vez conecte la red de gasoductos argentinos con el sur de Brasil, podría ser un mercado muy interesante para nosotros y que ayudaría a Argentina a hacer frente a una deuda que es la más grande de los últimos 30 años. Hay que poder crecer para pagar la deuda”.

La piedra cayó en el agua y las ondas alcanzaron al ministro de Economía de Brasil, Paulo Guedes quien en varias oportunidades se había referido a la intención de su país de comprar gas de Vaca Muerta. Y en Davos lo volvió a repetir: “Nuestra intención es comprar gas de Vaca Muerta”.

Hace unos meses atrás, en julio de 2019, el ministro de Economía de Bolsononaro hacía campaña por el ex presidente argentino Mauricio Macri y declaró respecto a esta posibilidad: “Nos parece muy importante, y tenemos la intención de construir gasoductos para traer al Brasil la energía que se produce allí. Pero las conversaciones recién se inician. Lo seguro es que no va a faltar dinero para la Argentina si tuviera un camino cierto desde el punto de vista económico, siendo un presidente u otro. No hemos hablado ahora de cómo financiar el proyecto por la incertidumbre política”.

Hoy la incertidumbre política está resuelta. Ahora falta saber si los gobiernos de Alberto Fernández y Jair Bolsonaro pueden ponerse de acuerdo para realizar una obra de 650 km que sería unir Paso de los Libres con Porto Alegre, la posibilidad más viable para poder unir la red argentina con la brasileña.

En medio de esto el gobernador de Neuquén, Omar Gutierrez, se sumó a la idea y apoyó la construcción de un gasoducto al que calificó como estratégico y consideró estratégica la decisión de YPF de propiciar la construcción de un gasoducto que conecte al gas de Vaca Muerta con Brasil y Uruguay, aumentando las cuotas actuales; y que además permitiría abastecer al cordón industrial de Rosario, en Santa Fe

“Se trata de una inversión que permitirá conectar el gas neuquino con el resto del sistema de transporte nacional y distribuirlo luego a Sudamérica”, señaló el gobernador de Neuquén desde Madrid, España, donde está participando de la Feria Internacional de Turismo (Fitur) y manteniendo reuniones con grandes petroleras con inversiones en Vaca Muerta.

“Este gasoducto que nos falta es el cuello de botella que tiene hoy el gas de Vaca Muerta en cuanto a infraestructura y mercado”, dijo el mandatario neuquino, para quien el anuncio del presidente de la petrolera estatal argentina “es importante porque se trata de una obra estructural y estratégica para el país y para Vaca Muerta”.

“Tenemos que seguir trabajando de manera conjunta entre los sectores públicos y privados, para hacer realidad este gasoducto que conectará el shale gas de Vaca Muerta con Sudamérica”, agregó el mandatario.

Por su parte, la producción de petróleo en la provincia del Neuquén alcanzó en diciembre de 2019 los 160.445 barriles por día, con lo que cerró ese año con un incremento del 23,36% respecto al total producido durante todo 2018. Con respecto a noviembre del año pasado, la suba fue del 2,92 por ciento.

Con estos números, las declaraciones de Guedes y Nielsen, la conflictividad gremial y el proyecto de ley para impulsar la inversión energética que prepara la Casa Rosada, Gutiérrez está teniendo encuentros con directivos de compañías petroleras europeas. Mañana, miércoles 22 de enero, se reunirá con Jean Michel Lavergne, responsable de exploración y explotación de Total para América, la empresa francesa que tiene un compromiso de inversión de USD 1.000 millones. El viernes hará lo propio con Nathalia Cruz García, ejecutiva de Shell. En el caso de la petrolera angloholandesa ya tiene su desarrollo en Vaca Muerta en un proceso avanzado.

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Energía eólica. Una empresa argentina recibió un préstamo de US$150 millones

La empresa YPF Luz recibió un crédito internacional de hasta US$150 millones para el desarrollo y construcción del parque eólico Cañadón León, ubicado en la provincia de Santa Cruz.

La operación consiste en un crédito de BNP Paribas Fortis de hasta US$100 millones con garantía de Euler Hermes (agencia de crédito a la exportación de Alemania), y un préstamo de la U.S. International Development Finance Corporation (DFC, ex OPIC) por otros US$50 millones.

En un comunicado, la empresa indicó que hoy llegaron a Puerto Deseado (Santa Cruz) 33 aspas y 40 tramos de torre, que permitirán completar el equipamiento para los 29 aerogeneradores que conformarán el parque.

El parque, que requiere una inversión de US$1 nivel de eficiencia de los más altos del mundo. El predio ocupa 1870 hectáreas de superficie.

“Esta inversión de 160 millones de dólares, que cuenta con el apoyo de las entidades financieras, es una clara señal de la capacidad de YPF para trabajar con los organismos crediticios de mayor exigencia del mercado, y demuestra también que estamos en un contexto de confianza hacia el futuro económico del país”, dijo el presidente de la compañía, Guillermo Nielsen.

Por su parte, el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano, se mostró “muy satisfecho por avanzar rápidamente con la obra de construcción del parque eólico Cañadón León y dar pasos concretos para generar energía eólica desde Santa Cruz para todos los argentinos”.

Además se construirá una estación transformadora y una línea de interconexión en 132kv de tres kilómetros aproximadamente de longitud, y otra línea de 50 km. A su vez, se hará una ampliación de la subestación Santa Cruz Norte en Pico Truncado, para incrementar su capacidad de transformación en 150MW.

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/energia-eolica-una-empresa-recibio-prestamo-us150-nid2323935

 

 

 

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Las generadoras denuncian que Cammesa ya acumula una deuda de USD 1.000 millones

Ante la demora en los pagos a las generadoras eléctricas por parte de la mayorista estatal Cammesa, que anticipo LPO en exclusiva, la cámara sectorial decidió avanzar con un contundente reclamo institucional donde advierten el peligro del normal funcionamiento de las empresas.

“Requerimos en forma urgente se arbitren todas las medidas necesarias para evitar las demoras en los pagos de las transacciones de los Generadores” para que Cammesa “cancele las sumas adeudadas con los intereses correspondientes, a la mayor brevedad”, indica la carta firmada por el presidente de Ageera, Daniel Garrido.

Como explicó este medio, Garrido recuerda que al día del vencimiento de las obligaciones del mes de octubre, Cammesa solamente abonó el 19,8% del total, veinte días más tarde emitió otro pago del 13,62% y la semana pasada se erogó un 44,59% adicional.

De esta manera, todavía queda pendiente un saldo del 22% para completar las obligaciones de octubre y la totalidad del mes siguiente, que debió haber sido abonado el viernes pasado. Se trata de una cifra que gira en torno a los 1.000 millones de dólares, a razón de 800 millones por mes, según confirmaron a LPO fuentes del sector.

En el gobierno reconocieron esta situación y aseguraron que es “100% herencia del macrismo”. “Heredamos una deuda de más de 60 mil millones en Cammesa. El precio estacional de noviembre lo dejaron congelado, acumulando un importante atraso, y además el Tesoro heredó una caja estallada. No hay nada que el nuevo gobierno pudiera hacer para amortiguar la situación de corto plazo”, subrayaron a este medio.

El duro mensaje de las empresas dirigido a Esteban Kiper, Gerente General de la Compañía Estatal, asegura que la situación está afectando la cadena y obligaciones de pago de las firmas privadas, “como así también su flujo de fondos”. “Es fundamental que se cumpla con los plazos de pago para poder cumplir con nuestros compromisos y asegurar el normal funcionamiento de las empresas”, agregan, a modo de advertencia por un panorama crítico que pone en riesgo al sistema.

El problema de Cammesa, es que frente a la extensión del congelamiento tarifario, las distribuidoras ya avisaron que sus ingresos no alcanzarán para pagar la totalidad de la factura de la energía que le compran a la mayorista estatal.

Así, con un Estado deficitario que no tiene capacidad de financiarse en los mercados, esta merma en sus ingresos se traduce inmediatamente en un atraso en el pago a sus proveedores.

El agravante es que hay una descoordinación total entre las diferentes áreas que conforman la política energética del Gobierno. A poco más de un mes del comienzo de la nueva gestión, las diferencias entre Kiper y el secretario de Energía Sergio Lanziani llegaron a un punto crítico.

 

Según confirmaron fuentes allegadas, Kiper, cuyo jefe político es el gobernador Axel Kicillof, no consulta al secretario Lanziani y maneja la compañía bajo sus propios criterios, aunque vayan en contra del pensamiento del misionero.

A su vez, todavía no está claro cómo será y quién decidirá el sendero de precios del petróleo y el gas, que funciona como un insumo vital para el mercado eléctrico al representar más del 60% de la electricidad que se genera.

Este viernes, el subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, encabezó un encuentro con las autoridades de la cámara que reúne a las empresas de distribución de gas natural (ADIGAS) tras el cual no se llegó a ninguna definición y simplemente se afirmaron haber comenzado a “delinear una hoja de ruta que abarque tanto los desafíos más urgentes como la cuestión tarifaria y los contratos de abastecimiento, hasta cuestiones de mediano plazo -pero no menos importantes- como los estándares de calidad y seguridad, la expansión de las redes a nuevos usuarios y el rol de YPF en producción y distribución”.

 

Fuente: https://www.lapoliticaonline.com/nota/124036-las-generadoras-denuncian-que-cammesa-ya-acumula-una-deuda-de-usd-1-000-millones/

 

Informacion

Energía: funcionarios recibieron a autoridades de ADIGAS

Como parte de las mesas de diálogo iniciadas con los diversos actores del sector energético, funcionarios de la Secretaría de Energía recibieron a los integrantes de la Asociación de Distribuidoras de Gas (ADIGAS).

El subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, encabezó un encuentro con las autoridades de la cámara que reúne a las empresas de distribución de gas natural; en él todos los participantes valoraron la vocación de diálogo y la posibilidad de elaborar una agenda de temas relevantes.

Hubo coincidencias en la necesidad de fortalecer estas instancias de comunicación, para generar propuestas y nuevas soluciones a los desafíos y oportunidades de la industria del gas en nuestro país.

“Desde la Subsecretaría de Hidrocarburos del Ministerio de Desarrollo Productivo estamos interesados en abordar las temáticas referidas al gas natural, desde el inicio en la producción (y especialmente Vaca Muerta) hasta el final de la cadena con el segmento de distribución. En ese marco, instamos a un diálogo abierto y franco con las cámaras que representan al sector empresarial para construir entre todos una agenda común”, sostuvo Carbajales.

El subsecretario precisó, además, que “hemos comenzado a delinear una hoja de ruta que abarque tanto los desafíos más urgentes como la cuestión tarifaria y los contratos de abastecimiento, hasta cuestiones de mediano plazo -pero no menos importantes- como los estándares de calidad y seguridad, la expansión de las redes a nuevos usuarios y el rol de YPF en producción y distribución, así como los desafíos para profundizar el uso de gas natural por parte de la industria y los servicios”.

En el mismo sentido, María Tettamanti, presidenta de la cámara y Directora General de Camuzzi, expresó que “valoramos la vocación de diálogo y celebramos poder trabajar en el desarrollo de nuevas ideas y soluciones. Tenemos que cuidar a una industria como la del gas que genera trabajo y desarrollo para los argentinos, protegiendo a la vez a los que menos tienen”.

El subsecretario estuvo acompañado por Sebastián González, Director Nacional de Economía de los Hidrocarburos, y por el asesor Facundo Martínez.

Por parte de ADIGAS, también estuvieron presentes: Alberto González Santos (Gerente General de Naturgy); Hugo Callegari (Gerente General de Gasnor); Cristián Navarro, (Director de Ecogas); Dante Dellelce (Director General de Litoral Gas); Óscar Dores (presidente de Gasnea), Sebastian Mazzuchelli (Director Comercial de Metrogas); Daniel Suárez (Director de Asuntos Legales y Regulatorios de Metrogas) y Daniel Martini (Director Ejecutivo de la cámara empresarial)

 

Fuente: https://www.ambito.com/economia/gas/energia-funcionarios-recibieron-autoridades-adigas-n5075972

 

 

 

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Creció en noviembre la producción de petróleo y gas

La producción de petróleo durante noviembre aumentó un 3,7% interanual, en particular por el incremento de los recursos no convencionales que subieron 51,7% en el mismo período, mientras que la producción de gas se incrementó 3,1% gracias al mejor desempeño del shale del 29,4%.
Así se desprende del Informe de Tendencias Energéticas del Instituto Argentino de Energía (IAE) en el que se destacó que en el acumulado de los últimos 12 meses registró incrementos del 3,8% para el crudo y 5,5% para el gas, aunque en ambos casos con una desaceleración del ritmo de crecimiento del no convencional.
El incremento de la producción de petróleo en octubre fue impulsado por un incremento del 11,5% en la cuenca neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta que representa el 35% de la cuenca, mientras que la cuenca Golfo San Jorge (la productora más importante) disminuyó 2,2% interanual.
Desagregado por los principales cinco operadores, que representan el 81% de la producción total, se observó que YPF (48% de la producción total) ha incrementado su producción acumulada en el último año móvil un 8,2%, Pan American Energy 3,7% y Tecpetrol 20%.
En cuanto al gas, la producción convencional, 57% de la producción total, se redujo 7,2% en los últimos 12 meses mientras que la producción no convencional, liderada ahora por el shale gas, se incrementó 29,4% representando el 42% del total.
La producción acumulada en la Cuenca Neuquina aumentó 9% mientras que en la cuenca Austral el incremento fue del 4,9%, y ambas concentran el 86% del gas producido en el país, mientras que la producción anual de gas natural presenta una fuerte disminución en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste del 5 y del 13%.
Entre los principales operadores (80% del total) se observa que la producción acumulada del último año móvil de YPF, que produce el 30% del gas en Argentina, se presenta prácticamente estancada con una reducción de sólo 0,8% anual, mientras que Total Austral incrementó su producción un 2,9% respecto de igual periodo del año anterior, y Pan American, la redujo un 1,3%.

Fuente: https://noticiasnqn.com.ar/nacionales/creci-en-noviembre-la-produccin-de-petrleo-y-gas.htm

 

 

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YPF enfrenta el desafío del gas natural licuado

YPF concretó la tercera exportación y, por primera vez, llevó al gas de Vaca Muerta a Europa. Sin embargo, el segmento requiere nuevas regulaciones. El incremento de las retenciones daña los ingresos de un mercado de pequeños márgenes.

El avance de Vaca Muerta y de nuevos productos derivados, como es el gas natural licuado (GNL), generan una gran oportunidad no sólo para YPF y la industria petrolera sino para el conjunto del país, al ser una nueva fuente generadora de las divisas que tanto faltan. Sin embargo, estos nuevos desarrollos requieren de un encuadre normativo que se ajuste a sus necesidades y que evite que, por ejemplo, un incremento en los derechos de exportación generales, termine frustrando los grandes planes.

El martes pasado, en el último día hábil del 2019, YPF marcó un nuevo hito al realizar la primera exportación de GNL que llegará en cuestión de días a Europa, para tener a Barcelona como su destino final.

En junio, se realizó la primera exportación con una prueba piloto que sumó 30.000 toneladas, y que marcó el inicio del trabajo del barco fábrica, la barcaza Tango FNLG que cuenta con un contrato con Exmar por diez años.

En noviembre, se dio la segunda exportación adquirida por Petrobras para alimentar al norte de Brasil. Este envío marcó el inicio de un ciclo regular de exportaciones que desde YPF se espera continuar hasta mayo cuando, con la llegada del frío del invierno, se incremente la demanda de gas dentro de Argentina.

La llegada del gas de Vaca Muerta al viejo continente, con esta tercera exportación, marca a todas luces que se transita el camino para el despegue de Vaca Muerta, el segundo mayor recurso de shale gas del mundo.

El primer desafío de las empresas quehacen pie en la formación no convencional es, precisamente, ampliar la demanda para evitar el cierre de pozos productores durante ocho meses del año.

Para esto, desde YPF ya se forjaron alianzas estratégicas con socios como Mitsui&Co; Mitsubishi Corporation, Cheniere y Golar LNG.

Se trata de las principales firmas globales en el mercado del GNL, dado que, por ejemplo, Golar es uno de los principales traders al trabajar con 26 operadores del mercado del gas licuado. Cheniere, en tanto, es la primera compañía de los Estados Unidos en abocarse a la exportación de este tipo de producto.

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/ypf-enfrenta-el-desafio-del-gas-natural-licuado-1221876/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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Renovables. Terminó la época de oro del sector estrella de los últimos años

El boom que tuvo el sector de energías renovables en los últimos años comenzó a perder dinamismo tras la disparada del riesgo país y la crisis financiera. Para los próximos meses, los analistas estiman que no se iniciarán nuevos proyectos, aunque se inaugurarán varios parques eólicos que ya contaban con el financiamiento previo al encarecimiento del crédito.

Al igual que todas las industrias energéticas, el sector de renovables se caracteriza por ser capital intensivo y, por lo general, al financiamiento hay que buscarlo en el exterior. Con las sucesivas devaluaciones que tuvo la moneda en los últimos dos años, sumado a la incertidumbre macro que disparó el riesgo país, el crédito se volvió inaccesible para las pequeñas empresas que habían obtenido las adjudicaciones en las sucesivas rondas Renovar.

Los grandes actores de la industria-como Genneia, YPF Luz, Pampa Energía, Arauco, entre otros- mantienen sus planes de avance de obras, pero no hay en carpeta nuevos proyectos, al menos que logren conseguir capacidad de transporte para volcar esa energía a la red o una empresa que compre la electricidad en el mercado a término (Mater, el mercado mayorista donde operan los grandes usuarios).

Hay otro factor que demorará la construcción de nuevos parques: debido a la contracción en la actividad económica, la demanda de electricidad cayó de 135,2 teravatio-hora (TWh) en 2015, a 132,4 TWh el año pasado, según datos de la Secretaría de Energía. Por lo tanto, todavía no hay necesidad de generar más energía.

“Hay algunos proyectos que siguen avanzando con financiamiento que ya tenían autorizados con antelación. Generalmente son préstamos que otorgaron bancos de desarrollo y organismos multilaterales, que no se caen por más miedo que genere un gobierno. En relación con los proyectos que están más demorados, creo el Gobierno va a tratar de encontrar una forma para que puedan ser ejecutados. Seguramente toleren ciertos incumplimientos, alargando los plazos de construcción sin ejecutar las garantías, contextualizado en la problemática macro argentina”, indicó Juan Cruz Azzarri, socio del estudio jurídico Martínez de Hoz & Rueda (MHR).

“De proyectos nuevos, no veo a la Argentina incentivando otras licitaciones, porque hay energía en abundancia en una economía que no está activada, lo que resulta en una sobrecapacidad de generación”, agregó el analista.

Del total de la oferta de electricidad en 2019, un 59% provino de fuente térmica; 28% de hidráulica; 7% de renovables, y 6% de nuclear. Si bien el 7% quedó lejos del objetivo de 12% al que se tendría que haber llegado el año pasado -según las metas establecidas en la ley 26.190 para fomentar el uso de fuentes renovables-, se trata de un avance importante en relación con el 2% que representaban las energías verdes en 2015.

“Este gobierno le dará mucho menos impulso a las energías renovables de lo que fue la administración anterior porque el financiamiento es más limitado. Creo que serán más pragmáticos, ya que salvo algunos proyectos que son viables por las condiciones del sol y del viento, los demás requieren financiación y subsidios, y la caja es muy limitada. Se va a priorizar a un sector que tiene mucho más potencial de traer divisas como es la producción no convencional de Vaca Muerta. Obviamente que por las metas de la ley, la necesidad de comprar energía renovable por parte de las empresas seguirá existiendo, pero será menor que durante el último gobierno”, opinó Diego García, socio de Bain & Company.

Las empresas todavía están a la expectativa de qué relevancia se le dará al sector. Para ello, están esperando saber si la cartera de renovables será una dirección o pasará a ser una subsecretaría. Quién ocupará esta dependencia será la sanjuanina Andrea Polizzotto, nombrada a cargo de la (todavía) Dirección Nacional de Generación Hidroeléctrica y Energías Renovables. En su perfil de Twitter se describe como “Abogada. Mediadora. Directora Radio Estación Minera Fm 95.9. Asesora Legal Aaetav [Asociación Argentina de Ecoturismo y Turismo Aventura]”.

“Tiene un buen perfil, es del entorno del gobernador Sergio Uñac, y San Juan es una de las provincias que mejor trabajó con renovables. Por ese lado nos tranquiliza, tenemos reunión con ella en los próximos días”, dijeron en off en una empresa que espera señales para poder definir sus prioridades de inversión.

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/renovables-el-sector-estrella-era-macri-costara-nid2321493

 

 

 

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Vaca Muerta: los tiempos apremian

Hace unos días atrás Guillermo Calvo consultado acerca las medidas económicas adoptadas por el gobierno de Alberto Fernández, señalaba con respecto a los derechos de exportación y los nuevos aumentos de porcentajes, que si bien reconocía que frente a un país en situación de enfermo casi terminal como la Argentina, eran imprescindibles estos gravámenes, al mismo tiempo era necesario pensar en actividades con régimen fiscal de free trade areas para impulsar las exportaciones y las inversiones y salir definitivamente del endeudamiento externo.

Si bien lo que se produce en la actualidad de shale y tight petróleo y gas han permitido eliminar casi totalmente el déficit de la balanza energética, las cifras alcanzadas casi 100.000 barriles/día y 60 millones m3/día respectivamente para ambos hidrocarburos, están lejos de lo que implicaría pegar un verdadero salto adelante y seguir los pasos del fracking norteamericano, que lo ha posicionado como el primer productor mundial de petróleo y en exportador de gas natural licuado.

Si a la fecha hubiéramos seguido el ritmo de inversiones de ese país, estaríamos en 500.000 b/p/día y entre 120 y 150 MM3/día de gas y por lo tanto sólo en petróleo exportaríamos unos 10.000 MMUSD y con GNL llegando al mercado asiático, con otros 3.000 MMUSD . Sólo explotamos el 4 % de su superficie, llegar al 15 % representaría alcanzar esas metas, sería una verdadera proeza.

Esto implicaría perforar 800/1000 pozos/año, alrededor de 5 veces más que lo actual y un incremento de las inversiones, en este rubro, de unos 12.000 MMUSD adicionales anuales. Esto significaría aprobar y poner en vigencia, un marco legal especial de largo plazo, con un tratamiento fiscal similar al que rige en los EEUU, con protección de las inversiones, libre disponibilidad de las divisas generadas y ausencia de trabas al comercio exterior (este paquete sería asimilable al “free trade area “ enunciado por Guillermo Calvo).

Hay un aspecto esencial que debería agregarse, que sería la emisión de una o varias series de bonos para acreedores de la deuda argentina, que tengan interés en participar en este negocio, que es eminentemente financiero , que puedan integrar un fideicomiso con una o mas empresas productoras del shale y estos acreedores/inversores tendrían un renta mínima asegurada y una remuneración a riesgo acorde a los resultados por ejemplo, de la explotación de shale petrolero.

La elección del petróleo no es casual, es el de más rápido desarrollo porque resulta menos dependiente que el gas, de grandes obras de infraestructura para la exportación, el que a su vez requiere la formalización de convenios por extensos períodos para asegurar el repago de las inversiones.

Dicho en otras palabras, excedentes de petróleo sobre el consumo del mercado interno son de inmediata exportación.

Además, conviene subrayarlo así como se prevé a corto plazo un indispensable reemplazo del carbón por ser el mayor combustible contaminante; para el petróleo si bien en las proyecciones su utilización se la considera hasta el año 2050, las consecuencias del cambio climático se hacen cada vez más notables y los movimientos ecologistas con fuerte presencia juvenil, fundamentados en una vasta opinión científica crecen incesantemente, los que puede incidir mas y más en la opinión pública.

Lo ocurrido recientemente en Mendoza, con la nueva ley minera conviene tenerlo en cuenta; lo peor seria sólo pensar en “business as usual” y creer que para el proyecto VM hay decenas de años por delante, cuanto quizás estemos ya en una cuenta regresiva.

Lo cierto es que VM es un proyecto altamente positivo para la Argentina, un inductor de inversiones, tecnología y de desarrollo de pymes de bienes y servicios, que aumenta las exportaciones, mejora la balanza de pagos, crea empleo ,que abaratará los costos de la energía a medida que se produzca más gas y propenderá al desarrollo petroquímico, sustituyendo importaciones de fertilizantes y agroquímicos y generará a su vez mayores ingresos fiscales.

Pero para su maduración requiere indefectiblemente de reglas claras y estables, un sólido marco institucional, ya que de otra manera será simplemente una distopía el pensar que lluevan inversiones del orden de los 15 MMUSD mínimo anuales para este objetivo.

Recordando además que cuanto más rápido se ponga la casa en orden mejor será para lograrlo. Ojalá así resulte.

 

Fuente: https://www.clarin.com/opinion/vaca-muerta-tiempos-apremian_0_83r4BbC9.html

 

 

 

 

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Congelan tarifas de luz y gas hasta junio 2020, intervienen Enre y Enargas y devuelven Edenor y Edesur a Nación

El proyecto de Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva congela las tarifas de electricidad y gas para todo el país hasta junio del 2020, interviene los Entes reguladores y ordena la devolución de la jurisdicción de las empresas Edesur y Edenor al ámbito de la Nación, y ya no dependerán a la Ciudad y Provincia de Buenos Aires.

La renegociación de los contratos con las eléctricas y gasíferas buscará “propender a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares y las empresas para el año 2020”.

El presidente Alberto Fernández había adelantado que “las tarifas no se van a aumentar” y, tal como anunció en la campaña, señaló que se va a “terminar con la dolarización”.

El mandatario dijo que los aumentos de tarifas diferidos por Mauricio Macri están suspendido por que el ex presidente los postergó para después de las elecciones. “Se fue sin aplicar esos aumentos y nosotros no los vamos a aplicar”, subrayó.

Fernández aclaró que la revisión de los contratos servirá para analizar “el sentido” de las tarifas. “A nuestro juicio deben servir al modelo productivo. Este sistema le sirve a los que producen energía pero no a los otros, no al resto de la Argentina. No tengo interés en discutir lo que han ganado las empresas, ahora necesito que ayuden”, explicó.

El artículo 6 incluye la intervención “administrativa” del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) por un año.

Por último, el artículo 7 suspende la aplicación de del artículo 124 de la Ley Nº 27.467, que establecía el traspaso de Edesur y Edenor al ámbito del gobierno porteño y bonaerense. “Durante la vigencia de la emergencia declarada en la presente, el Enre mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía eléctrica de las concesionarias Empresa Distribuidora Norte S.A. (Edenor) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (Edesur)”, sostiene la iniciativa que el minsitro de Economía presentó este martes en el Palacio de Hacienda.

Macri impulsó en mayo de 2018 el traspaso a partir del primero de enero 2020 de las dos compañías eléctricas a la jurisdicción de Horacio Rodríguez Larreta y de la entonces gobernadora María Eugenia Vidal. Para concretarlo, creó un ente metropolitano bipartito de control y regulación del servicio público de distribución eléctrica (EMSE) y hasta propuso al ingeniero Héctor Sergio Falzone como presidente y a Osvaldo Rolando de vice. Pero ni el ex gerente general de Central Puerto -de Nicolás Caputo-, ni el ex director técnico de Edesur llegaron a ser nombrados oficialmente.

Fuente: https://www.ambito.com/economia/tarifas/congelan-tarifas-luz-y-gas-junio-2020-intervienen-enre-y-enargas-y-devuelven-edenor-y-edesur-nacion-n5071751

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Empresas de energía renovable no pueden firmar contratos de la “Ronda 3” por falta de financiamiento

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) reclamó este martes al Gobierno que postergue la firma de los contratos de la “Ronda 3” del Programa RenovAr, ya que las empresas beneficiadas tienen dificultades para acceder al financiamiento de las inversiones.

En la subasta “Ronda 3” se adjudicaron 38 proyectos, por 259,08 MW de potencia, que representan inversiones por más de u$s368 millones.

En una nota que envió a la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética, la entidad empresaria sostuvo que “el reciente cambio de contexto en la Argentina ha tenido un impacto adverso en la estabilidad de los factores macroeconómicos y, entre otras circunstancias, ha llevado a la implementación de medidas de control de cambio, afectando directamente el proceso de cierre financiero de los proyectos”.

“Actualmente, entidades financieras locales e internacionales claves para el sector de las energías limpias han tomado la decisión de detener todo tipo de avance en la evaluación de solicitudes de financiamiento, e incluso en el desembolso de montos previamente autorizados a algunos proyectos, todo ello como consecuencia de la incertidumbre”, añadió.

Por ese motivo, CADER solicitó la prórroga de la fecha límite de firma del Contrato de Abastecimiento, prevista para mediados de 2020, “y consecuentemente también se prorrogue la fecha comprometida de habilitación comercial hasta tanto se supere el actual contexto financiero”.

La Ronda 3 del Programa RenovAr se trata de 10 emprendimientos eólicos, por 128,7 MW; 13 solares fotovoltaicos, por 96,75 MW; 2 plantas de biomasa, por 8,5 MW; 6 de biogás, por 12,75 MW; uno de Biogás de Relleno Sanitario y 6 proyectos de Pequeños Aprovechamiento Hidroeléctricos, por 7,38 MW. En total, se generará energía eléctrica para abastecer a 250 mil hogares.

Fuente: https://www.ambito.com/economia/energias-renovables/empresas-energia-renovable-no-pueden-firmar-contratos-la-ronda-3-falta-financiamiento-n5069040

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Avanza la construcción de una nueva central de energía renovable en Corrientes

Según datos de la Subsecretaría de Energías Renovables, la participación de estas energías en el cubrimiento de la demanda eléctrica nacional pasó de representar un 2,2% en 2016 a un 7,9% en septiembre del año en curso. El objetivo fijado por la ley 27.191 para 2025 es alcanzar un 20% de los MW necesarios para proveer al sistema eléctrico argentino.

En este contexto, el proyecto de la Central Térmica San Alonso -la segunda planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal de Grupo Insud-, continúa avanzando en la etapa de construcción y adquisición de maquinaria, con el objetivo de entrar en operaciones en los primeros meses de 2021.

La Central Térmica San Alonso es uno de los 88 proyectos adjudicados del programa RenovAR 2, impulsado por el Gobierno Nacional con el objetivo de diversificar la matriz energética del país para promover la seguridad de suministro y el cuidado ambiental.

Actualmente, acaba de finalizar la obra civil del turbogenerador y se encuentran en proceso la obra civil de la torre de enfriamiento, la caldera y la estación transformadora. En paralelo, se encuentra próxima la entrega del turbogenerador Siemens y se están fabricando parte de los equipos necesarios para continuar con los tiempos planificados.

La central, ubicada en Gobernador Virasoro, Corrientes, producirá 37 MW de energía eléctrica para el Sistema Interconectado Nacional a partir de biomasa forestal. Al igual que FRESA, Central Térmica San Alonso se abastecerá de los subproductos de la cosecha y la industria forestal, como chips, cortezas y aserrín, que en la actualidad no tienen un uso industrial. La utilización de estos materiales evitará incendios y reducirá las emisiones de gases producidos por la descomposición de este material orgánico.

 Según lo informado por el Ministerio de Energía de la Nación, el programa RenovAr lleva a la fecha 147 proyectos adjudicados en 21 provincias por un total de 4.466 MW

Para el desarrollo del proyecto, Grupo Insud recibió financiamiento por USD 30 millones de Banco Galicia, el primer bono verde local de una entidad financiera, suscripto íntegramente por International Finance Corporation (IFC). Este préstamo corresponde a esa línea de financiamiento, orientada a impulsar proyectos que ayuden a mitigar el cambio climático.

Fuente: https://www.infobae.com/inhouse/2019/12/03/avanza-la-construccion-de-una-nueva-central-de-energia-renovable-en-corrientes/

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Por el cepo, piden prorrogar proyectos de energías renovables

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) solicitó a la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética mayor tiempo para realizar las inversiones adjudicadas en la licitación “Ronda 3” del Programa RenovAr, a raíz de las modificaciones en el acceso al financiamiento que suscitaron en los últimos tiempos.

“Actualmente, entidades financieras locales e internacionales claves para el sector de las energías limpias han tomado la decisión de detener todo tipo de avance en la evaluación de solicitudes de financiamiento, e incluso en el desembolso de montos previamente autorizados a algunos proyectos, todo ello como consecuencia de la incertidumbre que genera el nuevo contexto descrito anteriormente”, aseguraron desde la entidad.

Y agregaron: “Por todo esto, mediante la presente solicitamos a las autoridades tengan a bien considerar la prórroga de la fecha límite de firma del Contrato de Abastecimiento, y consecuentemente también se prorrogue la fecha comprometida de habilitación comercial hasta tanto se supere el actual contexto financiero”.

En la subasta “Ronda 3” del Programa RenovAr se adjudicaron 38 proyectos, por 259,08 MW de potencia.

En suma, se trata de 10 emprendimientos eólicos, por 128,7 MW; 13 solares fotovoltaicos, por 96,75 MW; 2 plantas de biomasa, por 8,5 MW; 6 de biogás, por 12,75 MW; uno de Biogás de Relleno Sanitario y 6 proyectos de Pequeños Aprovechamiento Hidroeléctricos, por 7,38 MW.

En Santa Fe hay 3 de ellos. Dos de biogás: CT Adecoagro Energía y CT Biogás  Venado Tuerto II (de Seeds Energy Group); y uno fotovoltaico: PS Calchaquí (de Albares Energía).

Estos emprendimientos representan inversiones por más de USD 368 millones y generarán aproximadamente más de 1.000 nuevos empleos entre la construcción y operación y mantenimiento de las plantas. En total, la Ronda 3 generará energía eléctrica para abastecer a 250.000 hogares.

 

 

Fuente: https://www.on24.com.ar/negocios/por-el-cepo-piden-prorrogar-proyectos-de-energias-renovables/

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Bulgheroni: “Vaca Muerta nos dará más petróleo que el extraído en 100 años de historia”

El empresario Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy, fue incorporado a la Academia Nacional de Ciencias de la Empresa (Ance), en un acto celebrado el martes en un edificio de la Universidad Argentina de la Empresa ubicado en la calle Libertad, de la Capital Federal.

Bulegheroni ocupará en la Academia el sitial que lleva el nombre de su padre, Alejandro Ángel Bulgheroni Botto, fundador de la compañía Bridas

En su discurso, eligió destacar a “los emprendedores norteamericanos” que luego de muchos años de trabajo e inversiones lograron desarrollar el método para extraer hidrocarburos de las reservas no convencionales, como es el caso de Vaca Muerta.

Recordó que la producción acumulada de petróleo y gas en el país en toda su historia es de 12 billones de barriles de petróleo y 57 trillones de pies cúbicos de gas, y estimó que “los recursos que rápidamente se están transformando en reservas en la formación Vaca Muerta” pueden llegar a ser entre 10 y 17 billones de barriles de petróleo y más de 450 trillones de pies cúbicos de gas natural.

“Es decir, el desarrollo que hicieron estos emprendedores en Estados Unidos nos va a dar una vez y media la producción de petróleo que hemos hecho en más de 100 años de historia y más de ocho veces la cantidad de gas natural que hemos producido y usado durante estos años”, dijo el empresario en declaraciones relevadas por La Nación. “Esperemos que las políticas públicas valoren esto y se convierta para la Argentina en una gran oportunidad de desarrollo”, añadió.

Por otro lado, el empresario destacó que “el desarrollo de estos emprendedores permitió tener rentabilidad a bajos costos”.

“Se hizo rentable producir gas a 3 dólares el millón de BTU y hoy, por distintas circunstancias, es posible obtener rentabilidad incluso a 2,4 dólares. Esto le da una ventaja a la Argentina a tener gas natural más barato para la generación de energía para consumo local. Todavía no estamos acá, estamos cerca, pero vamos a llegar”, afirmó.

Al finalizar su breve discurso, Bulgheroni agradeció el apoyo de sus hijos y de su mujer, Bettina, que estuvo sentada en primera fila, rodeada de empresarios como Eduardo Eurnekian (Corporación América), Federico Braun (La Anónima), Gustavo Weiss (ex titular de la Cámara Argentina de la Construcción), Carlos Blaquier (Ledesma), Cristiano Rattazzi (FCA), Martín Cabrales (Cabrales) y políticos como el gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey.

 

 

Fuente: https://www.iprofesional.com/negocios/303716-alejandro-bulgheroni-pan-american-energy-bridas-otros-Inversion-gas-y-petroleo-las-proyecciones-sobre-Vaca-Muerta-de-Bulgheroni

 

 

 

 

 

 

 

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Bolivia advierte que podría reducir venta de gas a Argentina

BUENOS AIRES  — La empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) advirtió a la compañía Integración Energética Argentina (IEASA) que peligra la provisión de gas porque podrían ocurrir eventuales interrupciones del servicio debido a la crisis política y social que atraviesa ese país.

Hasta el momento no se ha registrado una interrupción en la importación de gas natural de YPFB, pero debido a “la creciente convulsión social que se está presentando en Bolivia”, la empresa puede estar “impedida de cumplir sus obligaciones“, señaló en su misiva.

A raíz de un acuerdo al que llegaron en febrero de este año las dos empresas, Bolivia redujo de 18 a 10,5 millones de metros cúbicos diarios el volumen que debe entregar, lo que representa un 10% de la demanda de gas en Argentina.

“De cualquier manera es importante mencionar que si en algún momento se viera afectado el suministro, IEASA cuenta con un plan de contingencia elaborado para minimizar el impacto de una eventual disminución en los niveles de importación”, confió el organismo.

La sustitución del gas boliviano se podría realizar a través de una terminal que tiene en la provincia de Buenos Aires, la localidad de Escobar, o bien recurriendo a importar gas del norte de Chile a través del gasoducto NorAndino.También puede reemplazarse el consumo de gas con fuentes renovables de energía, que ya de por sí generaron el 7,64 por ciento de la demanda eléctrica en septiembre de 2019, señaló IEASA.

Para agradecer los nuevos términos del contrato suscrito en febrero, Buenos Aires ofreció a La Paz en compensación un avión Pampa 3, desarrollado por la Fábrica Argentina de Aviones (Fadea).

 

 

 

Fuente:      https://mundo.sputniknews.com/america-latina/201911121089295470-bolivia-advierte-que-podria-reducir-venta-de-gas-a-argentina/

 

 

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Proponen el trabajo local para energías renovables

La Cámara Argentina de Energías Renovables (Cader) planteó la necesidad de establecer políticas de Estado que permitan aspirar, en el mediano plazo, a tener más del 50% de integración local de los componentes requeridos en cada tecnología, aportando al entramado productivo y trabajo local.

La entidad elaboró un documento de trabajo que plantea la necesidad de establecer políticas de Estado para el sector de las energías renovables, que diversifiquen la matriz local, contribuyendo a la reducción de costos del sistema y creando empleo en las economías regionales.

La premisa de “incentivar el entramado productivo y trabajo local” debe ir acompañada no sólo de condiciones regulatorias, sino también de financiamiento e incentivos para que la industria local pueda crecer y competir con la internacional, manteniendo niveles de eficiencia necesarios para asegurar la competitividad de la propuesta local.

En las sucesivas rondas del programa licitatorio Renovar, se ha incrementado la oferta del componente local, aunque la modalidad para certificarlo “debe ser más simple y ágil”, por lo que “las principales barreras a remover para el desarrollo industrial local son el financiamiento y la previsión de median plazo para las inversiones productivas”.

El Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica Ley Nº 27.191 (“Ley 27.191”) establece una curva de cotas mínimas que finaliza en el 2025, pero Cader destaca que “las inversiones productivas necesitan plazos de certidumbre más largos, a fin de permitir su amortización”.

“Deben identificarse los nichos donde la industria local puede competir y hacerlo de manera sostenida y con expectativas razonables de éxito” asevera el trabajo, al admitir que “es poco probable que, en algunos componentes de las cadenas de valor de cada tecnología, Argentina tenga alguna opción para lograrlo”.

En otros casos, con una adecuada política de desarrollo productivo que incorpore agregado de valor e incentivos acordes a cada caso, “Argentina podría no sólo autoabastecerse de esos componentes sino exportarlos para el resto de la región, en condiciones eficientes y competitivas globalmente”.

8% de la generación de electricidad

es renovable en el país. La capacidad de producir kilovatios a partir de la luz del sol y el viento creció el 227 %, desde enero de 2016. Hay 57 nuevos proyectos de energías renovables en el parque generador, por una potencia instalada de 1.714 megavatios.

Dependencia tecnológica

Como en el caso de la industria automotriz actual, “no estamos ni estaremos en el futuro cercano- en condiciones de ser competitivos con integración vertical local, pero podemos aspirar a tener más del 50% de integración local, dependiendo de cada tecnología, en el mediano a largo plazo”, planteó la entidad. En el caso de establecer nuevos incentivos “será indispensable controlar la correcta evolución de productividad e inversión de los actores implicados para evitar que den lugar a escenarios de renta extraordinaria del empresariado, que no cumpla con su parte del compromiso”, admitió.

 

Fuente: https://www.ellitoral.com/index.php/diarios/2019/10/27/economia1/ECON-01.html

 

 

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Gas asociado, ese plus del shale oil

El shale oil en Vaca Muerta, a través de sus proyectos masivos, tiene una producción marginal de gas asociado que podría ser la semilla de un beneficio para los usuarios: una baja en los precios y en las tarifas, que en los últimos años golpearon las billeteras de los ciudadanos y las pymes. En la industria, el gas asociado como un “obstáculo estructural” se analiza atentamente, pero hay miradas encontradas.

El gas asociado puede ser un plus para las empresas que podrían explotarlo o convertirse en un problema al quedarse con una sobreproducción inviable. La respuesta en ambos contextos es la existencia de un mercado para inyectar este gas que viene junto al petróleo y que no puede ser venteado. No hay cifras concretas de cuánto es el volumen, debido a que depende de la geología de cada pozo y la magnitud de los proyectos, pero sí algunas estimaciones.

YPF, la compañía que lidera la explotación de shale gas y shale oil en el país, produce un promedio de 2,2 millones de metros cúbicos por día de gas asociado en su área Loma Campana, según datos que obtuvo +e. En la Argentina Oil & Gas 2019 (AOG), la compañía difundió que alrededor de 10% del gas que produce a nivel nacional es asociado a sus proyectos de petróleo. Los volúmenes encienden luces de alerta debido a la saturación de un mercado al que le falta infraestructura para transportarlo.

Uno de los que planteó este escenario fue Dominique Marion, CEO de Total Austral, en la AOG. “Si hay mucho gas asociado, esto beneficiará a los consumidores porque será muy barato, pero no será algo bueno para los inversores de gas”, dijo en septiembre en el predio La Rural de Buenos Aires.

En una mirada positiva, el precio del gas puede bajar y ser más accesible para todos los segmentos de usuarios. Por supuesto, siempre que la economía del país pase a una etapa de despegue y salga de la recesión. El gas asociado es una realidad de cada proyecto de petróleo no convencional y, si las condiciones de mercado se ajustan a sus necesidades, podría complementar poco a poco a “los yacimientos nativos de gas”, en un contexto en el que el país necesita de nuevos mercados a los que llegar con la gran cantidad de gas de Vaca Muerta.

La mirada negativa es que las compañías del sector, en especial aquellas que apuntaron mucho a la extracción gasífera, podrían ver sus precios deprimidos sin saber dónde ubicar la creciente producción. Queda por ver cómo impactaría esta mayor disponibilidad del recurso en las arcas de las provincias productoras en concepto de regalías por dos variables: precio de venta y producción. La clave está en encontrarle los canales para evacuarlo -consumo interno, exportaciones, almacenamiento- y no dejarlo en su laberinto.

Los proyectos de petróleo que surgen de Vaca Muerta venían en una curva de crecimiento cuando las operadoras viraron ante la imposibilidad de ubicar el gas. Parecía ser el negocio rentable, con gas asociado de “yapa”. Después vino el DNU 566, que le puso un techo al precio interno del crudo (59 dólares) para congelar el precio de las naftas y estableció un tipo de cambio para el sector (tras distintas disposiciones, pasó a 50 pesos). Las compañías se vieron obligadas a repensar sus inversiones.

En YPF, el CEO Daniel González manifestó en la AOG: “Hasta que el futuro del mercado del gas en Argentina esté más claro, nuestras inversiones en shale estarán más centradas en el petróleo que en el gas”.

Los planes de YPF para lidiar con el exceso de oferta de gas son la planta de licuefacción, las exportaciones a Chile y los proyectos de almacenaje subterráneo. La compañía ha tenido que cerrar hasta un tercio de su producción fuera del pico invernal; estas iniciativas le permitirían evacuar la creciente producción de gas.

Los caminos del gas que surge de Vaca Muerta

Qué hacer con la creciente producción de gas en Argentina es un tema estudiado por la industria, tanto por sus técnicos como por expertos independientes, como una cuestión que está entre la problemática y la oportunidad.

Algunas alternativas en evaluación tienen que ver con la generación eléctrica por gas, el GNC para el transporte de cargas y de pasajeros, y después comenzar la labor para convertirse en un proveedor atractivo para los objetivos internacionales. Así lo considera el ex gobernador Jorge Sapag. Sostiene que Chile podría reemplazar el carbón de su matriz energética, actualmente en el orden del 40%, por el gas de Vaca Muerta.

De aquí a cuatro o cinco años tiene que estar listo el proyecto de la planta de licuefacción. Desde el puerto de Bahía Blanca, donde YPF está trabajando firmemente, podría exportarse el gas de la Cuenca Neuquina a países de Europa y también apuntar a China, a India y a todo el sudeste asiático.

Otro que también se manifestó al respecto fue el director financiero de Pan American Energy (PAE), Chris Spaulding. “Yo veo a la Argentina entrando en el mercado global de GNL, algo que va a aumentar la importancia de la industria argentina de gas y petróleo en el mundo. En el negocio del GNL la competencia ya es muy feroz, entonces va a ser un desafío muy interesante”, dijo a +e, en una entrevista en mayo de este año.

Aparecen en este contexto los “gasoductos virtuales” -camiones de carga para conectar el pozo con el usuario-. Osvaldo del Campo, CEO de Galileo, explicó de qué se trata en la Argentina Oil & Gas 2019: “Nosotros denominamos el Gas Natural 3.0 a lo que es conectar el pozo con el usuario final sin utilizar la infraestructura convencional”.

José Luis Sureda, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, comentó a +e en una entrevista en diciembre del 2018 el rol de los storages. “Hay que desarrollar el almacenamiento subterráneo, que le daría seguridad al mercado interno ante las exportaciones. Le daría al mercado argentino una seguridad de suministro importante”, indicó.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/vaca-muerta/gas-asociado-ese-plus-del-shale-oil-n656659

 

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Vaca Muerta, la clave para impulsar la producción nacional

Nación hizo una proyección en gas y petróleo hasta el 2030. Estiman que por los no convencionales, a fin de año, la balanza energética mostrará un superávit luego de 11 años.

De la mano de Vaca Muerta Argentina podría incrementar hasta 2030 la producción de gas un 6% anual acumulado y un 7% en petróleo. Esos son los números que maneja la Secretaría de Energía de Nación en un escenario donde se eliminen los cuellos de botella, se respeten las reglas, se estabilice la macroeconomía y se levante la intervención de mercado que instauró la administración de Mauricio Macri.

El subsecretario de Planeamiento Energético de Nación, Luciano Caratori, fue el encargado de compartir las proyecciones, que están vinculadas estrictamente al futuro de la formación.

Para el segmento del gas proyectan varios escenarios. El primero es el de un crecimiento del 2,4% anual acumulado hasta que se termine el primer tramo del gasoducto de Vaca Muerta. Para lograr un mayor crecimiento, además de eliminar los cuellos de botella en las redes de transporte, señalan que se requiere generar nueva demanda y sobre todo lograr netbacks que sean sostenibles para la exportación de GNL.

Para el período entre 2019 y 2030 -con el primer tramo del gasoducto que aún no se licitó- el gobierno proyecta una potencialidad de crecimiento en la producción que parte desde 4% hasta el 6% anual acumulado. Un escenario principalmente apuntalado por los recursos no convencionales.

En números

6%
es el crecimiento en la producción de gas que podría tener el país entre 2019 y 2030 si se eliminan las restricciones.

“Esperábamos que, con la recuperación de la actividad, también se incremente la demanda y en consecuencia la producción para abastecerla”, indicó Caratori.

El otro beneficio directo es reducir las importaciones de gas en los períodos de mayor consumo al igual que como sucedió en los períodos de verano.

En números

7%
es lo que podría crecer la producción de petróleo -sin intervención- hasta 2030.

El escenario de la producción de petróleo es distinto y no está sujeto a las mismas restricciones infranqueables que tiene el gas natural. Esta fue la razón por la que las compañías que operan en Vaca Muerta con portfolios robustos comenzaron a apostar a sus desarrollos de crudo. Sin embargo, esa seguridad se quebró con el Decreto 566/19 que congeló los combustibles y el precio del barril.

De igual manera la proyección de Nación es bastante alentadora. En un escenario de precios medios, estiman un crecimiento del 5,2% anual acumulado entre 2019 y 2030. Y en un contexto de precios altos, proyectan un crecimiento en el mismo período del 7% anual acumulado. Ambos escenarios anclados a un incremento en la producción de petróleo no convencional.

 

En números

US$ 4.900
millones es lo que recibiría Nación por exportaciones de Energía. Se equilibraría la balanza energética.

“Si tenemos en cuenta que venimos cayendo desde 1998 hasta esta parte a un ritmo de 2,7% acumulado estamos hablando de un crecimiento y un cambio de tendencia notable”, precisó Caratori.

Como no se evalúan ampliaciones sostenidas en la capacidad de refinación, y la actual ya está casi saturada, todo lo que se produzca por encima de los 495.000 ó 500.000 barriles tendrá como destino la exportación.

Este escenario en consecuencia va a aportar divisas y una mejora en la balanza comercial. Con la actividad que prevén desde Nación, Argentina cerraría el 2019 con un pequeño superávit y para el año que viene “debería crecer notablemente” en función de las estimaciones.

Estas proyecciones que comparten desde la Secretaría de Energía son similares a las que manejan las operadoras de Vaca Muerta. Sin embargo, ni el octubre de pura campaña fue suficiente para que algún candidato diera un mensaje claro de cómo se planean cumplir con estas estimaciones.

Balance energético

Según las proyecciones de Nación, Argentina terminará el año con un superávit en la balanza energética del 0,03% y de esta manera cortará con 11 años consecutivos de tener un balance negativo. Esto se desprende de la diferencia entre lo que se importó y lo que se exportó en materia de energía.

Desde el año 1989 hasta el 2010 Argentina tuvo un balance energético superavitario, pero desde ese año hasta la fecha, el país se mantuvo por debajo del cero, lo que significa que se remplazaron las exportaciones por las importaciones.

En concreto, a partir de 2006 el balance comenzó a descender y pasó de un superávit comercial energético que era de US$ 6.100 millones a un déficit neto de US$ 6.900 millones en 2013. En ese año se exportó por US$ 5.600 millones y se importó por US$ 12.500 millones. El gas natural fue el principal driver de ese déficit.

Si bien en 2015 se logró reducir el déficit en US$ 2.300 millones, aún quedó una diferencia de US$ 4.600 millones en negativo. Durante la administración de Mauricio Macri se importaron entre US$ 4.900 millones y US$6.500, pero el incremento en las exportaciones de gas no convencional desde finales de 2018 ayudó a equilibrar la balanza.

El 2018 cerró con un déficit de US$ 2.300 millones y según los números de la secretaría de Energía de Nación el 2019 va camino a cerrar el año con un déficit casi nulo e incluso, según estima el gobierno, puede llegar a ser un 0,03% en verde. Y es que proyectan que el año termine con aproximadamente US$ 4.900 en importación y una suma casi idéntica en exportaciones.

Lejos está del superávit en la balanza energética que tuvo el país en el período entre 2003 y 2007, pero los números dejan en evidencia la oportunidad que significa Vaca Muerta para el país.

 

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Las energías renovables cubrieron 7,9 % de la demanda de electricidad

En septiembre último, las llamadas energías renovables cubrieron 7,9 % de la demanda, un récord del sector que fundamentalmente aprovecha la fuerza motriz del viento y la luz del Sol para producir kilovatios.

Con el objetivo de alcanzar el 12% determinado por ley para fin de año, las usinas eólicas y fotovoltaicas aumentaron su número y su producción a partir de políticas públicas nacionales que aportó condiciones financieras ventajosas (ver aparte) y de 15 provincias argentinas que identificaron y avanzaron con sus propios proyectos, entre ellas Santa Fe.

Un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) explica que en la oferta de fuentes renovables, las empresas generadoras con tecnología eólica pasaron de 453 gigavatios (GWh) en agosto a 533 GWh en septiembre, es decir un 18 % más. Y que también tuvo su aporte el desempeño de la energía de fuente solar fotovoltaica, que pasó de 67 GWh en agosto a 86 GWh en septiembre, lo que representa un 28 % de aumento en la producción.

El informe detalló que durante agosto, la energía proveniente de fuentes renovables había alcanzado a cubrir el 6 % de la demanda eléctrica total, por lo cual el incremento intermensual permite anticipar que el sector podría alcanzar la meta de 12 % de cobertura de la demanda hacia fines de este año, de mantenerse la actual tendencia.

Además, Cammesa resaltó que la generación de energía renovable aumentó un 18 % en septiembre respecto del mes anterior, ya que la producción llegó a los 810 GWh contra los 683 GWh de agosto.

Evolución

La Subsecretaría de Energías Renovables destacó que en el desglose por tecnología, el 5,2 % de la energía total generada en septiembre fue de fuente eólica, 1,3 % de aprovechamientos hidráulicos, 0,8 % fotovoltaica y 0,6 % bioenergías.

Además, explicó que durante agosto y septiembre entraron en operación comercial 9 nuevos proyectos de energías renovables por 253 megavatios (Mw) de potencia instalada, de los cuales 4 son eólicos por 231 Mw, 3 solares por 17 Mw y 2 de bioenergías por 5 Mw.

El dato saliente es que en comparación con enero 2016, cuando recién había asumido Mauricio Macri como presidente, la generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentó en un 227 %: de 248 GWh en ese momento pasó a generar 810 GWh en septiembre de este año.

Esto se vio reflejado en la participación de las renovables en el cubrimiento de la demanda eléctrica, que pasó de representar el 2,2 % al 7,9 % actual.

Obviamente, en un país cuya matriz energética es fuertemente dependiente del gas natural (en especial para la generación de energía eléctrica) cada gigavatio que se genera con fuentes renovables o verdes se ahorra en el uso del gas natural, que así se libera para su aprovechamiento en las industrias, los hogares o su exportación.

Promoción pública e iniciativa privada

Este desempeño creciente de las renovables se explica en la incorporación, desde 2016, de 57 nuevos proyectos de energías renovables al parque generador, por una potencia instalada de 1.714 Mw.

Si se discrimina por tecnología se trata de 24 nuevos parques eólicos por 1.242 Mw de potencia instalada, 20 nuevos parques solares por 427 Mw de potencia, 12 nuevas centrales de bioenergías (biomasa, biogás y biogás de relleno sanitario) por 38 Mw de potencia 1 pequeño aprovechamiento hidroeléctrico de 7 Mw.

En términos generales, el reporte de Cammesa precisó que la demanda de septiembre presentó un crecimiento del 4,3 %, al alcanzar los 10.212 GWh para este mes contra 9.792 GWh para el mismo período de año anterior.

Tanto los consumos chicos como la gran demanda aumentaron, debido a que la demanda de distribución creció un 4,7 %, y la gran demanda (GU compra directa al MEM) subió 2,8 % respecto al mismo mes del año anterior.

La participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda sigue siendo baja, ya que se importó 70 GWh para septiembre 2019, prácticamente de origen renovable o excedentes hidráulicos, concluyó el informe.

Con 7,9 % en septiembre, la participación de las energías renovables en la producción de energía eléctrica es mayor a toda la demanda del cuarto mercado eléctrico del país: Córdoba, que en el mismo mes tuvo una participación del 7,42 %.

Cabe recordar que el primer mercado de distribución es el que concentra a la ciudad de Buenos y Aires y su conurbano (38,49 %), el resto de la provincia de Buenos Aires (11,55 %) y en tercer lugar se ubica Santa Fe con el 9,15 %.

Si el plan nacional de promoción del sector fotovoltaico y eólico se cumple para fin de año se cubrirá un 12 % del total de la demanda argentina, es decir, lo mismo que necesitan los bonaerenses (sin contar el conurbano).

Los proyectos RenovAr

La garantía contratada por el Fondo para el Desarrollo de las Energías Renovables (Foder), para respaldar los pagos por energía contratada que deba realizar la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), fue suscripta para brindar certeza a los proyectos que fueron adjudicados en el plan del gobierno nacional, llamado RenovAr (Ronda 3 MiniRen).

La Secretaría de Energía del Ministerio de Hacienda informó hoy que esta garantía, contratada al Banco de Inversión y Comercio Exterior (Bice) y al Banco de la Nación Argentina, es por un monto de casi U$S 23 millones.

La garantía habilita de esta manera a que se comiencen a firmar los contratos de abastecimiento (PPAs) entre Cammesa y las empresas adjudicatarias de los proyectos de generación de energía renovable de Renovar Ronda 3, así como también los acuerdos de adhesión al Foder.

Mediante la convocatoria de MiniRen – Ronda 3 de RenovAr, se adjudicaron 38 proyectos de energías renovables por una potencia instalada de 259,08 Mw.

Otros 6 proyectos por una potencia de 14,95 MW que no fueron adjudicados, pero sí calificados técnicamente, manifestaron su intención de celebrar Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable por el precio mínimo adjudicado según la tecnología.

Esta iniciativa busca incorporar proyectos de energías renovables que, a diferencia de las rondas anteriores, se conectarán a las redes de media tensión de las distribuidoras, en lugares donde es necesario agregar potencia.

154 proyectos de energías renovables están en desarrollo en todo el país.

4.991 megavatios de potencia se van a generar con las iniciativas en marcha.

7.500 millones de dólares es la inversión puesta en generación eólica y fotovoltaica.

9.200 puestos de trabajo se crearon con la construcción y operación y mantenimiento de las usinas con energías renovables.

Fuente: http://revistanuevasenergias.com/2019/10/25/las-energias-renovables-cubrieron-79-de-la-demanda-de-electricidad/
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Solo el 4% de las grandes empresas argentinas usa energía renovable

Hoy día ya no basta con el rendimiento económico para triunfar en el sector privado. Ahora también se pide a las empresas un compromiso activo en lo que respecta a políticas sociales y ambientales.

Sin embargo, a pesar de que en julio de este año se declaró en la Argentina el estado de “emergencia climática y ecológica”, los empresarios locales aún no han encontrado la forma de reestructurar sus economías de manera tal que no perjudiquen al medioambiente.

En el primer reporte del Índice de Triple Impacto, realizado por Sistema B y Deloitte, se midió el accionar de 2172 empresas del país de cara a la crisis climática. Las organizaron por sectores económicos (manufactura, agroindustria, comercio, tmt, servicios con impacto ambiental significativo y servicios con bajo impacto ambiental) y las dividieron en empresas chicas (menos de 250 empleados) y medianas o grandes (más de 250 trabajadores).

Las cifras que encontraron resultaron alarmantes, principalmente entre las grandes empresas. Hallaron que solo el 4% de ellas utiliza energía renovable de bajo impacto, en comparación a un 19% de empresas chicas.

“Entendemos que los cambios en las pequeñas empresas resultan más sencillos porque ya fueron creadas con estos valores y pensamientos modernos, pero también son las grandes las que tienen mayor incidencia en el clima”, explicó Paula Mantel Amari, gerente de Deloitte Argentina, en la presentación del Índice.

Por otra parte, solo el 20% de las más grandes adoptó alguna práctica para minimizar el impacto ambiental del transporte en su cadena de suministro y distribución, mientras que en las micro pequeñas el resultado es del 56%. Finalmente, el 26% de las medianas grandes declaró haber haber adquirido equipos ecológicos en los últimos dos años, en comparación al 63% de las micro.

Si bien se tuvieron en cuenta otros indicadores, cómo la reducción del impacto de los traslados, la gestión ambiental del transporte, el monitoreo de emisiones atmosféricas y la intensidad de emisiones de carbono, en ningún caso las empresas lograron llegar al impacto deseado.

Sofía Isasmendi, integrante del equipo de Sistema B Argentina, incentivó a que estas cifras sean un incentivo para los empresarios: “No terminamos de entender lo fundamental que son estas temáticas, independientemente del sector o industria que te atañe. Las empresas generan un impacto genuino en el desarrollo sustentable y ojalá que a partir de los resultados medidos se generen conversaciones que son necesarias”.

En la misma línea, Alfredo Pagano, socio de Deloitte afirmó: “Esta iniciativa pretende acercar información que brinde un marco de referencia para delinear acciones que mejoren el impacto de las organizaciones, que sea una fuente de inspiración y las impulse a pasar a la acción”.

Otros de los rubros medidos y presentados, consideraros cómo transversales, fueron “Ética y Transparencia” y “Diversidad e Igualdad de oportunidades”. Con estos calibres, llegaron a empresas que “nunca antes habían medido su impacto económico, social y ambiental”.

“Nuestro sueño es que los sucesivos reportes sean comparables para mostrar en el tiempo la evolución del sector empresarial argentino hacia prácticas y modelos de negocio de Triple Impacto. Sin duda el desarrollo de un país más próspero, sostenible, resiliente, e inclusivo es un trabajo que va a tener que involucrarnos a todos”, afirmó Alejo Cantón,Presidente Consejo Empresario Sistema B Argentina.

 

 

 

Fuente:  https://www.lanacion.com.ar/comunidad/solo-4-grandes-empresas-argentinas-usa-energia-nid2300261

 

 

 

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El gas natural y la transición energética

El mundo sigue sin dar repuestas al problema del cambio climático pese a los compromisos voluntarios de reducción de gases de efecto invernadero acordados en París.

Si asumimos el clima como un bien público global, y recordamos que los bienes públicos se caracterizan porque su uso o consumo por parte de una persona no excluye el consumo por parte de otro, empezamos a comprender por qué es tan difícil acordar un régimen que financie un clima saludable para nosotros y para los que vienen.

Siempre habrá “parásitos” (free riders) que aprovecharán del clima presente pretendiendo que otros se hagan cargo de la externalidad negativa global (emisión de gases) que está degradando ese clima para los que vienen.

El “problema del parásito” prolongado en el tiempo lleva a la “tragedia de los comunes”; todos abusan de un recurso limitado que comparten, al que terminan destruyendo aunque a ninguno les convenga.

Elinor Ostrom , Nobel de Economía 2009, demostró cómo pequeñas comunidades estables, son capaces, en ciertas condiciones, de gestionar sus recursos comunes evitando la tragedia del agotamiento gracias a mecanismos informales de incentivos y sanción.

Pero en el cambio climático tenemos más de 7600 millones de personas implicadas, más su futura descendencia. En vista de que todos disfrutan de un bien público y nadie puede evitar que los demás lo usen, todos tienen un incentivo para disimular la demanda de esos bienes públicos a fin de evitar pagar su parte proporcional de los costos. Los individuos no revelan sus preferencias de consumo de esos bienes, por eso a nivel local es el presupuesto público el que se hace cargo de financiarlos.

Pero aquí estamos hablando del clima mundial, un bien público sin fronteras: ¿quién pone los recursos para preservarlo saludable? La repuesta de la economía a los problemas planteados tiene ámbitos jurisdiccionales acotados, como los impuestos o el mercado de bonos, asignando derechos de emisión. Pero sin jurisdicción internacional la repuesta no es extrapolable. Si nos atenemos a los datos, vamos camino a la tragedia de los comunes.

Las emisiones de CO2 del sector energético (el mayor responsable) crecieron un 137% entre 1971 y 2018 (de 13900 millones de toneladas año a 33100, según la Agencia Internacional de Energía). La concentración de CO2 en la atmósfera por las emisiones totales pasó de 316 ppm (partes por millón) en 1959 a 413 en 2019. Estamos a 37 ppm del límite de las 450, y para evitar superar esa barrera hay que reducir las emisiones per cápita de 6 tn CO2 anuales a 2 promediando el siglo.

Es la condición para estabilizar el clima en un aumento de temperatura no superior a 2ºC. Por supuesto, en todos estos años creció la población y creció el producto mundial, y, si queremos rescatar un dato positivo, el crecimiento del consumo energético fue más eficiente (se redujo la tasa de intensidad energética que relaciona la unidad de energía utilizada por la unidad de producto generada).

Hay dos principales causas responsables del aumento de emisiones: la deforestación y la combustión del carbón mineral. El carbón mineral sigue siendo la principal fuente de generación de electricidad (38%), y la demanda en Asia que crece a tasas del 3% anual, ya representa el 75% de la demanda global.

El lobby carbonero en los Estados Unidos no ha podido contra la competencia de los precios del gas (revolución del shale gas) y la eficiencia de los ciclos combinados para generar electricidad. Pero en Asia, gran parte de la explotación de las minas de carbón está en control de compañías estatales articuladas con generadoras eléctricas también del Estado.

En la India, el consumo de carbón aumentó el 9% el último año, y el 44% de los fletes de los ferrocarriles estatales dependen de esa carga para poder subsidiar el transporte de pasajeros. La trama de intereses y el costo económico del carbón respecto a las energías alternativas, prima sobre las consideraciones ambientales. El problema es que con el uso creciente del carbón mineral la tragedia de los comunes a nivel global, se está transformando en muchos países en tragedia para los propios.

Las consecuencias ambientales localizadas de la combustión del carbón (emisión de monóxido de carbono, material particulado, etc.) han empezado a producir impactos sociales, económicos y políticos nacionales que auguran cambios trascendentes. China viene reduciendo la participación del carbón en su oferta de energía, y hay una drástica caída en la tasa de aprobación de nuevas centrales de carbón en toda Asia.

Es la gran oportunidad para el gas natural en la transición a energías alternativas. Un ciclo combinado a gas emite la mitad de CO2 que una planta de carbón, y la combustión de gas es mucho más limpia por efectos localizados que la de carbón. Por las oportunidades que se abren en esos mercados, competirán los grandes exportadores de gas por barco (GNL) como Qatar, Australia, Malasia, Nigeria, Indonesia y Estados Unidos. ¿Podremos llegar con gas argentino en cantidades y precios que viabilicen el negocio y hagan posibles las ingentes inversiones involucradas? Tal vez al final de la próxima década, a condición de que el desarrollo de nuestro potencial sea parte de una estrategia que sume consensos de largo plazo.

 

 

Fuente: https://www.clarin.com/opinion/gas-natural-transicion-energetica_0_BZ1q9fKS.html

 

 

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En Argentina, ya funcionan 51 proyectos de energía renovable

Luego de la sanción de la Ley 27.191, hace tres años, al fomento de fuentes renovables, aumentan las operaciones bioenergéticas en el país.

La transición energética está en marcha en Argentina. Este fin de semana, con el inicio de operaciones de otros dos proyectos, adjudicados mediante los programas RenovAr, alcanzaron a 51 los proyectos en marcha asociadas a energías renovables en el país, difundió la Secretaría de Energía.

En Tucumán, la central térmica Biogás Citrusvil, adjudicada durante la Ronda 2, y el Parque Solar Pasip, en Mendoza, parte de la Ronda 1.5, son los dos casos antedichos.

Actualmente, de los 51, 37 proyectos coresponden al Programa RenovAr y 14 al MaTER, y según su tecnología, se distribuyen de la siguiente forma:

  • 20 proyectos de tecnología eólica.
  • 18 proyectos de tecnología solar fotovoltaica.
  • 12 proyectos de bioenergías (7 biogás, 4 de biomasa y 1 de biogás de relleno sanitario).
  • 1 proyectos de tecnología pequeño aprovechamiento hidroeléctrico.

Finalmente, añade la Secretaría hay 154 proyectos en marcha entre los que están en plena acción comercial y los que están en plena construcción, lo que que representan 4.991 megawatt de energía, con una inversión estimada de casi 7.500 millones de dólares.

Captura

 

 

Fuente:  https://www.infocampo.com.ar/en-argentina-ya-funcionan-51-proyectos-de-energia-renovable/

 

 

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Vaca Muerta. Desde hace 15 meses la Argentina dejó de importar petróleo y es autosuficiente

Aun con los cambios regulatorios de los últimos años en el sector energético -baja de subsidios, suba de retenciones y congelamiento de precios-, la producción en Vaca Muerta continúa creciendo. Según datos de la Secretaría de Energía, la producción no convencional de gas aumentó 34% interanual en julio y la de petróleo, un 53%.

En total, la producción de gas aumentó 9,3% interanual en julio y es la más alta en 14 años con 144 millones de metros cúbicos diarios (m3/d). Si bien el gas convencional tuvo una caída en la producción de 5%, el no convencional compensó esa reducción con el crecimiento interanual de 34%. En particular, el shale gas tuvo un crecimiento de 94%, con una producción de 35 millones de m3/d.

Algo similar ocurrió con el petróleo, que llegó a una producción de 505.000 barriles por día, y tuvo una producción 4,4% mayor respecto a julio del año pasado. Si bien el petróleo convencional cayó un 3%, también la producción no convencional compensó esa baja gracias a un crecimiento del 53%. En particular, el shale oil tuvo un crecimiento interanual de 62%, con un volumen de 87 kbbl/día.

Vaca Muerta cuenta actualmente con 11 áreas de desarrollo masivo y gracias al crecimiento en su producción el país pudo recomponer su balanza comercial energética. Desde el año pasado el Gobierno comenzó a autorizar las exportaciones de gas interrumpibles: en el primer semestre, la Argentina exportó un promedio de 5,9 millones de m3/d, con los envíos a Chile, Brasil y Uruguay. La semana pasada se fijaron las condiciones para sumar exportaciones de gas bajo condición firme (no interrumpible) en el período que abarca entre septiembre y mayo, cuando la demanda doméstica baja sustancialmente.

El sector energético, y en particular Vaca Muerta, fue uno de los que más creció durante el gobierno de Mauricio Macri, ya que se hizo de esta industria una prioridad y se le dio visibilidad a escala internacional. Sin embargo, a partir del año pasado, cuando comenzó la disparada del tipo de cambio y se recurrió a un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Gobierno debió reducir los gastos fiscales y el sector sufrió el ajuste en varios frentes.

En primer lugar, se redujeron los beneficios fiscales a los productores de gas no convencional, tras cambiar la interpretación de la resolución 46 que otorgaba subsidios a las nuevas inversiones en Vaca Muerta. No solo el Gobierno debió limitar los beneficios a solo la estimación de la producción inicial, en vez de a todo el gas que se extraía, sino que se rechazaron los pedidos de otras empresas para sumarse al incentivo fiscal.

Desde entonces, y como consecuencia también del exceso de gas en el mercado, las empresas comenzaron a mover equipos a pozos petroleros y se disparó la producción de crudo. Esto permitió que desde hace 15 meses el país dejara de importar petróleo. Pero las últimas medidas de congelar el precio del barril y de fijar el tipo de cambio volvió a poner en alerta la industria.

Perspectivas a futuro

El candidato presidencial Alberto Fernández dijo esta semana que “no tiene sentido tener petróleo si para extraerlo hay que dejar que las multinacionales vengan y se lo lleven”. Esto trajo indignación entre los analistas del mercado. Emilio Apud, exsecretario de Energía, señaló que era “un disparate y una irresponsabilidad”, en una entrevista con radio Mitre.

Sin embargo, Guillermo Nielsen, exsecretario de Finanzas y asesor económico de Fernández, reveló que está trabajando en un proyecto de ley para hacer de Vaca Muerta una política de Estado. “Buscamos poner a Vaca Muerta y otras formaciones no convencionales en pie de igualdad tributaria y regulatoria con Permian y con Marcellus [dos grandes formaciones no convencionales de Estados Unidos]”, había dicho en el precoloquio de IDEA, realizado en Neuquén hace unos meses.

Otros agentes del sector también creen que si el kirchnerismo vuelve al poder, fomentarán que continúe el desarrollo de Vaca Muerta, ya que el país necesita que ingresen divisas y, lo más importante, impedir que salgan con las importaciones de energía. Después de todo, el desarrollo de Vaca Muerta comenzó con el primer plan gas del exministro de Economía Axel Kicillof.

Aun resta saber qué ocurrirá con las tarifas de gas y electricidad, que todavía siguen siendo muy subsidiadas por el Estado. Fernández habló de “pesificar las tarifas”, una propuesta que causó también rechazo en un sector en el cual todos los insumos están dolarizados, ya que se importan los equipos y, por lo tanto, las inversiones deben hacerse en dólares.

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/vaca-muerta-la-produccion-gas-julio-fue-nid2285349

 

 

 

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Buscar oportunidades para la energía nuclear argentina

En su libro Ensayos en campera, el físico Jorge Sabato (primo del autor de Uno y el Universo) postuló como modelo de desarrollo un triángulo formado por el gobierno, el sector productivo y el sector científico. La potencia del triángulo radica en sólidas flechas de conexión que van y vuelven de cada vértice. Esta simple alegoría geométrica destila la esencia de un procedimiento de éxito tecnológico en el mundo desarrollado, y fue usada como guía de políticas en varios países de América Latina. En una Argentina que, con idas y vueltas, se está afianzando en ubicar la ciencia y la tecnología en el camino del progreso, es propicio debatir futuras encarnaciones del triángulo. En particular preguntarse: ¿Debe la Argentina incorporar nuevos reactores nucleares que producen energía eléctrica? La pregunta es compleja e invita a un análisis profundo de sus implicancias.

Pequeño es mejor

El gobierno actual y el precedente han fijado posiciones distintas en cuanto a la compra de reactores a China. Ambos gobiernos convergieron en el propósito de comprar un reactor llamado Hualong-1 (de propiedad intelectual china, cuyo combustible es uranio enriquecido), pero discreparon respecto a la compra de un reactor tipo Candu (por Canadian Deuterium Uranium, de diseño canadiense, con uranio natural como combustible), similar a la Central de Embalse, la segunda planta nuclear argentina, ubicada en Río Tercero (Córdoba). Una consideración detallada del actual mercado nuclear en el mundo, de sus costos, de la articulación de la energía nuclear con otras fuentes y de las capacidades tecnológicas argentinas, nos lleva a proponer una respuesta afirmativa pero diferente de las alternativas mencionadas: la Argentina, anticipándose a una futura tendencia mundial, debería focalizar agresivamente la inversión en el desarrollo, tanto para el mercado interno como para exportación, de los llamados “reactores modulares pequeños” (o “SMR”, por su sigla en inglés).

Por un abanico de motivos, la industria nuclear mundial está lejos de jugar un papel dominante en el nuevo mapa energético. La demanda de energía en el mundo creció un 4% en 2018, con más del 50% de ese incremento proveniente de fuentes renovables, principalmente solar y eólica, mientras que solo un 10% provino de fuentes nucleares. Si tal incremento fuera cubierto solamente por energía nuclear, y si las centrales se construyeran en el plazo típico de 6 años, se requerirían alrededor de 600 centrales nucleares en construcción, cuando en realidad, en este momento, hay solo 42 (la mayoría en Rusia, China e India).

La generación eléctrica está atravesando un profundo cambio. El costo de las energías renovables disminuyó entre el 10 y el 20 % por año en el último lustro, y a su vez -sobre todo con nuevos requerimientos de seguridad derivados del accidente de Fukushima en 2011- el costo de capital de las centrales nucleares aumentó sustancialmente en los últimos años, entre el 10 y el 17%.

Las fuentes renovables proveen energía de modo intermitente; tanto la energía solar como la eólica dependen del estado meteorológico y las represas requieren que los diques estén llenos. Por lo tanto, deben ser complementadas con fuentes que están disponibles (casi) siempre, como el petróleo, el gas o la energía nuclear. La complementación de energías renovables con la energía nuclear no resulta hoy económicamente competitiva frente a otras opciones, sobre todo en países con abundante provisión de gas, como será el caso de la Argentina con la explotación de Vaca Muerta. El consumidor argentino pagaría más por la energía eléctrica producida por un nuevo reactor de tipo Candu que por la producida por una combinación de fuentes renovables complementadas por centrales a gas. Y, más importante todavía en nuestra visión, no agregaría capacidad exportadora a la industria nacional, dado que no hay mercado en el mundo para este tipo de reactores. El mismo argumento, aunque con un sobreprecio algo menor, se aplica también a la energía que produciría un reactor Hualong-1.

Capacidad autónoma

En la actualidad, la producción mundial de energía nucleoeléctrica está sustentada en reactores llamados de Generación II (con una tecnología probada de los años 70), y un cierto número de reactores recientes de Generación III+, que incluyen mejoras en seguridad y eficiencia, pero que encuentran serias dificultades para encontrar un mercado. A su vez, desde hace muchos años el mundo nuclear viene apoyando una iniciativa conformada por 14 países, la Generation IV International Forum (GIF), para llevar diseños innovadores a un estado de madurez tecnológica. El objetivo inicial de GIF fue identificar tecnologías prometedoras para su desarrollo futuro, entre ellas los SMR, ensamblados en su fábrica, y llevados al sitio de emplazamiento en camión, tren o barcaza. Hay un consenso creciente en que la menor inversión de capital y de tiempo de construcción puede cambiar la ecuación económica, y llegar a hacer de los SMR una opción atractiva tanto para países en desarrollo, sin gran infraestructura energética en general, como para grandes países industrializados.

¿Debe, entonces, la Argentina invertir en energía nuclear? Sí, por diversos motivos: porque se trata de una energía limpia que atiende, como ninguna otra, a la necesidad de descarbonizar la atmósfera en consideración del cambio climático; porque, en contraposición a la percepción popular, muestra un récord de seguridad no igualado por ninguna otra tecnología (en contraparte, según la Organización Mundial de la Salud, hay 4 millones de muertes anuales atribuibles a la contaminación ambiental); porque las decisiones en materia nuclear son de primera importancia internacional dado su valor estratégico y su papel en la inserción del país en el mundo; porque, con sus altos estándares de calidad, actúa como factor multiplicador de las capacidades industriales del país, acrecentando su potencial exportador; porque, y tal vez este sea el motivo más importante, en el campo de los SMR, la Argentina cuenta con una ventaja competitiva: el reactor Carem (por Central Argentina de Elementos Modulares), de diseño nacional, con un prototipo actualmente en construcción, y con potencial exportador.

Si la Argentina quiere jugar un papel en la expansión del uso de la energía nuclear y el control del cambio climático, no lo conseguirá comprando un reactor Candu a un precio que, en comparación con la energía que produce, lo ha sacado del mercado mundial. Tampoco lo hará con un reactor Hualong-1 que, por ser el producto insignia de la industria nuclear china, concederá una limitada participación a la industria nacional en su construcción, y menor aún en la posibilidad de negocios de exportación. Se requiere formular un plan nuclear que apunte a desarrollar una capacidad autónoma de desarrollo, diseño, construcción y exportación de centrales nucleares competitivas en términos tecnológicos y económicos, esto es, apostar a crear un nuevo nicho de oportunidades, lo que también involucra los servicios de mantenimiento, provisión de combustible y tratamiento de residuos. Los SMR representan ese posible nicho de oportunidad para Argentina.

Desafío épico

Con 70 años de apoyo constante al desarrollo de la tecnología nuclear (la CNEA se fundó en 1950), la Argentina desarrolló una industria que está hoy madura y con capacidades suficientes para producir y exportar reactores SMR; para conseguirlo necesita orientar eficientemente la contribución de cada organismo público y privado hacia ese objetivo común, y establecer un liderazgo del conglomerado nuclear de sólido perfil técnico y fuerte soporte político.

¿Cómo será la Argentina en 20 o en 30 años? Nuestra aspiración es ver al país en un sendero de desarrollo tecnológico, y eso supone el debate sobre cómo generar riqueza a partir de fuentes de trabajo basadas en el conocimiento. El Estado debe invertir en nuevas tecnologías, aspirando a que la industria nacional desarrolle capacidad exportadora de productos que el mundo quiera comprar, expandiendo las oportunidades laborales a través de nuevos desafíos.

Es concebible que la energía nuclear recupere protagonismo en el mundo a través de una variante sustancialmente más barata y de construcción mucho más rápida que los grandes reactores actuales. La Argentina tiene allí una oportunidad. Es necesario poner a trabajar coordinadamente todos los recursos del sector público junto al complejo industrial privado que lo complementa, para tener un Carem de exportación en cinco años, si no se quiere perder la oportunidad de competir en el mercado internacional, donde hay alrededor de cincuenta proyectos alternativos en desarrollo. Este desafío requiere estrategias empresariales en la gestión y ejecución del proyecto, con metas muy exigentes; se trata de un esfuerzo épico, capaz de movilizar a toda la comunidad de cada vértice del triángulo hacia un objetivo trascendente, capaz de refutar la vigencia de la frase que Jorge Sabato escuchó de un taxista, y que usó de epígrafe para uno de sus ensayos: “Después de tanta mishiadura cuesta mucho pensar en cosas grandes”

 

 

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/opinion/buscar-oportunidades-para-la-energia-nuclear-argentinadebates-nid2284961

 

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El Gobierno otorgó permisos para la exploración de hidrocarburos en áreas “off-shore” del mar Argentino

EL Gobierno nacional otorgó a las empresas Shell Argentina y QP Oil and Gas un permiso de exploración con el objeto de realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos. Lo hizo en el marco del Concurso Público Internacional que había lanzado el año pasado para explorar las plataformas off shore o costas afuera. En la Argentina no hubo en los últimos 20 años inversiones petroleras importantes en las cuencas de la plataforma continental, argumentaron desde la Secretaría de Energía.

Pero la barcaza solo puede producir 500 mil toneladas métricas al año de GNL, en comparación con el comercio mundial cercano a 290 millones de toneladas métricas en 2017. Una terminal más grande que le da acceso a Argentina a los grandes importadores en Asia es clave para desbloquear la producción en Vaca Muerta, donde los perforadores enfrentan una baja demanda durante gran parte del año.Todavía no está claro si la instalación de GNL estaría en tierra o en alta mar, y dónde se construiría. Las opciones incluyen anclar varias unidades de licuefacción flotantes, como Tango, en una fila, similar al proyecto de Golar LNG Ltd. en Camerún, dijo Browne. En YPF, la llegada de un nuevo gobierno probablemente implicará cambios en la administración, y no está claro cuál será la situación política cuando los planes finales para la terminal estén listos en aproximadamente dos años. Sin embargo, se espera que Fernández siga apoyando el desarrollo de los campos de shale porque Argentina necesita desesperadamente dólares de exportación para apuntalar su moneda, el peso. “La terminal de GNL será una máquina para traer dólares”, dijo Sebastián Mocorrea, vicepresidente ejecutivo de asuntos corporativos de YPF. “Nadie en su sano juicio se entrometería con eso”

La resolución que fue publicada este jueves en el Boletín Oficial establece las áreas donde operarán las empresas Shell y Oil: denominadas CAN_109 y CAN_107 abarcan una superficie aproximada de 7.874 km² y 8.341 km² respectivamente.

De acuerdo al texto de la resolución “en caso que los permisionarios de exploración hubieran cumplido con la inversión y con las restantes obligaciones a su cargo podrá optar por un período de prórroga de cinco años”.

Durante el primer período de exploración las empresas deberán realizar 11.825 “unidades de trabajo comprometidas en su oferta, en el período de cuatro años” en el área CAN_109; y 1698 en el área CAN_107. Además tendrán el derecho de obtener una concesión de explotación de los hidrocarburos que descubran dentro del perímetro establecido, y los titulares de la concesión tendrán la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en esa área.

La Secretaría de Energía argumentó que la plataforma continental argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran subexplotadas, destacándose por la falta de información existente para su desarrollo. La resolución que lleva la firma del secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, definió este hecho como “un procedimiento idóneo a fin de canalizar las inversiones conducentes al hallazgo de hidrocarburos”.

El primero de octubre de 2018, la Secretaría de Gobierno de Energía convocó a Concurso Público Internacional para la adjudicación de permisos de exploración para la búsqueda de hidrocarburos en las áreas del “ámbito costa afuera nacional”.

En aquella oportunidad, el Gobierno justificó el decreto argumentando que en la Argentina no hubo en los últimos 20 años inversiones petroleras importantes en las cuencas de la plataforma continental, que se encuentran subexplotadas y con menos del 1% de su superficie concesionada. 

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Fuente: https://www.infobae.com/economia/2019/09/05/el-gobierno-otorgo-permisos-para-la-exploracion-de-hidrocarburos-en-areas-off-shore-del-mar-argentino/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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Jobet: “Para Chile es muy importante el gas argentino”

El cuarto encuentro bilateral entre representantes de Argentina y Chile por la reanudación de las exportaciones de gas natural, se realizó días atrás en el corazón mismo de la nueva producción del fluido, en Vaca Muerta.

Una comitiva formada por 17 empresas de generación eléctrica y de distribución de gas domiciliario de ese país participaron del encuentro junto al flamante ministro de Energía del vecino país, Juan Carlos Jobet, y el embajador Sergio Urrejola.

“El gas argentino puede ayudarnos mucho en muchos frentes energéticos en Chile como en la generación eléctrica, en el consumo domiciliario, en el sector industrial y en el transporte”, aseguró Jobet en diálogo con “Energía On”.

El ministro de Energía chileno se llevó una buena impresión de la recorrida que realizó por Loma Campana y de las presentaciones que realizaron las operadoras que participaron del encuentro. “Fue una muy buena visita, es muy impresionante lo que han conseguido. Fue una muy buena instancia público privada para conocer de primera mano lo que están haciendo que es muy positivo”.

El funcionario que también estuvo acompañado por su contraparte nacional, el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, indicó que “se ve el potencial enorme que hay, la inversión privada y el esfuerzo del gobierno nacional y el gobierno regional”.

Para Jobet Vaca Muerta “es un potencial gigantezco que para nosotros es muy importante porque el gas argentino puede ayudarnos mucho en muchos frentes energéticos”. Y en ese sentido remarcó que “tenemos que ir juntos contruyendo las condiciones para aprovechar en conjunto ese potencial”.

El principal objetivo de Chile es incrementar la participación del gas en su matriz energética dado que explicó que “tenemos todavía un 40% de la matriz de generación eléctrica en base a carbón y a pesar de que las energías renovables como el sol y el viento han ido aumentando, tenemos que buscar otras fórmulas de complementarlas y el gas es una muy buena opción”.

Sin embargo la relación entre Chile y la Argentina aún esta lejos de alcanzar los más de 22 millones de metros cúbicos por día que se supo exportar hace más de una década y que fueron interrumpidos de forma abrupta por Argentina cuando se perdió la autonomía energética.

“Somos dos países hermanos, vecinos, tenemos una relación muy profunda de mucho tiempo y hemos ido aumentando las importaciones. Ahora el gobierno promulgó un nuevo documento que nos permite ir importando más gas en firme y creo que eso va a ir creciendo cada día”, cerró Jobet sin decir tajantemente si se recuperó la confianza en el país.

Lopetegui explicó el tope para las exportaciones en firme

En números

30
son los contratos de exportación autorizados por Nación para que el gas argentino llegue a Chile.
40%
de la matriz de generación eléctrica del vecino país se realiza a partir del uso de carbón.

Y explicó a “Energía On” que “en este proceso de ganar nuevamente la confianza de Chile tenemos que ser cuidadosos y 10 millones de metros cúbicos por día es lo que podemos cumplir según las proyecciones de producción y desarrollo”.

El titular de Energía indicó que “Chile está interesado en comprar más gas pero veremos el próximo 5 de septiembre las propuestas de exportación en firme que presenten las petroleras y si hay más puede exportarse de forma interrumpible”.

 

 

Fuente: https://www.rionegro.com.ar/jobet-para-chile-es-muy-importante-el-gas-argentino-1089555/

 

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La Argentina sube al noveno lugar del ranking de países atractivos para invertir en energías renovables

La Argentina avanzó un escalón al subir del décimo al noveno lugar en el ranking de países más atractivos para la inversión y el desarrollo de energías renovables, de acuerdo al reporte anual que difundió hoy la consultora Ernst & Young.

La evaluación sobre los atractivos de mercado, explicó la consultora, se formulan en función de las tendencias globales que afectan las prioridades de inversión, y los desafíos y factores de éxito que se advierten en cada país.

De esta manera, el posicionamiento global de la industria lo encabezan China, Estados Unidos, Francia, India y Australia, entre los cinco mejor evaluados por la consultora, y les siguen Alemania, Japón, Reino Unido, la Argentina y Países Bajos.

Esta nueva edición del reporte significó la mejora de un puesto de la Argentina, como país atractivo para las inversiones en Energías Renovables, al desplazar al décimo lugar a Países Bajos.

La autora del indicador valoró “los factores que impulsan el atractivo del mercado en un mundo donde la energía renovable ha ido más allá de la descarbonización y la dependencia de los subsidios”.

Las preguntas que se planteó en el trabajo que determinó la mejora de la Argentina estuvieron referidas a indagar si existe una necesidad a largo plazo de suministro de energía adicional o de reemplazo y si la política está obstaculizando o ayudando la capacidad de explotar las oportunidades de energías renovables en un país.

También observó si se han implementado componentes esenciales para garantizar la entrega del proyecto, como contratos a largo plazo, infraestructura de red y disponibilidad de financiamiento, así como la diversidad de los recursos naturales, el historial, la cartera de proyectos y las tecnologías renovables.

También se evaluó la macroestabilidad y el clima de inversión que permiten o impiden la facilidad de hacer negocios en un país.

El reporte difundido hoy tuvo un cierre del trabajo de campo previo a las elecciones primarias en la Argentina.

 

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Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/la-argentina-sube-al-noveno-lugar-del-nid2282336

 

 

 

 

 

 

 

 

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Se oficializó la estatización de las deudas de las empresas prestadoras de gas

Mediante un comunicado del Boletín Oficial se dio a conocer que finalmente el Estado absorberá la deuda acumulada -entre el período de abril del 2018 a marzo del 2019- por parte de las distribuidoras de gas con las productoras, generada a raíz de las variaciones en el tipo de cambio.

 

 

La resolución 466/2019, publicada el 15 de agosto, establece que el Ente Regulador del Gas (Enargas) será el encargado de establecer el monto neto para que las empresas distribuidoras, con precios en pesos, y las productoras, con precios en dólares, no pierdan dinero por las devaluaciones producidas producto de la política cambiaria del gobierno.

Esta resolución se originó en octubre del año pasado cuando el entonces titular de la Secretaría de Energía, Javier Iguacel, defendió la decisión del macrismo de que los usuarios del servicio paguen un cobro extra retroactivo, en 24 cuotas, por el aumento del dólar.

Finalmente el gobierno dio marcha atrás con la decisión luego que Iguacel fuera denunciado penalmente por el fiscal federal Guillermo Marijuan que consideró que el funcionario se excedió en sus facultades constitucionales y decidió que el Estado se haga cargo este año del desfasaje que originó la devaluación en las tarifas.

Según Federico Bernal, director del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo, hay que recordar que en 2018 “el Enargas convalidó contratos de las distribuidoras con las productoras de gas en dólares, que debían pasar a los usuarios, facturados en pesos a precio dólar”.

“En diciembre de 2017, caducó la Ley de Emergencia Económica, razón por la cual el Enargas adquirió desde ese momento plenas funciones para regular y observar el precio al que las distribuidoras compraban el gas a las productoras a los efectos de proteger los derechos de los usuarios, evitando, en el marco del artículo 23 de la Ley del Gas, abuso de posición dominante y competencia desleal por parte de transportistas y distribuidoras”, concluyó Bernal.

Durante todo 2018 el peso argentino perdió más de la mitad de su valor producto de las devaluaciones que aumentaron el precio de la divisa estadounidense en un 110%. El incremento de los servicios durante el año pasado duplicó a la inflación general particularmente en el gas y la electricidad con aumentos tarifarios de un 78% y 47% respectivamente.

Pero la mayoría de las grandes empresas del sector de energía volvieron a recuperar ganancias luego de los tarifazos. De acuerdo a datos de los ejercicios que presentaron las empresas a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en el caso de la distribuidora Metrogas, durante 2018 el total de ventas aumentó un 65,4%, totalizando 32.719 millones de pesos.

En tanto que la española Naturgy Energy Group, que brinda servicios eléctricos y gasísticos en 30 partidos al Norte y al Oeste de la ciudad de Buenos Aires, tuvo una ganancia de 2.317 millones de pesos.

Por su parte las Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur (TGS) ganaron 3.721 millones y 11.415 millones, respectivamente. En 2017 en el caso de TGS había sido de 5.751 millones, casi la mitad.

 

 

 

Fuente: https://notasperiodismopopular.com.ar/2019/08/26/estatizacion-deudas-empresas-gas/

 

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¿Que esperar de los costos Energéticos con los resultados de las PASO?

En los próximos párrafos trataremos de explicar nuestra opinión sobre que pasará con los costos de energéticos para los consumidores de energía.

 

Gas Natural:

 

La mayoría de los usuarios SGP (servicio general P) y GU (grandes usuarios) compran la molécula de gas natural en dólares y no se vislumbran cambios en las condiciones de corto de plazo, ni intervención en el tipo de cambio.

 

¿Que pasa con el tipo de cambio de pago?

Si bien algunos usuarios recibieron la factura con el TC en 45 para el suministro del mes de Julio, el Tipo de cambio final corresponde al día anterior al pago. Entonces, en el próximo mes quien recibió una factura de gas natural a TC 45 y la pago luego de las PASO, el mes próximo recibirá una abultada diferencia de cambio, por la diferencia entre el día anterior al pago ej, 53 y el TC de la factura 45.

Para los próximos meses, si el tipo de cambio se mantiene, no encontrarán diferencias abultadas entre la fecha de pago y la factura.

 

Perspectivas de precios para 2020:

Dependiendo cuando su industria negoció el contrato de gas el año pasado vemos el siguiente impacto en reducción de costos.

Enero 2020 / Diciembre 2020: Si su industria renueva su contrato anual en Enero, las bajas esperadas de precio superan el 20% en dólares.

Mayo 2020 / Abril 2021 Para los compradores Mayo/ Abril, los precios se prevén similares al 2019-2020.

 

¿Que pasa con los costos de Peaje de Distribución de Gas?

Muy difícil de prever resulta esta cuestión, porque con las políticas anteriores, luego de la adaptación, se orientaba a aumentos que sigan la inflación. Hasta diciembre no vemos ningún tipo de aumento en los peajes de gas y la proyección para el 2020, es muy difícil de anticipar. Si el resultado de las PASO se mantiene,  nuestra visión es que todo el esfuerzo será para mantener los precios de mercado de gas libres, para fomentar Vaca Muerta, y el sector de trasmisión y distribución será parte del amortiguador. Por ende los aumentos estarán por debajo de la inflación y hasta existe la posibilidad que el estado nacional no autorice ningún tipo de suba en el 2020.

 

Energía Eléctrica:

 

¿Que pasa con la factura de CAMMESA?  

La factura del mes de Agosto, que llegará los primeros días de Septiembre, no tendrá el impacto total de la devaluación, por lo tanto si las empresas hacen la cuenta del costo en dólares tendrán una baja significativa de los costos, pero estos valores se ajustarán a los valores proyectados en dólares que todos conocen en los meses posteriores. Para el corto plazo no vemos cambios de fondo y costo medio anual se mantiene en 64/66 USD/MWh

 

¿Como cambiará el costo CAMMESA si se mantiene el resultado de las PASO?

Aquí potencialmente puede aparecer disminuciones en las remuneraciones al sector generador convencional térmico, sin perjuicio de las energías renovables, como medida para palear los costos del sector y fomentar la industria productiva. Esto puede llevar a costos, con los precios de gas vigentes, en el orden de 55/60 USD/MWh. Si tomamos el periodo 2010-2015, donde los costos de gas para el sector eran parecidos a los actuales, el precio monomico de la energía se ubicaba en 55 USD/MWh. Hoy el sector utiliza menos combustibles líquidos pero tiene que afrontar remuneraciones a generadores más altas, que han permitido el desarrollo del sector.

En resumen existe la posibilidad que el costo del MEM, baje en el orden de 10%, ubicándose en el rango de 55/60 USD/MWh.

 

¿Que pasa con las energías renovables?

Si bien, desde nuestra opinión creemos que los esfuerzos se concentrarán en bajar los costos de CAMMESA, las empresas tienen que recordar que el porcentaje de energía renovables que CAMMESA les brindará (en el orden del 11% para 2020), dependiendo de la potencia de la empresa, su costo será superior a los 74 USD/Mwh y por ende contratación de energía renovables a valores de mercado generan en un ahorro interesante para las industrias.

Creemos que este mercado tendrá un tratamiento similar a Vaca Muerta, donde se buscara mantener los incentivos vigentes para mantener el desarrollo del sector.

 

¿Que pasa con los costos de Peaje Energía Eléctrica?

A diferencia de los peajes de Gas, los peajes eléctricos, salvo para Edenor y Edesur, los entes provinciales tienen la potestad de modificar los cuadros tarifarios,  y por ende, dependiendo de cada caso en particular, se pueden prever ajustes en línea con la inflación. Para el caso de Edenor y Edesur, vemos un escenario parecido al peaje de Gas.

 

¿Que pasa con los GUDIS?

Los GUDIs poseen la particularidad de que abonan, tanto el electrón como el peaje, a la compañía distribuidora encontrándose su tarifa regulada (y pesificada) al igual que la tarifa de los usuarios residenciales. En caso de que, en linea con lo antes mencionado, el gobierno nacional no autorice futuros aumentos de energía eléctrica para 2020 conducirá a un desfasaje tarifario respecto de los GUMAs y GUMEs (como ya ha ocurrido en épocas pasadas).

 

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Después de 13 años, Argentina exportará gas a Chile con contratos no interrumpibles

El Gobierno argentino autorizó a las petroleras, después de al menos 13 años, aretomar las exportaciones de gas a Chile desde septiembre próximo, con contratosno interrumpibles, por un volumen de hasta de 10 millones de metros cúbicos pordía (MMm3/d), tal como suscribieron en julio los presidentes Mauricio Macri y Sebastián Piñera.

El anuncio se concretó mediante la disposición 167 de la Secretaría de Energía, lo que permitirá dar continuidad a las exportaciones iniciadas en octubre del año pasado y que durante el primer semestre de este año alcanzaron un promedio de 5.9 MMm3/d, sumando los envíos a Chile, Brasil y Uruguay.nuestra

La nueva modalidad de exportaciones de gas natural a Chile mediante contratos en firme -es decir sin interrupciones de suministro- fue uno de los puntos acordados en la Declaración Conjunta que los presidentes de ambos países firmaron a mediados de julio.

De esta manera, el Gobierno autoriza exportaciones de gas en firme a Chile para el período comprendido entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020, con un volumen máximo 10 millones m3/d.

El Gobierno destacó que con el incremento en la producción de gas natural en Vaca Muerta “se advierte que el país contará para el próximo período estival un excedente de producción pasible de ser exportado en condición firme”.

En abril de 2018, Chile y Argentina suscribieron un acuerdo de liberalización del comercio del gas, lo que “permitió reanudar las exportaciones en septiembre bajo la modalidad interrumpible tras la suspensión abrupta de los envíos en el 2007. Por el crecimiento de la producción, las exportaciones vienen creciendo sostenidamente”, reseñó la información oficial.

Desde septiembre, 10 empresas chilenas suscribieron más de 30 operaciones de compra del gas argentino que representaron cerca del 39% de las importaciones de gas del vecino país Chile.

Para ratificar la decisión del aumento de los envíos, el viernes el gobierno realizará un encuentro público-privado en Vaca Muerta con la participación de empresas y funcionarios vinculados al sector energético de la Argentina y Chile.

Los funcionarios visitarán el yacimiento de YPF, Loma Campana, y habrá un espacio para exposiciones y preguntas y respuestas, un encuentro que se dará en medio de la puja que empresas, gobiernos provinciales y la Nación mantienen en torno al congelamiento del precio del crudo y de los combustibles dispuesto como parte de un conjunto de medidas económicas.

Participarán el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez; el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y su par chileno, Juan Carlos Jobet; además de los embajadores Octavio Bordón y Sergio Urrejola.

Entre las empresas argentinas estarán presentes directivos de YPF, Chevron, CGC, ENAP, PAE, Pampa, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, TGN, TGS, Total y Winthersall DEA.

Por el sector privado chileno participarán Agesa, AGN, ENAP, Engie, Gasandes, Gasoducto del Pacífico Argentina, GasSur, GasValpo, Generadora Metropolitana, GNL Quintero, Methanex, Metrogas, Innergy, ENEL Generación Chile, AME, GNL Chile y Gasco Magallanes.

Las empresas locales interesadas en la exportación podrán presentar las solicitudes para obtener autorizaciones hasta el 6 de septiembre.

Las zonas de exportación previstas para la exportación en condición firme en el periodo serán el Noroeste, con un cupo de 1 MM m3/d a través de los gasoductos Norandino y Atacama; Centro-Oeste con 6,5 MMm3/d por GasAndes y Pacífico y Sur con 2,5 MMm3/d por el gasoducto Methanex.

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Fuente: https://www.iprofesional.com/economia/298393-macri-comercio-exportacion-Despues-de-13-anos-Argentina-exportara-gas-a-Chile

 

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El consumo de energía eléctrica cayó 4,6% interanual en julio

La consumo de energía eléctrica en todo el país cayó 4,6% interanual en julio, y sumó once meses consecutivos en baja, informó la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec).

La entidad señaló que continúa la tendencia recesiva de los últimos cuatro meses de 2018 y de los siete meses del presente año, que representa una fuerte caída global en el consumo de 6,6 por ciento.

La baja registrada en julio, según Fundelec, se generó pese a que el consumo del mes se ubicó entre los seis mejores registros de la historia en términos nominales.

Durante julio, la demanda neta total del Mercado Eléctrico mayorista (MEM) fue de 12.029,4 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2018, había sido de 12.603,9 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de 4,6 por ciento.

A contramano, se registró un importante crecimiento intermensual de carácter estacional, que llegó al 12,9%, respecto de junio de 2019.

Del consumo total de este mes, el 47% perteneció a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27% y el industrial 26%.

También, en comparación interanual, la demanda residencial descendió un -7,6%, mientras que la comercial bajó -0,4% y la industrial cayó un -2,5%, detalló Fundelec.

En cuanto al consumo por provincia, en julio, 24 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Catamarca (-44%)3, Jujuy (-19%), Tucumán (-11%), La Rioja (-11%), Santiago del Estero (-10%), San Juan (-9%), San Luis (-9%), Misiones (-6%), Córdoba (-6%), Salta (-6%), Chaco (-5%), Entre Ríos (-5%), Corrientes (-4%), La Pampa (-4%), Santa Cruz (-4%), EDELAP (-3%), Formosa (-3%), Chubut (-3%), Mendoza (-3%), Neuquén (-3%), EDEN (-3%), Santa Fe (-1%), entre otros.

En tanto, 2 empresas y una provincia registraron un ascenso: EDES (6%), EDEA (1%) y Río Negro (1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de jurisdicción nacional (Capital y Gran Buenos Aires, que totalizaron un descenso conjunto de 5%, los registros oficiales indicaron que Edenor tuvo un decrecimiento de -5,9%, mientras que en Edesur la demanda descendió un -3,8%.

La temperatura media de julio fue de 11.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 10.8 °C, y la histórica del mes es de 11.1 °C.

Por último, el informe reveló que la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda “sigue siendo baja”.

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fuente: https://www.infobae.com/economia/2019/08/22/el-consumo-de-energia-electrica-cayo-46-interanual-en-julio/}

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Según YPFB, el país tiene 900 TCF de gas no convencional

A YPFB no le inquieta que Argentina o Brasil aumenten su producción de gas natural. El presidente de la petrolera estatal, Óscar Barriga, reveló que el país tiene 900 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas no convencional y al menos 130 TCF de gas convencional que están a la espera de ser adjudicadas para su explotación en los próximos años.

“Identificamos nuevos prospectos exploratorios y lo único que debemos hacer es garantizar que las inversiones en exploración mantengan el ritmo, eso hace que el recurso natural se convierta en reservas y después en producción”, sostuvo Barriga.

Según el ejecutivo, el gas no convencional estaría en la zona denominada Chaco TAC, donde no se ha realizado todavía la perforación exploratoria. El otro prospecto exploratorio identificado está en la Cuenca Madre de Dios, entre los departamentos de Pando, Beni y La Paz.

“Ya están identificados y en los próximos meses, a través de convenios de estudio y posteriormente contratos de servicios petroleros, vamos a tener los primeros pozos en áreas que no son tradicionales”, afirmó Barriga.

 

 

Fuente: https://www.google.com/search?q=gas+argentina&tbm=nws&ei=eVZVXammKvK75OUP3MeM0AU&start=20&sa=N&ved=0ahUKEwjpxom29oTkAhXyHbkGHdwjA1o4ChDw0wMIYQ&biw=1920&bih=969&dpr=1

 

 

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Prevén posible incumplimiento de contratos de venta de gas con Argentina

La Gobernación tarijeña anunció que la caída del peso argentino podría afectar el acuerdo contractual de venta de gas.

En el caso de Bolivia, existe un contrato vigente con Argentina por la exportación de gas hasta finales del año 2020.

“Podríamos tener algún tipo de problema para el cumplimiento de lo que está estipulado en el contrato, primero con los volúmenes de exportación y segundo con el precio”, aseveró el secretario de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Freddy Castrillo.

El funcionario explicó que la preocupación acerca del contrato firmado con Argentina, se sitúa en torno a su ejecución.

El efecto económico repercutiría en los ingresos percibidos por Bolivia en materia de hidrocarburos, y a su vez, en el departamento de Tarija, tomando en cuenta que gran parte de los recursos que ingresan, provienen de la venta de este recurso natural.

El analista en hidrocarburos, Gabriel Gaite Úzqueda, afirmó que Argentina accedió al financiamiento de organismos internaciones para no sufrir una depresión económica de mayores proporciones.

“Ellos tienen unas buenas reserva, el Fondo Monetario Internacional (FMI) les otorgó un crédito de $us 50 mil millones, tienen un colchón económico”, aseguró

 

 

 

 

 

Fuente: https://www.elperiodico-digital.com/2019/08/15/preven-posible-incumplimiento-de-contratos-de-venta-de-gas-con-argentina/

 

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Energía eólica: cómo participar del mayor evento del país

Por segundo año consecutivo se realizará “Argentina Wind Power 2019”, el evento más grande del país referido a la energía eólica,  Global Wind Energy Council (GWEC) y la Cámara Eólica Argentina. La exposición y congreso se realizará el 4 y 5 de septiembre, en la Universidad Católica argentina, de 9 a 18.

El encuentro reunirá a desarrolladores, fabricantes, grandes consumidores, proveedores, inversores, autoridades gubernamentales y otras instituciones para discutir el desarrollo del enorme y rápido crecimiento de la industria eólica en la Argentina, una de las mayores fuentes de inversiones en este país durante los últimos años, además de haber sido la fuente de energía con crecimiento más grande en estos tiempos.

Ben Backwell, CEO de GWEC,  presidente de GWEC Latinamérica, comentó sobre esta nueva iniciativa que tienen junto al diario y CEA como socios. “La Argentina tiene uno de los mejores recursos de viento en el mundo y será fabuloso ver cómo ha producido ese crecimiento en los últimos años. Recibimos muy buena aceptación el año pasado y estamos seguros de que este año superaremos todas las expectativas”, agregó.

En encuentro apuntará a impulsar un mayor crecimiento de una industria que en la Argentina está siendo cada día más fuerte. Las personas interesadas podrán adquirir su entrada en argentinawindpower.lanacion.com.ar.

El sector empresariado local, representado por la CEA, también recibió de gran manera el nuevo encuentro. “Es un orgullo sumarse a la organización de una exposición de estas características”, dijo René Vaca Guzmán, flamante presidente de la entidad, que reemplazó en funciones a Alfredo Bernardi.

Argentina Wind Power contará con la presencia de las empresas más importantes del país. Entre las que confirmaron su participación figuran YPF Luz, Nordex Acciona, Vestas, Genneia, Enercon, Siemens Gamesa, PAE, DNV – GL, Hine Group, Megajoule, Bice, Wind End y Energías del Plata.

Asimismo, GWEC invitó a los interesados a presentar sus papers a través de la web del evento vinculados con los siguientes temas:

.Desarrollo de proyectos eólicos y prácticas de vanguardia: enfoque especial en temas EPC.

.Mejores prácticas de operación y mantenimiento y lecciones aprendidas: administración de Big Data y rendimiento de energía.

.Cadena de suministro: crecimiento e implementación territorial, retos logísticos y despliegue tecnológico.

.Diseño e innovación en proyectos eólicos e interacción entre I+D y OEM.

.Diseño y desarrollo de tecnologías híbridas eólicas, solares y otras.

.Actualización de códigos de grilla y rendimiento para la gestión del sistema eléctrico en la integración de fuentes de energía variables a gran escala.

.Impacto del refuerzo / expansión del sistema de transmisión y distribución como facilitador de una mayor capacidad instalada de energía renovable y minimización de la copia de seguridad convencional.

.Digitalización y grillas inteligentes.

.Análisis de los retornos socioeconómicos de las inversiones en energía eólica para la comunidad: ejemplos y estudios de caso.

 

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/energia-eolica-como-participar-del-mayor-evento-nid2274699

 

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El Gobierno adjudicó 38 nuevos proyectos de energías renovables en 12 provincias

El Gobierno adjudicó 38 nuevos proyectos de energías renovables, en el marco de la Ronda 3 del Programa RenovAr. “Estos proyectos representan inversiones por más de USD 368 millones y generarán aproximadamente más de 1.000 nuevos empleos entre la construcción y operación y mantenimiento. En total, la Ronda 3 generará energía eléctrica para abastecer a 250.000 hogares“, detallaron desde la secretaría de Energía.

Los nuevos proyectos se ubicarán en las provincias de Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Córdoba, Formosa, La Pampa, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Santa Cruz y Santa Fe.

En total, se adjudicaron 10 proyectos de tecnología eólica por 128,7 MW de potencia, 13 proyectos de tecnología solar fotovoltaica por 96,75 MW de potencia, dos proyectos de biomasa por 8,5 MW, seis proyectos de biogás por 12,75 MW, un proyecto de biogás de relleno sanitario por 5 MW y seis proyectos de pequeños aprovechamiento hidroeléctricos por 7,38 MW. Los resultados serán publicados durante los próximos días en el Boletín Oficial.

“Los proyectos se instalarán en las proximidades de los puntos de consumo y colaborando con la diversificación de la matriz energética”

“La Ronda 3 de RenovAr incorpora proyectos de pequeña escala distribuidos en todo el país, contribuyendo a una generación de energía eléctrica descentralizada y más federal, evitando pérdidas en el transporte de energía debido a que los proyectos se instalarán en las proximidades de los puntos de consumo y colaborando con la diversificación de la matriz energética”, explicaron desde la secretaría.

Actualmente, hay unos 148 proyectos de energías renovables en desarrollo, entre aquellos que ya han ingresado en operación comercial y los que están en plena construcción. En tanto, 47 proyectos ya iniciaron su operación comercial, por 1.440 MW de potencia instalada y USD 2.136 millones de inversión, que generan energía eléctrica para abastecer a 850.000.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2019/08/05/el-gobierno-adjudico-38-nuevos-proyectos-de-energias-renovables-en-12-provincias/

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Se licita el nuevo gasoducto de Vaca Muerta con el que el Gobierno busca terminar con la importación de gas

Mañana se publicará en el Boletín Oficial el llamado a licitación del primer tramo del nuevo gasoducto que saldrá de Vaca Muerta con el que, según fuentes del Gobierno, el país logrará dejar de importas gas.

Ya se conoce al tendido como TGC, por Transportadora Gas del Centro, y los interesados tendrán tiempo para presentar sus propuestas hasta 20 de septiembre. El ganador se conocerá en octubre.

El primer tramo, desde Neuquén hasta la localidad bonaerense de Salliqueló, tendrá un costo de USD 800 millones. El total de la obra, hasta San Nicolás, tendrá un valor estimado de USD 2.000 millones.

Según fuentes oficiales, el objetivo es que la construcción de la primera etapa del gasoducto esté completa para en el invierno de 2021, lo que permitirá reemplazar Gas Natural Licuado (GNL) —que aún ingresa por el puerto de Escobar— por producción doméstica por unos USD 240 millones anuales.

“Entre 2006 y 2013 la Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de USD 6.100 millones a un déficit de USD 6.900 millones (una oscilación de USD 13.000 millones). El año pasado, el rojo fue de USD 2.300 millones, y este año se espera estar cerca del equilibrio. De hecho, el primer semestre la balanza comercial fue negativa en sólo USD 126 millones cuando los primeros 6 meses del 2018 el déficit superó los USD 1.000 millones”, detallaron desde Hacienda.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/finanzas-y-negocios/2019/07/30/se-licita-el-nuevo-gasoducto-de-vaca-muerta-con-el-que-el-gobierno-busca-terminar-con-la-importacion-de-gas/

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YPF avanza en un acuerdo con Excelerate para chartear un buque metanero que exportará el gas licuado por la barcaza Tango

YPF selló un acuerdo preliminar con la compañía Excelerate Energy para la contratación de un buque metanero, que transportará el GNL producido en la barcaza flotante Tango FLNG ubicada en el pureto de Bahía Blanca, hacia los mercados de gas natural globales.

“Ambas partes se han comprometido a hacer efectivo el acuerdo durante los próximos días, con el propósito de iniciar las operaciones durante la primera semana de septiembre”, indicó YPF a través de un comunicado.

Exportación de excedentes

“Seguimos avanzando en nuestra vocación de agregar valor al gas argentino y exportar los excedentes en meses de bajo consumo local, para aprovechar a pleno el potencial productor y exportador de gas argentino”, explicó Marcos Browne, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF.

Por su parte, Gabriela Aguilar, gerente general de Excelerate en la Argentina agregó que “es un hito para nosotros colaborar con YPF en esta actividad, aportando todo nuestro know-how en el transporte de gas argentino al mundo”.

En el muelle de Mega

El gas, proveniente principalmente de Vaca Muerta, será procesado por la unidad Tango FLNG en el puerto de Mega en Bahía Blanca y de ahí será trasladado en este buque metanero de bandera belga, con una capacidad de almacenamiento de 138.000 metros cúbicos de GNL.

La carga del producto de YPF al metanero se realizará a través de una operación que durará aproximadamente 45 días.

“El buque proporcionado por Excelerate tiene probada experiencia en las principales terminales de GNL internacionales, y como parte de este acuerdo, estará al servicio de YPF hasta el mes de mayo de 2020. Será uno de los dos buques que YPF dispondrá para transportar el GNL argentino al mundo”, agregó la compañía.

YPF comisionó su primera carga en el mes de mayo, marcando un hito histórico, al constituirse como la primera empresa argentina en exportar GNL en la historia.

 

 

Fuente: https://tradenews.com.ar/ypf-avanza-en-un-acuerdo-con-excelerate-para-chartear-un-buque-metanero-que-exportara-el-gas-licuado-por-la-barcaza-tango/

 

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La producción de gas y petróleo en Argentina registró récord en mayo

“Por el crecimiento de Vaca Muerta, la producción de petróleo y gas fue récord en mayo”, informó el Ministerio de Hacienda en un comunicado.

La producción de gas en el cuarto mes del año fue la más alta desde julio de 2009, mientras que la de petróleo crece de manera ininterrumpida desde hace quince meses.

Gracias a estos picos de producción, la balanza comercial de Argentina tuvo superávit durante todos los meses de este 2019.Entre 2006 y 2013. Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de 6.100 millones de dólares a un déficit de 6.900 millones, señaló la actual gestión.

El año pasado, en cambio, el déficit fue de 2.300 millones de dólares, mientras que en el transcurso de este 2019 se aspira a lograr el equilibrio en la balanza.

El aumento de la producción se observa a partir de la cantidad de fracturas realizadas en las explotaciones no convencionales, que son un indicador de la producción futura.

Estas fracturas pasaron de 100 fracturas mensuales en 2015 a 544 por mes en lo que va de 2019, detalló el Ejecutivo de Mauricio Macri.

La explotación de Vaca Muerta constituye la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo.

 

Fuente: La explotación de Vaca Muerta constituye la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo.

 

 

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La llave del desarrollo argentino

Vaca Muerta es hoy una política de Estado de la Argentina. Y eso es un logro de muchos, no tan solo de los que confiamos en este proyecto desde el primer minuto, allá por 2007, sino también de aquellos que se han ido sumando, aun habiendo sido opositores en el comienzo.

Vaca Muerta es un proyecto que diseñó e impulsó Neuquén, una provincia gobernada por un partido provincial. Fue acompañado por un gobierno nacional de un signo político y continuó siendo apoyado por otro gobierno nacional de un signo político distinto.
Los resultados están a la vista. Vaca Muerta comienza a convertirse en una de las herramientas para la generación de divisas, para resolver el “talón de Aquiles” de nuestra economía nacional, que subyace en los constantes ciclos de crecimiento y crisis que abruman a nuestro país.

Actualmente se producen cerca de 85.000 barriles diarios de petróleo no convencional y nuestro objetivo es llegar a 500.000 barriles diarios en 5 años. Este invierno nos acercaremos al récord histórico en producción de gas natural. Ya somos exportadores, abasteciendo el 40 por ciento de la demanda chilena. Y en los próximos meses seremos exportadores regulares de petróleo liviano.

Entre este año y el próximo se van a exportar desde Vaca Muerta petróleo y gas por más de US$2100 millones. Este año, entre las inversiones extranjeras directas, las exportaciones, las sustituciones de importaciones energéticas y la disminución de los subsidios, Vaca Muerta va a generar US$10.000 millones en divisas. Esa cifra crecerá año a año.
La Nación -vía impuestos y derechos de exportación-, la provincia del Neuquén -a través de las regalías e impuestos provinciales- y las demás provincias argentinas -por medio de la coparticipación federal de impuestos- ya perciben una nueva renta, que es de más del 50% de la facturación bruta del gas y del petróleo de Vaca Muerta, para ser invertidos en educación, salud, seguridad y obras públicas. Hoy Vaca Muerta ya está caminando, pero necesitamos que vaya más rápido y para eso aún nos quedan tareas por delante.

Cuando una operadora decide invertir en Vaca Muerta, lo hace luego de haber comparado la rentabilidad que le va a brindar esa inversión respecto de otras cuencas. Con esa finalidad se evalúan los costos, la productividad de los pozos, los riesgos, la seguridad jurídica. La posibilidad de acelerar el desarrollo de Vaca Muerta depende de la capacidad que tengamos de atraer nuevos inversores que aporten capital para invertir, y para eso es imprescindible que les abramos las puertas y brindemos estabilidad jurídica y económica, que bajemos el costo de este capital disminuyendo el riesgo de invertir en la Argentina. Una ley nacional que brinde estas seguridades se hace imprescindible.

Debemos seguir trabajando para lograr una mejora permanente en la productividad y ampliar la demanda llegando a nuevos mercados. Es imprescindible en el corto plazo continuar ganando mercados regionales para nuestro gas y, en el mediano plazo, construir plantas de LNG que nos permitan abastecer a mercados lejanos como China, sudeste asiático y la India.
El desarrollo de Vaca Muerta requiere de fuertes inversiones en materia de infraestructura vinculada a la logística (vial, ferroviaria) y social (viviendas, escuelas, hospitales), para atender la fuerte afluencia de migrantes que estamos viviendo en Neuquén. Es imposible que esto pueda hacerlo por sí solo el Estado provincial con su presupuesto. Es necesario el concurso del Estado nacional y de inversores privados.
El cuidado del medio ambiente es irrenunciable para la provincia del Neuquén. Esto, junto con el desarrollo de una cadena regional de proveedores y la consigna de ganar -ganar para el Estado nacional, el provincial, los municipios, los trabajadores y las empresas-, son las llaves del éxito de este proyecto de desarrollo. Haber conseguido que Vaca Muerta sea posible y rentable en la Argentina es prácticamente un milagro. Hace diez años en Neuquén no había un solo pozo shale. Hoy estamos frente a una potencial revolución energética, fundamental para cambiar nuestra historia. Pero también tenemos nuevos sueños: industrializar en origen nuestro gas y petróleo y potenciar las inversiones en energías limpias. El desarrollo de Vaca Muerta no tiene un límite y es irreversible, pero es fundamental la voluntad que tengamos como sociedad, sin distinción de banderías políticas, de llevarlo adelante. No podemos permitirnos fracasar.
Fuente: https://www.lanacion.com.ar/opinion/columnistas/la-llave-del-desarrollo-argentino-nid2269887
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Argentina y su mercado eólico ascienden en el ranking mundial

La energía eólica se ha consolidado como una de las principales fuentes de energía en Argentina durante los últimos tres años, siendo considerado un prometedor mercado por contar con uno de los mejores recursos eólicos a nivel mundial.

Resultados publicados en el informe de Policy Pulse realizado por el Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC, siglas en inglés) además de arrojar esos resultados, menciona los obstáculos macroeconómicos y políticos existentes en el sector eólico, además de las medidas requeridas para el desbloqueo de mayor potencia de energía eólica.

La consolidación del mercado eólico en Argentina ha sido un éxito a pesar de la instalación de aerogeneradores llevada adelante por Nordex, Vestas y Siemens Gamesa los cuales han resultados ser verdaderos desafíos macroeconómicos.

Las proyecciones son tan favorables para el mercado eólico que Buenos Aires será sede del 4 al 5 de septiembre del Argentina Wind Power, evento organizado por el Grupo La Nación, la Cámara eólica Argentina, y GWEC. En el cual durante exposiciones y conferencias se obtendrá un mayor conocimiento del mercado y se establecerán oportunidades para redes de alto nivel que permitan que el mercado eólico ascienda al siguiente nivel en Argentina.

En el informe de GWEC también se hace referencia a la red de las energías renovables y los cuellos de botella que se han presentado, lo que será la subasta de RenovAr 4, uso del marco MATER para PPA corporativos y autoabastecimiento, sin dejar de lado las percepciones de riesgo existentes por la volatilidad macroeconómica de Argentina y su relación con las elecciones de octubre de este año.

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Fuente:

https://www.worldenergytrade.com/index.php/m-news-alternative-energy/99-news-energia-eolica/3770-argentina-y-su-mercado-eolico-ascienden-en-el-ranking-mundial

 

 

 

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En Argentina entra en operación el parque eólico Pomona I

Buenos Aires, julio de 2019. El Parque Eólico Pomona I, de 100 MW, recibió recientemente la habilitación comercial por parte de CAMMESA para entrar en operación. El proyecto fue adjudicado a Genneia en la ronda 1.5 del programa Renovar.

Ubicado al noreste de la provincia de Río Negro, cuenta con 26 aerogeneradores Nordex, dispuestos en un predio de 1.365 hectáreas. Es el primer parque rionegrino de Genneia y demandó una inversión de más de 135 millones de dólares. La obra se ejecutó en 14 meses (dos meses antes de lo previsto) y empleó a 300 trabajadores.

En este mismo terreno, en las próximas semanas, comenzará a generar energía el Parque Eólico Pomona II. El Parque en su totalidad (I y II) generará 401.000 MWh al año, equivalentes al consumo de 135.000 hogares, y evitará la emanación de 275.000 tn de CO2 a la atmósfera.

Genneia es una compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables, que supera el horizonte de los 1000 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina y que está a la vanguardia en energía renovable. Pomona se suma a los parques de Chubut Norte (28 MW), Madryn (70 MW), Villalonga (55 MW), Rawson (109 MW) y Trelew (51 MW), con los cuales la compañía alcanza los 413 MW de generación eólica y los 500 de energía renovable, al sumar los parques solares Ullum 1, 2 y 3 (82 MW) en la provincia de San Juan.

 

Fuente:    https://www.worldenergytrade.com/index.php/m-news-alternative-energy/99-news-energia-eolica/3761-en-argentina-entra-en-operacion-el-parque-eolico-pomona-i

 

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Gas natural vehicular tiene una segunda oportunidad en Argentina

Desde hace tres años que la mirada prospectiva del mercado de gas natural argentino dejó de atender a un problema de oferta para pasar a poner atención a la demanda. Con un parque de generación en transición hacia las energías renovables y una actividad industrial y comercial en baja, el mercado argentino de gas ha pedido músculo y ha quedado en estado anoréxico, atando su evolución a la demanda residencial, caprichosa y altamente estacional. Estas lecturas potencian el rol exportador de Vaca Muerta.

No obstante, Argentina es reconocida desde hace mucho como uno los países con mayor desarrollo del gas natural vehicular, en particular por el sistema de gas natural comprimido (GNC), experiencia que nació hace más de 35 años y es solo comparable con la de algunos países árabes con enormes depósitos de gas. Poder exportar tecnología y empleo, en lugar de solo recursos primarios, es y será otro desafío para Vaca Muerta.

En particular, además de fomentar un desarrollo ya maduro, resalto otras ventajas del gas natural vehicular para Argentina:

1) El gas natural resulta más rentable en relación con otros combustibles líquidos. Según datos disponibles hasta junio (US$13,55 por millón de BTU), el GNC es mucho más económico que las gasolinas súper y premium, y que el diésel y diésel euro en 53%, 59%, 44% y 57%, respectivamente.

2) Un desplazamiento del consumo de líquidos en el transporte representaría una mejora en la balanza comercial, pues sustituiría importaciones de combustibles líquidos. Recordemos que la importación de diésel sigue creciendo para atender las necesidades de los sectores de transporte y del agro. (El crecimiento anual acumulado a mayo llega a 2,3 millones de metros cúbicos (Mm3) en un contexto donde los precios de los combustibles van al alza, lo cual implica recortes a las ganancias en la balanza comercial por las menores importaciones de gas natural).

3) El GNC representa una demanda estable, sin estacionalidad. Los 7Mm3/d de consumo promedio de gas en el transporte apenas se ven alterados en los recesos vacacionales o en feriados. Esto lo diferencia del diésel, que cuenta con una marcada estacionalidad en tiempos de siembra y cosecha.

4) El capítulo ambiental está presente vía beneficios por menores emisiones de contaminantes y ruidos. Las garantías del gas natural no están presentes en la combustión de ningún líquido.

5) Argentina cuenta con una industria desarrollada a nivel nacional, con una historia amplia que destaca entre muchas otras naciones. La expansión de nuestra capacidad de producción de cilindros, compresores, válvulas, etc., es funcional a una estrategia de desarrollo. Según datos actualizados del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargás), circulan en el país 1,65 millones de vehículos propulsados por este hidrocarburo. El rol pionero de Argentina en el transporte vehicular con gas natural no pudo ser aprovechado como eje exportador en todo su potencial; ahora contamos con una segunda oportunidad.

6) Se cuenta con una amplia infraestructura de estaciones de carga, con 2.019 estaciones en 20 de 23 provincias. Solo parte de la Patagonia (por su extensión) y el noroeste del país (donde no hay gasoducto) carecen de GNC.

Afortunadamente, Enargás dictó este año un avance importante al reglamentar el uso de gas en vehículos y agregar al transporte de carga y de pasajeros la tecnología para emplear gas natural licuado (GNL). La resolución 42/19 y la NAG 451 son las bases para el fomento de gas en el transporte vehicular.

En 1983, la Secretaría de Energía de la Nación, junto con la Asociación del Gas Argentino (AGA), decidió fomentar el uso del gas como combustible alternativo para la propulsión de automotores. Para ello, se estableció el Plan de Sustitución de Combustibles Líquidos por GNC: el 21 de diciembre de 1984, en Buenos Aires, se inauguraron las dos primeras estaciones de carga, una de Gas del Estado y la otra de YPF. Estas llegaron a abastecer por ese entonces a unos 300 taxis. En adelante, la conversión de vehículos a GNC se mantuvo limitada a los vehículos particulares, un mercado acotado que promedia unas 5.000 conversiones por mes hasta la actualidad. Es decir, se evidenció un desarrollo temprano de una nueva industria, pero la ausencia del transporte de pasajeros y transporte de carga obstaculizó el desarrollo en los niveles que sí se observaron en países hoy desarrollados en la materia. Es por eso que ahora todo puede cambiar.

Recordemos que, ya que el 95% de la logística de mercancías en el país se realiza por carreteras con equipos pesados, una autonomía de 1.000km y la posibilidad de utilizar camiones de hasta 410HP le otorgan al GNL un potencial de crecimiento enorme. Una tecnología con un costo que se ubica un 20% por ciento por encima de lo que sería la alternativa a motores diésel, pero que, en términos de combustible, ahorra entre 30% y 50%, lo cual implica una acelerada tasa de repago del diferencial en la unidad.

Por otra parte, en Argentina está vigente la norma Euro 5 para camiones y ya debería pensarse en la obligatoriedad de la Euro 6, que se aplica en Europa. En este sentido, los camiones que se mueven con GNL cumplen esa exigencia sin inconvenientes. El desarrollo de este tipo de vehículos constituye una tendencia global en lo que respecta al uso de combustibles y una transición de la matriz secundaria hacia patrones de uso menos contaminantes y más eficaces.

Luego de que el gobierno decretara una reducción de impuestos a las importaciones de vehículos pesados convertidos de origen a GNC, GNL y biogás, de 35% a 5% según los casos, se podrán dar las condiciones para ampliar el mercado interno de gas natural vehicular. Y tal vez, como concluye un estudio del Enargás, si se alínean todos los factores, el salto en la utilización de gas para el destino transporte podría ser exponencial: de 7Mm3/d pasaría a 36,9Mm3/d  en 2025 (los mayores saltos en el consumo se verificarían en la demanda de autos particulares, del transporte público de pasajeros, de camiones livianos y de transporte de cargas).

Resulta lógico pensar en un catch-up tecnológico que se dé vía importación en esta primera etapa, lo que podrá fomentar un camino hacia una matriz más sustentable, pero sobre todo deberá sentar las bases de una fortalecida industria que debió ajustar su escala y oportunidad con las reformas de 1983 y que ahora podrá volcarse a un mercado interno mucho mayor, donde el transporte urbano e interurbano de carga y pasajeros catalizarán el cambio.

A fin de cuentas, se trata de exportar no solo gas natural, sino tecnología, el tipo de tecnología que registrará un crecimiento en los próximos años. Acompañar este proceso deberá ser una estrategia por seguir, evitando caer en medidas dictadas “de oficio” que cercenen la viabilidad de uno de los pocos motores que le quedan a la Argentina para su despegue definitivo.

 

fuente: https://www.bnamericas.com/es/opinion/gas-natural-vehicular-tiene-una-segunda-oportunidad-en-argentina

 

 

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Energías renovables: cuánto y cómo se produce hoy en la Argentina y cuál es el potencial

El despegue de las energías renovables en la Argentina se puede describir con algunas cifras: 206 son los proyectos adjudicados desde 2016; 6130,9 son los MW que generarán esos emprendimientos; 4,7 millones serán los hogares abastecidos; 7237 son los millones de dólares que llegaron como inversión al sector, y 9200 son los puestos de trabajo relacionados con la actividad. En los últimos tres años el país se posicionó como uno de los diez destinos más atractivos para invertir en la “ola verde”.

A esta altura de 2019, la participación de las energías renovables en la provisión de la demanda de electricidad nacional llega a 4,8% y, si bien el avance de ese índice se aceleró en los últimos tiempos, aún se está lejos del 12% de participación que la ley 27.191 fijó como meta a cumplir al último día de este año: se estima que para entonces se llegará a 8%.
La legislación estableció también el objetivo de 20% para 2025. Y pese a la distancia del dato actual con ese objetivo, se considera que hubo en los últimos años un gran salto: basta observar que entre 2002 y 2012 el porcentaje se había mantenido estancado en apenas 0,5% de la demanda eléctrica

Sebastián Kind, subsecretario de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Nación, sostiene que la decisión de que el tema sea política de Estado llevó a elaborar “un marco regulatorio sólido, respaldado por un sistema innovador e inédito de garantías que probó otorgar certidumbre y previsibilidad, algo indispensable para desarrollar sectores de alta intensidad de capital y largos períodos de repago”.

Kind, designado en su actual cargo en diciembre de 2015, por el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, redactó para el senador Marcelo Guinle el texto del proyecto de lo que hoy es la ley 27.191, publicada en el Boletín Oficial el 15 de octubre de 2015 y que fue la base para la revolución verde.
Juan Bosch, especialista en energías renovables y presidente de Saesa, empresa que comercializa gas y energía, confirma que se progresó mucho en los últimos años. “Es una buena época para hacer un balance de lo que se propuso a comienzos de 2016. Se arrancó desde muy abajo, con 180 MW instalados, mientras que Uruguay tenía 1000 y Brasil, 7000, pero hoy estamos mucho mejor”, destaca el experto.
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Reglas inteligentes para el futuro energético

Un reciente documento de exsecretarios de Energía ha vuelto a reclamar un marco de políticas adecuadas para un sector que es esencial para la producción y el bienestar de los ciudadanos. El trabajo elaborado actualiza los realizados anteriormente por el mismo grupo con el título “Consensos energéticos”. Tiene la virtud de haber unificado las opiniones de profesionales que actuaron en gobiernos de distintos signo político. Esto no ha sido un hecho común en la Argentina y, por lo tanto, merece la atención y consideración de quienes tienen la responsabilidad de definir las políticas del sector.

Una primera prevención es que las políticas aplicadas en el sector energético requieren, para ser exitosas, que se normalice la macroeconomía y se consoliden las relaciones internacionales, creando condiciones apropiadas de inversión. En rigor esta condición es válida para todas las áreas del espectro económico. La pérdida de los equilibrios macroeconómicos fue justamente lo que hizo fracasar el bien elaborado marco de funcionamiento del sector eléctrico, diseñado en los noventa por el entonces secretario de Energía Carlos Bastos.

También se considera la finalización de la actualización de las tarifas de electricidad y gas como condición previa a la implementación de reglas perdurables. Como premisa general, los precios deberán cubrir los costos de los servicios en condiciones de calidad y eficiencia. Si hubiera la necesidad de atender alguna situación social, el subsidio correspondiente deberá estar focalizado en el caso específico. La actividad petrolera no debiera recibir subsidios de ningún tipo. Los actualmente aplicados al gas de Vaca Muerta a través de un precio sostén deben respetarse como un rasgo de seguridad jurídica, pero de ninguna manera sostenerlos más allá del período establecido por la ley que los creó. Luego de normalizada la estructura de precios, los mercados de electricidad y gas deberán retornar a sistemas transparentes y competitivos como los vigentes hasta la crisis devaluatoria de comienzos de 2002.

El documento de los exsecretarios de Energía reconoce la importancia de desarrollar la producción no convencional de hidrocarburos y sobre esa base impulsar las exportaciones. Se plantean objetivos como el de la eficiencia energética referido al uso racional, a la necesidad de un planeamiento estr atégico que, entre otros objetivos, apunte a la diversificación de las fuentes de generación y al respeto por las normas ambientales. Es importante que el Gobierno tenga en cuenta este importante documento, así como los producidos por otros centros de investigación independientes y de alto nivel científico. Por ejemplo, los trabajos producidos por el Instituto de la Energía de la Academia Nacional de Ingeniería.

Está aceptado en general que, respetando principios de eficiencia y rentabilidad, las políticas energéticas del futuro se orientarán prioritariamente hacia las energías renovables no contaminantes. Deberán de algún modo responder a los acuerdos internacionales sobre la limitación de las emisiones de CO2 dentro de la problemática del calentamiento global. Por lo tanto, no parece tener sentido dejar bajo tierra una riqueza hidrocarburífera que pueda en algún futuro dejar de serlo. El gas deberá exportarse, tanto por las tuberías ya existentes hacia Chile como en la forma de gas natural licuado en barcos especializados. Será necesario construir una planta de licuefacción con una inversión del orden de 3500 millones de dólares.
La construcción de nuevas centrales nucleares constituye un tema de la mayor importancia. Sus claras desventajas económicas respecto de otras alternativas de generación deben cotejarse con los objetivos de desarrollar tecnologías aplicables a otros usos. También deben evaluarse su conveniencia y, en todo caso, la seguridad de la localización de la cuarta central incorporada al programa de obras con aporte financiero y técnico de China. La introducción de criterios económicos es imprescindible en la priorización de todo tipo de proyectos, más allá de la disposición de financiamientos orientados. Vale esto también para las presas hidroeléctricas del río Santa Cruz, que no eran prioritarias, pero ya están en plena construcción.

En resumen, lasimportantísimas  inversiones en el área energética deben contar con una orientación que permita obtener de ellas el máximo rendimiento en el marco del respeto a estándares ambientales y a objetivos estratégicos de largo plazo.

 

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Los hechos que llevaron al apagón más grande de la historia argentina

Tres culpables identificó Gustavo Lopetegui como responsables del apagón ocurrido el domingo 16, en el Día del Padre, que dejó sin luz a casi toda la Argentina y a Uruguay. Según el secretario de Energía, que habló hoy a la mañana en el Senado, el accidente fue producto de una serie de fallas, que comenzaron con un cortocircuito en una línea de transmisión, y que después se trasladó al resto del sistema argentino de interconexión (SADI), porque los sistemas de protección de la demanda, que es responsabilidad de las distribuidoras y de grandes usuarios, y de la oferta, a cargo de las generadoras, no actuaron como debían.

En primer lugar, dijo Lopetegui, hubo un error operativo de la empresa Transener, que está a cargo del transporte de energía de alta tensión. La compañía, que es controlada por el Gobierno, a través de Ieasa (ex-Enarsa) y por Pampa Energía, había pedido autorización para sacar de funcionamiento la línea que conecta Colonia Elía (Entre Ríos) y Campana, para hacer reparaciones sobre la torre 412, que estaba en riesgo de colapso por su proximidad a la orilla del río Paraná Guazú.

Con esta línea “desenganchada”, el transporte de energía, que conecta la electricidad generada en el noroeste del país con la demanda de Buenos Aires, seguía funcionando con la línea paralela que conecta Colonia Elía y Belgrano. Al mismo tiempo, Transener sumó un “bypass”, que une las dos líneas para seguir trayendo la misma cantidad de electricidad de las centrales Yacyretá, Salto Grande y Garabí, de Brasil.

Según dijo Lopetegui, la línea no estaba sobrecargada. “Nunca operó con niveles de energía por encima de sus parámetros de seguridad, que eran 2100 amperes”, aclaró, y de esta forma le quitó responsabilidad a Cammesa, la empresa con control estatal que decide los despachos de energía.
Sin embargo, indicó que “hay un claro responsable primario”, en referencia a Transener. “Cuando el domingo a las 7.06 con 24 segundos se produjo un cortocircuito en la línea que seguía en servicio entre Colonia Elía y Belgrano, tendría que haber funcionado la desconexión automática de generación (DAG), mandando una señal hacia el norte para que baje parcialmente la oferta de energía. Pero esa señal no existió, porque cuando Transener construyó el bypass y cambió la arquitectura del sistema, tendría que haber reprogramado los parámetros de la DAG. No lo hizo, y el sistema seguía pensando que tenía dos líneas de transmisión alimentándolo”, explicó Lopetegui.

El secretario de Energía indicó que el problema comenzó “por un error operativo de la empresa de transporte, que no se ciñó al protocolo establecido de reprogramar la DAG”. La empresa transportista aceptó que se trató de una falla propia: “Dado el cambio de la configuración, a raíz del bypass, el sistema automático de protección y control, denominado DAG, no se adecuó correctamente y no reconoció las señales emitidas por los sistemas de protección”, dijeron en Transener, tras un comunicado.

La falla se debió haber encapsulado en esa zona del litoral, pero otra serie de responsabilidades generaron que todo el sistema argentino se cayera. En este caso, Lopetegui culpó a las empresas distribuidoras y a las generadoras: “Las distribuidoras y los grandes usuarios no cortaron lo que tendrían que haber cortado de demanda de electricidad, mientras que los generadores se desengancharon prematuramente del sistema. Estas dos cosas sumadas agravaron el desbalance, que ya era importante, generando una inestabilidad muchísimo mayor, intolerable para todo el sistema”, explicó.
El apagón total se generó en apenas 30 segundos. Luego tardó 14 horas en volver a establecerse el sistema en todo el país, aunque continuaron algunas fallas de distribución en algunas localidades.

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/corte-luz-el-gobierno-responsabilizo-al-sector-nid2264158

 

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Conectado el primer usuario-generador de energía solar de Argentina

La distribuidora Edenor realizó el pasado lunes en la Ciudad de Buenos Aires el primer cambio de medidor y conexión de un usuario-generador del régimen nacional argentino de Generación Distribuida de fuentes de energía renovable. Establecido por la Ley 27.424, el Régimen permite a los usuarios generar su propia energía para destinarla al autoconsumo e inyectar a la red los eventuales excedentes a cambio de una remuneración.

Este primer usuario-generador instaló un equipo de generación solar fotovoltaica compuesto por 12 paneles solares por una potencia total de 3,8 kW. Según informa la Subsecretaría de Energías Renovables, en las próximas semanas se sumarán más usuarios de distintas provincias que ya iniciaron su trámite online para ser, además de consumidores, generadores de su propia energía eléctrica renovable.

Para poder instalar un medidor bidireccional, los usuarios deben realizar un trámite en la Plataforma Digital de Acceso Público https://www.argentina.gob.ar/energia/generacion-distribuida

Fuente: https://www.pv-magazine-latam.com/2019/07/01/conectado-el-primer-usuario-generador-de-energia-solar-de-argentina/

 

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YPF paga casi u$s100 millones por el único yacimiento estatal en Vaca Muerta

Tras haber ofrecido casi u$s100 millones, YPF se acaba de quedar con el único yacimiento hidrocarburífero no convencional que el Estado operaba en la zona de Vaca Muerta.

La petrolera estatal le ganó la disputa a las principales empresas de este sector como Pan American Energy (PAE); Tecpetrol y Vista Oil, que también se presentaron a la licitación organizada por el Gobierno para ceder a capitales privados el desarrollo de este bloque de shale oil.

Todas ofertaron muy por debajo de los u$s95,5 millones que YPF terminó pagando para asumir la concesión de Aguada del Chañar, un área de hidrocarburos no convencionales ubicada en la Cuenca Nequina.

La sociedad estatal era dueña del 100% de las concesiones que otorgará sobre el lote Aguada del Chañar y que heredó del gobierno de Neuquén y se encuentra rodeado por otras zonas petroleras en ejecución o en las cuales se han anunciado grandes compromisos de inversión.

El área que ahora pasó a poder de YPF contiene dos yacimientos: Loma Colorada (Gas) y Bosque Chañar (Petróleo). En ambos se ha documentado la existencia de hidrocarburos en cuatro formaciones, tres de las cuales contienen recursos convencionales (Lotena, Sierras Blancas y Vaca Muerta), mientras la cuarta (Punta Rosada) es de características “tight” (no convencional).

Para llevar a cabo el proceso licitatorio, IEASA contrató a la consultora Gaffney, Cline & Associates, que debió evaluar los recursos convencionales y no convencionales existentes en el yacimiento.

Se trata de uno de los primeros bloques en perforarse en Vaca Muerta. En el 2012 se realizó el primer pozo orientado al shale oil que arrojó una producción acumulada hasta el 2017 de 4.656 metros cúbicos que representan cerca de 29.300 barriles de petróleo.

El proceso licitatorio permaneció abierto hasta el 31 de mayo pasado y, como parte del contrato de concesión, la petrolera estatal operará el bloque hasta el 2039, además de la titularidad sobre un área no convencional hasta el 2053. En ambos casos, extensibles por 10 años más.

De manera adicional, sumará un gasoducto de 42 kilómetros de extensión, cuya concesión para operar también vence en el 2053 y que se vincula con una planta de tratamiento de gas que se conecta con Loma Campana, de YPF, y la planta con tres tanques de almacenaje de petróleo por un total de 480 metros cúbicos.

Según fuentes privadas, Aguada del Chañar es atractivo dado que ya se encuentra documentada la existencia de gas en dos de sus formaciones, además de ser vecino de otros bloques exitosos en la exploración de shale oil en Vaca Muerta como es La Amarga Chica, propiedad de una sociedad entre YPF y Petronas.

El anterior gobierno kirchnerista destinó cerca de u$s140 millones para este yacimiento que también cuenta con un gasoducto y una planta de almacenaje para perforar nueve pozos de los cuales solamente tres tuvieron actividad hasta el 2017, cuando se cerraron las operaciones.

De hecho, sobre el yacimiento existen varias sospechas vinculadas a la millonaria inversión ordenada por el entonces Ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, para explorar una compleja zona donde la producción esperada nunca se alcanzó. También, sobre CPC, la empresa a cargo de la construcción del gasoducto y la planta que era propiedad de Cristóbal López.

Fuente: https://www.iprofesional.com/negocios/294760-gas-lan-YPF-paga-casi-us100-millones-por-el-unico-yacimiento-estatal-en-Vaca-Muerta

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La mirada del Financial Times sobre Vaca Muerta

El influyente diario británico “Financial Times” publicó un artículo en el cual destaca “las primeras exportaciones del depósito de Vaca Muerta” por parte de la Argentina y trazó un paralelismo con “el éxito del auge del esquisto en Estados Unidos para impulsar la economía”.

“El ambicioso impulso de Argentina para emular el auge de las lutitas de EE.UU. sigue avanzando después de que el país realizó sus primeras exportaciones de petróleo crudo ligero y gas natural licuado de su depósito de esquisto Vaca Muerta en la Patagonia a principios de este mes”, comienza la nota.

El informe destaca que dos firmas de capital privado, la británica Riverstone y la argentina Southern Cross Group, dieron a conocer planes el jueves para invertir $ 160 millones en una participación del 78,4 por ciento en la primera compañía exclusivamente de clase media que opera en Vaca Muerta.

“La nueva empresa, llamada Aleph, se está separando de Vista Oil & Gas, que envió el primer cargamento de petróleo liviano desde Vaca Muerta el 10 de junio aproximadamente al mismo tiempo que el gigante petrolero argentino YPF envió el primer envío de GNL desde El depósito, que se ha facturado como la cuenca de gas y petróleo de esquisto más prometedora fuera de los EE.UU.”, agregó el artículo.

El diario informa que recientemente, las grandes petroleras Shell y Exxon Mobil anunciaron su intención de incrementar las operaciones en Vaca Muerta y que se espera un aumento gradual de las exportaciones, y se prevé que los envíos de petróleo ligero de Argentina alcanzarán los 70.000 barriles por día el próximo año.

En otra parte del texto, cita declaraciones de Miguel Galuccio, ex presidente de YPF que encabezó el desarrollo inicial de Vaca Muerta y ahora dirige la compañía Vista Oil & Gas. “Hoy los pozos en Vaca Muerta han alcanzado un nivel de producción igual o mejor que el Permian (en los Estados Unidos). El mercado lo reconoce”, recalca el ingeniero en petróleo.

Agrega que como la única empresa pública independiente que produce petróleo en Vaca Muerta, Vista está abriendo el camino para otros. Y que eso podría permitirle a Argentina replicar la revolución del esquisto estadounidense, que fue impulsada por compañías independientes.

El artículo tilda a Vaca Muerta como “uno de los pocos puntos brillantes en la economía de Argentina, que está luchando por recuperarse del impacto de una crisis monetaria el año pasado y no logró atraer los niveles de inversión prometidos por el presidente Mauricio Macri cuando llegó al poder en 2015″.

Y cierra poniendo foco en algunas trabas para elevar la producción y el futuro electoral: “Aunque se han logrado avances significativos en la perforación, todavía existen barreras importantes para elevar la producción de esquisto a los niveles de EE. UU. Incluyen la necesidad de construir más infraestructura, como tuberías y una terminal de LNG, y restricciones a las exportaciones. El resultado incierto de las elecciones en octubre también es una preocupación para los inversionistas“.

 

Fuente: https://www.clarin.com/economia/mirada-financial-times-vaca-muerta_0_iAxFbQvul.html

 

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Vaca Muerta y los desafíos para convertirse en el “segundo campo argentino”

“Vaca Muerta ya es una política de estado. Es un desafío al que tienen que contribuir todas las instituciones, tanto públicas como privadas. Va camino a convertirse en el segundo campo argentino”. Las palabras son del jefe de Gabinete de Neuquén, Sebastián González, pero representan una visión cada vez más generalizada en torno a la formación de gas y petróleo no convencional: si se concretan las inversiones estimadas, tiene potencial para transformarse en una fuente de ingreso de divisas para Argentina que podría igualar los USD 25.000 millones que el sector agropecuario y su industria estiman generar este año. Y el consenso en torno a esta proyección es cada vez mayor.

Con vistas a conocer en profundidad las características y perspectivas de desarrollo que tiene la reserva, la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) visitó la capital provincial y el campo de explotación de YPF, en Loma Campana, en el marco de una agenda de reuniones con funcionarios de gobierno provincial, municipal y representantes de empresas privadas.

La recorrida transcurrió a menos de una semana del último pre coloquio de IDEA, el empujón que terminó de colocar a Vaca Muerta en el centro de la agenda nacional, donde -según manifestaron los diferentes actores que recibieron a la BCR-  se alcanzó un acuerdo tácito entre el arco político de que la explotación de la reserva de petróleo y gas no convencional debe ser una política de estado.

Proyecciones y beneficios que podría generar

La bolsa rosarina estimó posibles escenarios para calcular cuántas divisas por exportaciones podría generar la operación y explotación de Vaca Muerta a los años 2023 y 2030, y comparó los resultados con las cifras que produce actualmente el campo y la agroindustria por ventas al exterior de granos, harinas, aceites y biodiesel, que en 2019 alcanzarían la suma de USD 25.000 millones.

El estudio de la institución señala que, por las dificultades actuales, macro y microeconómicas de Argentina, existen posibilidades de que las exportaciones conjuntas de petróleo y gas de Vaca Muerta podrían ubicarse en torno a los USD 8.200 millones en 2023. Esa cifra se obtendría si se alcanza el 40% de la producción de gas y petróleo estimada por la Secretaría de Energía de la Nación, con un precio de barril de petróleo a exportar equivalente al Brent con rebaja de US$4,5 y retenciones a la exportación.

Mientras que para 2030, las exportaciones podrían ubicarse cerca de los USD 25.000 millones si Argentina logra desarrollar una agresiva política de inversiones en Vaca Muerta y puede encauzar su política macroeconómica y social.

 Este escenario sería posible si se realizaran inversiones de infraestructura, tanto de transporte y logística como de equipamiento tecnológico para optimizar costos de explotación

“Hay una necesidad evidente de que nuevas empresas petroleras hagan sus inversiones en áreas específicas, de manera tal que se replique lo que sucede en Loma Campana, yacimiento que está produciendo cerca de 60 mil barriles por día y entre 11 y 12 millones de metros cúbicos diarios de petróleo. El 12% de la producción de petróleo está centrado allí”, destacó el director de Informaciones y Estudios Económicos de la BCR, Julio Calzada, quien formó parte de la delegación que encabezaron el presidente de la entidad, Alberto Padoán, el presidente de Matba-Rofex, Andrés Ponte; y el titular del Mercado Argentino de Valores, Pablo Bortolato.

La empresa petrolera nacional concentra el grueso de la explotación en la región y lidera la curva de inversiones y aprendizaje. Tanto es así que en menos de cuatro años logró reducir los costos de explotación un 60%, y hoy obtiene gas y petróleo a precios competitivos.

Fuente: https://www.infobae.com/campo/2019/06/25/vaca-muerta-y-los-desafios-para-convertirse-en-el-segundo-campo-argentino/

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Es oficial la postergación del pago del aumento en las tarifas de gas

El Gobierno nacional oficializó hoy el diferimiento del aumento del 22% del gas natural para que los usuarios lo paguen recién después de las elecciones generales y de un eventual balotaje.

Así se resolvió este lunes a través de la Resolución 336/2019 del ministerio de Hacienda, mediante la secretaría de Energía, con la firma de Gustavo Lopetegui.

En el artículo primero la medida dispone establecer con carácter excepcional un diferimiento de pago del 22% en las facturas emitidas a partir del 1º de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019.

Esta medida no alcanzará a los usuarios con consumo cero (0) en el referido período de facturación.

  • En el artículo segundo establece que los diferimientos indicados serán pagados a partir de las facturas regulares emitidas desde el 1º de diciembre de 2019 y por cinco períodos mensuales, iguales y consecutivos.

La secretaría de Energía dispuso que el costo financiero del diferimiento, computado entre las fechas de vencimiento de pago original de las facturas y las de vencimiento de las facturas en las que se incluya cada cuota de recupero, será asumido por el Estado Nacional en carácter de subsidio.

Eso se abonará mediante el pago de intereses a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productores, conforme a la metodología que oportunamente se determine y con los controles previos correspondientes, reconociéndose a ese efecto la tasa para plazos fijos por montos de veinte millones de pesos ($ 20.000.000) o superiores a plazos de treinta (30) o treinta y cinco (35) días, denominada TM20, publicada por el Banco de la Nación Argentina.

Los usuarios beneficiarios de esta medida podrán optar por no acogerse a este beneficio, manifestando esa circunstancias ante la prestadora del servicio, en cuyo caso ésta deberá refacturar el total del monto adeudado.

El Gobierno comunicó al ENARGAS, para que adopte las medidas necesarias a fin de que las licenciatarias del servicio de distribución de gas por redes y las subdistribuidoras del servicio ejecuten el diferimiento. .

 

Fuente: https://www.filo.news/actualidad/Es-oficial-la-postergacion-del-pago-del-aumento-en-las-tarifas-de-gas-20190624-0005.html

 

 

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Argentina rompió récord US$ 5,200 millones en inversión eólica, solar e hidroeléctrica

Argentina se prepara para hacer historia pasando de la crisis al crecimiento, de soluciones rápidas y populistas, a cambios profundos y responsables. El año pasado se alcanzó un nuevo récord de inversiones en energía renovable generando gran movimiento de tecnología proveniente de China, Dinamarca, Japón, Alemania, Italia y otras latitudes. Datos de Energía Limpia XXI confirman que actualmente Argentina cuenta con 102 nuevos proyectos, 19 ya se encuentran en operación comercial y 83 en plena construcción. En números: 3.7GW de Nueva potencia, 5.200 millones de dólares de inversión directa y 7.300 nuevos empleos.

“Nos propusimos promover las energías renovables y asumimos un compromiso muy concreto: que al 2025 el 20 por ciento de la demanda eléctrica se cubra con energías renovables y estamos avanzando”, dijo recientemente el presidente Mauricio Macri, al visitar una planta Argentina que fabrica aerogeneradores de última generación de la marca Vestas.

ESTE ES UN CAMBIO DE PARADIGMA.

El ExMinistro de Energía Javier Iguacel destacó que éste es un cambio de paradigma pues se promueven proyectos grandes de importancia estratégica pero también el autoconsumo cotidiano en los hogares que deseen cambiar por la opción renovable “Es el camino para diversificar la matriz energética en todo el país, volcándonos a lo renovable y sustentable. Cada usuario entiende que va a depender de ellos ahorrar y producir su propia energía.

A inicios de su administración el Presidente de Argentina Mauricio Macri reafirmó su firme voluntad de impulsar el desarrollo del sector de las energías renovables y diversificar los amplios recursos con los que cuenta la tierra gaucha. “Argentina tiene la tercera reserva eólica del mundo y la segunda solar del planeta” dijo el mandatario. Los cambios ocurren y los países del G20 han quedado sorprendidos ante el nuevo liderazgo de Argentina, que genera confianza y credibilidad para hacer negocios. Pero esto no es el final sino el comienzo. En un futuro cercano el país podrá gozar de precios en la factura eléctrica más competitivos mientras tanto es necesario asumir los platos ratos de una fiesta en la que se derrochó y se gastó sin pensar en el futuro. Lo bueno es que hoy Argentina tiene un Presidente serio, que está más interesado en cumplir con su deber que en ser popular por un rato en las encuestas

 

Fuente: https://energialimpiaparatodos.com/2019/06/24/argentina-rompio-record-us-5200-millones-en-inversion-eolica-solar-e-hidroelectrica/comment-page-1/

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Construirán una planta de energía sustentable en Argentina

generadora de electricidad funcionará a partir de biomasa y estará en marcha en 2020. El proyecto es financiado por el BICE y el Banco Galicia.

Una planta generadora de energía eléctrica a partir de biomasa será construida en Chaco. El proyecto, que comenzará a funcionar en 2020, es financiado por el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) y el Banco Galicia.

En ese sentido, la línea de crédito otorgada por las entidades bancarias contempla un préstamo de hasta 7,5 millones de dólares a un plazo de 5 años.

Por otra parte, la construcción tendrá lugar en la localidad chaqueña de Puerto Tirol. Además, la empresa que está al frente del proyecto es Seismega S.A, que es propiedad de la firma Unitán S.A.I.C.A.

A saber, la planta de biomasa contará con una potencia instalada superior a los 8MW. En tanto, el desarrollo del proyecto –que fue adjudicado por la Ronda 2.0 del programa RenovAr- conllevará una inversión total de 15 millones de dólares.

Por otro lado, una vez que esté en funcionamiento, la planta situada en Chaco aportará energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Esta iniciativa sustentable se da en un momento en el que las energías renovables toman cada vez más relevancia en todo el mundo.

A su vez, una tendencia que se consolida en Argentina es la del desarrollo de generadoras eléctricas. Hace pocas semanas Central Puerto adquirió una termoeléctrica, que luego potenciará, mientras que en marzo la misma empresaanunció la toma de un crédito para mejorar una central de cogeneración que tiene en Mendoza.

Fuente https://www.impulsonegocios.com/construiran-una-planta-de-energia-sustentable-en-argentina/

 

 

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El mayor parque eólico del país entró en operaciones y produce energía para 100.000 hogares

quedó inaugurado el parque eólico con mayor potencia instalada del país, de 126 MW, en Jaramillo, a 100 kilómetros de Pico Truncado, en Santa Cruz. Se trata del Bicentenario, construido por la empresa PCR con una inversión de US$200 millones, tras ser adjudicado por la Secretaría de Energía a través del programa RenovAr 1.5.

El parque cuenta con 35 aerogeneradores Vestas V117, a lo largo de un predio de 2455 héctareas, y fue construido por 200 trabajadores en 18 meses. Generará 620.000 MW/h al año con los que se alimentará de energía renovable a 100.000 hogares del país y a Acindar, la compañía con la cual la empresa PCR suscribió a un contrato en el mercado a término (Mater). Según indicaron, este proyecto contribuirá a reducir la emisión de 250.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
Por otro lado, PCR se encuentra en plena construcción de otros dos parques eólicos: San Jorge y El Mataco, por un total de 100 MW cada uno, correspondientes al programa Renovar 2. Ambos están ubicados en Tornquist, provincia de Buenos Aires, y tendrán una inversión total de US$300 millones.

El acto de ayer fue encabezado por Martin Fernando Brandi, presidente de PCR, y contó con la presencia la senadora María Belén Tapia, los intendentes de Puerto Deseado y Pico Truncado, otras autoridades nacionales, provinciales y municipales, como así también representantes de entidades financieras y bancos internacionales.

“Es un sueño hecho realidad; nuestro interés por las energías renovables está previsto en el planeamiento estratégico de los accionistas de PCR desde 1999”, señaló Brandi. “Los lineamientos de la ley 27.191, su reglamentación con un marco modelo y el impulso del programa RenovAr fueron la clave para avanzar definitivamente en este rumbo”, agregó.
Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/el-mayor-parque-eolico-del-pais-entro-nid2258068
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El Gobierno informó que se sabrá recién en julio por qué se produjo el apagón energético

Luego de los tuits del presidente Mauricio Macri en medio del apagón energético que el domingo dejó sin luz a la Argentina, aun se desconocen los motivos y el Gobierno informó que recién en julio- dentro de 15 días- se conocerá qué fue lo que ocurrió.

“En las próximas 72 horas las dos empresas tienen que suministrar el informe de lo que ocurrió hasta las 7.07 (cuando se produjo el corte de energía); con esa información, Cammesa va a realizar un estudio y en 15 días vamos a saber cuál fue la sucesión de acontecimientos que provocó el apagón“, señaló el secretario de Energía Gustavo Lopetegui en conversación con Radio La Red.

El funcionario macrista explicó que así como los aviones tienen su caja negra, acá “hay dos cajas negras: la de Cammesa y la de Transener; el tema es que ambas tienen miles de datos para ser analizados”.

“Es algo grave que no debería haber pasado; el sistema tiene exceso de generación y redundancia para enfrentar estos eventos, porque fallas ocurren todo el tiempo. Tenemos que saber por qué el sistema no aisló esa falla, ese tramo”,  expresó Lopetegui y agregó que “la demanda era baja, fue un evento muy extraordinario, nunca había ocurrido en la historia de la Argentina, pero no es la primera vez que una cosa como esta pasa. En los últimos 20 años podemos citar como 10 casos que se estudiaron”.

Además señaló que “tenemos que entender lo que ocurrió para ver si tenemos que cambiar el sistema de protección“.

Por último, Lopetegui manifestó que “dentro de lo técnico, tenemos que saber por qué el sistema no actuó como actúa todos los días, porque fallas hay todos los días. Hay 0 posibilidad de que se repita, un evento como este no puede volver a repetirse“.

El corte de energía que afectó a casi todo el país se debió a la interrupción del suministro se debió a una falla del sistema de transporte entre las plantas de Yacyretá y Salto Grande y que se produjo de manera automática, sin intervención humana.

fuente: https://diagonales.com/contenido/el-gobierno-inform-que-se-sabr-recin-en-julio-por-qu-se-produjo-el-apagn-energtico/15120

 

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Los detalles de la falla que dejó sin energía eléctrica a la Argentina y países vecinos

Toda la Argentina, Uruguay y parte de Brasil y Chile estuvieron sin energía eléctrica debido a “una falla masiva”. Un gigantesco e histórico apagón se produjo hoy en todo el país, a excepción de Tierra del Fuego, como consecuencia de un “colapso del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, que afectó también a Uruguay y a parte de Brasil.

El corte de suministro eléctrico se reportó a las 7:07 y recién dos horas después se restableció en Entre Ríos, Mendoza y parte de la Capital Federal y el Conurbano, aunque aún falta bastante para que se normalice en toda la Argentina.

En Misiones la energía se restableció cerca del mediodía.

Los vecinos empezaron a reportar los cortes en las redes sociales con fotos, videos y frases. La Secretaría de Energía informó que “la recuperación total puede llevar algunas horas” y aclaró que los hospitales públicos “no reportaron problemas, porque las terapias intensivas funcionan con generadores de energía”.

El corte de luz afectó sobre todo a aquellas provincias que este domingo tienen elecciones, como San Luis, Formosa, Santa Fe, ya que en muchos casos abrieron más tarde los colegios y tuvieron que armar las mesas con absoluta oscuridad, ya que aún no había amanecido. En cambio, en Tierra del Fuego -la única que no sufrió este apagón- se desarrollaban con absoluta normalidad los comicios.

Edesur sacó de inmediato un comunicado en su cuenta de Twitter que señalaba: “Una falla masiva en el sistema de interconexión eléctrica dejó sin energía a toda la Argentina y Uruguay. Ampliaremos con más información”.

En tanto, Edenor hizo lo propio: “Debido a una falla general en el sistema de interconexión, la Argentina y países limítrofes se encuentran sin electricidad. Seguiremos informando a la brevedad”.

El corte de luz también afectó a los servicios públicos, ya que no andaban trenes ni subtes ni el Premetro.

A partir de las 9:00, con el regreso paulatino de la luz en diferentes provincias, Edesur publicó en su cuenta de Twitter: “Comenzó el ingreso de generación eléctrica al sistema interconectado de Capital Federal y Gran Buenos Aires. Se inicia el proceso de normalización que demandará varias horas”.

“Se restablece el servicio eléctrico en los barrios porteños de Constitución, Liniers y parte de Recoleta. Al momento hemos normalizado 75.000 clientes”, agregó la empresa.

Pasadas las 20.15, ya 98% de los usuarios de todo el país recuperaron el servicio, con 15.500 MW reestablecidos.

Algunos comercios en todo el país aprovecharon el Día del Padre para vender productos y pese a estar sin suministro eléctrico tenía equipos de luz de emergencia y se las arreglaron para vender, aunque claro está no podían aceptar tarjetas de débito ni de crédito. ¿Por qué se cortó la luz? El SADI es la red de transporte de energía eléctrica que, desde 2006, conecta con líneas de alta tensión a las principales centrales de la Argentina con los usuarios finales.

“El problema es que hubo algún desperfecto grave en el Litoral por las lluvias de anoche y eso alteró la frecuencia de la electricidad, que es de 50 hertz”, explicó Daniel Gerold, especialista en temas energéticos al portal Infobae.

En ese sentido, voceros de Yacyretá afirmaron que “el corte es ajeno a la Central”, luego de que la secretaría de Energía, a cargo de Gustavo Lopetegui, emitiera un segundo comunicado este domingo en el que informó que el apagón masivo se habría originado “por una falla en la central de Yacyretá”.

Se estima que a lo largo del domingo se irá restableciendo el servicio de suministro eléctrico. En ese sentido, AySA emitió un comunicado en el que se solicitaba a la ciudadanía que racionalicen el consumo del agua a lo largo del día, ya que por el corte de luz dejaron de funcionar los motores que facilitan el suministro de ese servicio a distintos lugares del país y se teme que pueda haber faltante.

El Gobierno porteño emitió un comunicado en el que sostuvo que todos los servicios de emergencia se encuentran a disposición y que se desplegó a centenares de móviles en las calles para poder controlar lo que suceda en las mismas, ya que a la falta de luz se sumaron las intensas lluvias caídas en las últimas horas.

“El equipo de emergencias y todas las áreas del Gobierno de la Ciudad están reunidas trabajando y a disposición de los vecinos ante el corte masivo de suministro eléctrico.

Tenemos más de 300 móviles de seguridad recorriendo la Ciudad y desplegamos equipos de agentes de tránsito en las esquinas críticas y zonas de anegamiento”, detalló el texto.

Asimismo, se informó que los hospitales públicos de la Ciudad tienen “garantizada” la atención a sus pacientes gracias al suministro de energía de “grupos electrógenos en las zonas críticas, como terapia intensiva y los quirófanos”.

En tanto, el gobierno bonaerense desplegó un operativo de seguridad similar, al señalar que “se encuentran en alerta los sectores de salud, bomberos y demás organismos de emergencia”.

En este caso, el Ministerio de Salud informó que todos los hospitales públicos también funcionan bajo el suministro de generadores eléctricos.

Incluso, en el transcurso de la mañana se desplegaron efectivos policiales a diversas estaciones de servicio para poder cargar bidones de combustible y entregarlos como fuente de reserva para los grupos electrógenos.

 

Fuente: https://misionesonline.net/2019/06/17/los-detalles-la-falla-dejo-sin-energia-electrica-la-argentina-paises-vecinos/

 

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Ya hay más de 100 plantas de energía renovable en Argentina

Argentina ya es sede de 19 centrales que se encuentran en funcionamiento y otras 83 que están en proceso de construcción. El mercado local de las energías verdes cerró el año pasado con un total de inversiones por u$s 5.200 millones.

l crecimiento experimentado por las energías renovables a lo largo y ancho del territorio nacional quedó reflejado en los números divulgados por la Secretaría de Energía de la Nación a fines de 2018. Según ese relevamiento, hay 102 emprendimientos en marcha o en carpeta que suman 3,7 gigawatts (Gw) de nueva potencia instalada.

Las cifras oficiales indican que el país culminó el año pasado con 83 proyectos en construcción y 19 en funcionamiento, que en conjunto brindan empleo a 7.300 personas. Las inversiones directas del segmento, en tanto, totalizan unos u$s 5.200 millones. Entre los 19 complejos de generación energética limpia que ya se encuentran en operación comercial, seis pertenecen al sector eólico, cinco al solar, cuatro al de biogás y tres al de biomasa, mientras que el restante es un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico.

Estas iniciativas proceden de las más de 200 propuestas que el Gobierno nacional evaluó y adjudicó a partir de la Resolución 202 del año 2016, las distintas rondas licitatorias celebradas en el marco del Plan RenovAr y los contratos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Varias de ellas, no obstante, hoy deben sortear diversas dificultades vinculadas con el acceso al financiamiento y la conclusión de obras.


Hay 102 emprendimientos en marcha o en carpeta que suman 3,7 Gw de nueva potencia instalada. En conjunto, estos complejos de generación de energía verde brindan empleo a 7.300 personas.


Por otro lado, en noviembre del año pasado, la generación final a través de fuentes renovables llegó a un récord de 428,4 gigawatts/hora (Gwh), de los cuales un 52,4% provino de parques eólicos y un 33,3% de represas hidráulicas. Así, el rubro logró cubrir un 4,2% de la totalidad de la oferta de electricidad en la Argentina. De acuerdo con la Secretaría de Energía, la presencia de las fuentes limpias en la matriz eléctrica local suele acercarse al 8% comprometido por la Ley 27.191 en algunas jornadas, sobre todo durante los fines de semana, cuando salen de servicio otros generadores. Esa cifra, de todos modos, no puede tomarse como referencia para el cumplimiento de dicho objetivo, por lo que en el corto plazo la actividad deberá seguir creciendo y ampliando su participación de manera sostenida.

En operación

Tres de los seis parques eólicos operativos cuando la Secretaría de Energía completó su relevamiento se localizan en la provincia de Chubut. El último en entrar en operación fue Garayalde, que posee una potencia de 24,15 megawatts (Mw). Los otros dos son Ra
wson III, de 24 Mw (que expandió el parque Rawson de 77,4 Mw), y Madryn I, de 70 Mw de capacidad. En el sur bonaerense se ubican La Castellana y Corti, complejos de 99 y 100 Mw, respectivamente. En Córdoba, en tanto, se sitúa Achiras, que alcanza una potencia de 48 Mw. Con respecto a la distribución geográfica de los cinco proyectos solares en funcionamiento, San Luis dispone de Caldenes del Oeste (de 24,75 Mw) y La Cumbre (de 22 Mw), mientras que Catamarca cuenta con Saujil (de 22,5 Mw) y San Juan alberga a Las Lomitas (de apenas 1,7 Mw).

En noviembre del año pasado, la generación final a través de fuentes renovables llegó a un récode 428,4 Gwh, de los cuales un 52,4% provino de parques eólicos y un 33,3% de represas hidráulicas.

Otras iniciativas

El listado confeccionado por la Secretaría de Energía prosigue con las cuatro centrales de biogás aprobadas en la Ronda 1 del Plan RenovAr: Río Cuarto I, de 2 Mw de potencia; Río Cuarto II, de 1,2 Mw; Yanquetruz, de 1,2 Mw, y San Pedro Verde, de 1,4 Mw. Las primeras dos instalaciones se localizan en Córdoba, mientras que las otras dos se ubican en San Luis y en Santa Fe, respectivamente.En el campo de la biomasa, figuran los 2 Mw de capacidad de Pindó Eco, también adjudicada en la Ronda 1 del Plan RenovAr; los 9 Mw de Prodeman Bioenergía y los 3 Mw de Generación Ticino, proyectos procedentes de la Ronda 2. La primera planta está emplazada en Misiones, en tanto que las otras dos son cordobesas. Un último complejo en marcha es el pequeño aprovechamiento hidroeléctrico Río Escondido, de 7 Mw, en la provincia de Río Negro. ©

Fuente: https://www.worldenergytrade.com/index.php/m-news-alternative-energy/96-news-energia-solar/3336-ya-hay-mas-de-100-plantas-de-energia-renovable-en-argentina

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Zarpó el buque con la primera exportación argentina de gas natural licuado

La primera carga de gas natural licuado en un puerto argentino ya viaja hacia su destino final. A las 19:57 este jueves zarpó desde el muelle de compañía Mega en Bahia Blanca el buque LNG Fuji, que había amarrado el sábado último. Desde el día siguiente estuvo cargando en su bodega, 30.000 metros cúbicos de GNL desde la barcaza Tango FLNG contratada por YPF y la belga Exmar, para llevar adelante un inédito proceso de exportación para el país durante los meses de menor demanda residencial e industrial del insumo.

La operación de venta está a cargo de Cheniere Energy, una empresa norteamericana especializada en gas natural, que compra el gas en modalidad de “spot”, para luego revenderlo en mercados tomadores de este recurso. Por lo tanto, será esa compañía la que determine el puerto de descarga del embarque que lleva el buque de bandera de Malta. Según el sitio Marine Traffic, el Fuji zarpó con destino al puerto de Fujairah, en Emiratos Árabes Unidos, sin fecha de arribo. La carga equivale a 18 millones de metros cúbicos de gas, que demandaría el uso de unos 1000 camiones, en el hipotético caso de su traslado por ruta.

Si bien las operaciones de importaciones de GNL se mantienen aún en el puerto de Escobar, al sur bonaerense, esta primera carga, marca un giro de 180 grados al proceso de regasificación, iniciado en Bahía Blanca en mayo de 2008. La apuesta de YPF y Exmar, que firmaron unacuerdo por 10 años, es a una consolidación del proceso de la licuefacción, inverso al anterior, a partir del incremento de la producción en Vaca Muerta. Ya se estudia la instalación de una planta permanente en el estuario bahiense que reemplace a la barcaza y que pueda competir con Chile, que también aspira a exportar GNL.

La puesta en marcha del proceso se inició el 4 de febrero con la llegada desde el sudeste asiático de la planta móvil al muelle bahiense. A partir de allí, se debió completar una serie de pasos, que incluyeron la selección del área de implantación en la empresa Mega, el proceso de tratamiento y compresión del feed gas para la barcaza, el desarrollo de ingeniería, el movimiento de suelos y la realización de fundaciones.

Según YPF, “las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento con aminas para remoción de CO2 y S2H, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de 5 generadores, la instalación de un turbocompresor” entre otras acciones. Además debió realizarse la extensión de red de incendio de planta de la empresa y un estudio de compatibilidad en el muelle para la operación de la barcaza, como la construcción de un nuevo macizo de amarre e instalación de 2 ganchos de disparo rápido.

“También en tiempo récord hubo que realizar varias acciones en la planta de tratamiento on-shore” explicó la petrolera. Se trata de la unidad que elimina impurezas al gas que llega por ducto desde Neuquén. “La planta realiza varios procesos con soluciones acuosas de aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) del gas natural antes de ser inyectado en la barcaza” explicó este jueves la empresa DHL, contratada para el traslado. Demandó 23 días para transportar unas 230 toneladas de equipos desde Houston.

 

Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/zarpo-buque-primera-exportacion-argentina-gas-natural-licuado_0_TUJk3tVAg.html

 

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Vaca Muerta, una cadena de valor para todo el país

Vaca Muerta es el segundo reservorio de gas no convencional del mundo y el cuarto en petróleo. Su desarrollo masivo será posible gracias al trabajo sinérgico entre la industria petrolera y miles de empresas de bienes y servicios; tanto aquellas que se dedican específicamente a actividades vinculadas a Oil & Gas, como a montaje, obra civil y metalmecánica de todo el país.

Durante el pico de construcción de las facilidades de producción de Tecpetrol, en el yacimiento Fortín de Piedra, se utilizaron productos y servicios de más de 1000 empresas, en su mayoría pymes, de 15 provincias argentinas. Muchas de ellas eran originarias de Neuquén, pero también de Buenos Aires, Entre Ríos, Santa Fe, Córdoba, Río Negro, entre otras.

La planta de procesamiento de gas y las instalaciones de superficie del proyecto demandaron equipamiento, componentes y servicios de lo más diversos, desde equipos netamente petroleros (como bombas, plantas compresoras, separadores de fluidos) hasta otras de múltiples rubros como la construcción de caminos. La articulación entre los diversos sectores fue central para que Tecpetrol logre en 18 meses un yacimiento capaz de producir diariamente 17,5 millones de m3 de gas, lo que representa el 13% de la producción total del país.

“El potencial de Vaca Muerta para motorizar el desarrollo de la Argentina es enorme, su escala y su dimensión impactan en la generación de trabajo, en la provisión de insumos y servicios y en la creación de nuevas capacidades”, señala el gerente de Estrategia de la Cadena de Aprovisionamiento de la compañía, Guillermo Murphy.

La producción de hidrocarburos no convencionales requiere inversiones importantes y la integración y coordinación de múltiples proveedores. En el caso de Fortín de Piedra, Tecpetrol invirtió más de US$ 1900 millones y más del 90% de las compras realizadas para la construcción de sus instalaciones fue de contenido nacional. Esto evidencia que existe el potencial en el país para ser competitivos y tener una cadena de valor nacional de clase mundial.

Pymes argentinas, presentes

Así, empresas como Wellbore Petrol Services SRL, Tapigar Establecimiento Metalúrgico S.A., Arsemet, Bertotto – Boglione S.A., Corpant Oxiple S.A., Semirremolques Vulcano S.A., lograron llegar a Vaca Muerta, con sus productos y servicios.

Wellbore Petrol Services (SRL) es una compañía neuquina que nació en 2010 como un taller de mantenimiento, reparaciones de válvulas y equipamientos de superficie de la industria del petróleo y del gas. Hoy cuenta con 48 empleados y dos bases operativas, una en la ciudad de Neuquén y otra en Añelo. Además, está inaugurando una base propia en el parque industrial de Centenario. La pyme tuvo como primer gran cliente a Tecpetrol y encontró en Vaca Muerta su motor de crecimiento. “Como pyme nos sentimos que estamos dentro de una industria y de una revolución energética y veo con muy buenas perspectivas el desarrollo energético de Argentina en beneficio de un país entero”, dice Mauro Marin, gerente general de WPS.

Tapigar Establecimiento Metalúrgico S.A. es una empresa quilmeña, nacida en 1961 como un pequeño taller de corte y plegado, que se convirtió con los años en una industria metalmecánica que brinda servicios a grandes empresas petroleras con equipos como separadores, calentadores, filtros, entre otros. “Hay mucha Vaca Muerta por delante y un futuro muy importante, para nosotros y para Argentina”, afirma Gustavo Esteban, vicepresidente de la empresa.

Semirremolques Vulcano S.A. es una de las empresas argentinas que decidieron reconvertirse y pasar de dedicarse exclusivamente a la industria agrícola, a diversificarse con productos para el mundo petrolero. Hoy el 60% de la facturación de esta empresa santafecina, que producía originalmente remolques para el campo, se genera en Vaca Muerta.

Bertotto- Boglione S.A. nació en 1948, en Marcos Juárez, Córdoba, con el objetivo de proveer soluciones a las necesidades de almacenaje de líquidos a escala internacional. Hoy la empresa fabrica tanques, tolvas, semirremolques, estaciones móviles y accesorios. Un 15% de su facturación proviene de Vaca Muerta.

Corpant Oxiple S.A., también nacida en Marcos Juárez con foco en la industria agrícola, hace más de 20 años, reconvirtió sus productos, incorporando nuevas máquinas, y hoy fabrica para múltiples segmentos, entre ellos el petrolero. En los últimos años, comenzaron a producir distintos tipos de volquetes, obradores, portavolquetes, destinados también a la industria petrolera.

Arsemet es otra de las empresas cuya historia fundacional se asocia al mercado agrícola. Incursionó en nuevos rubros como el de la informática, la industria automotriz, la minería y el petróleo y, en la actualidad, un 30% de su facturación proviene del mercado de Vaca Muerta.

ProPymes, un programa de apoyo a la cadena de valor

El desarrollo de proveedores es una de las claves para tener una industria vinculada a los recursos no convencionales, que aporte la competitividad indispensable para poder exportar en el mediano y largo plazo.

Para empezar a consolidar una cadena de valor integrada, Tecpetrol se nutrió de la cultura industrial del Grupo Techint, que hace décadas trabaja en el desarrollo de proveedores y desde 2003 cuenta con el programa corporativo ProPymes, destinado a promover a largo plazo el desarrollo de pymes clientes y proveedoras de las diferentes empresas de la organización. Su objetivo es lograr una mejora en la gestión de las pymes, potenciar su inversión productiva, promover su capacidad exportadora y fomentar la sustitución eficiente de importaciones. Para ello, brinda asistencias industriales, capacitaciones, consultorías, asesoramiento legal y financiero, entre otras acciones.

De la mano del desarrollo de Fortín de Piedra, Tecpetrol pasó de 9 a 70 empresas que integran el programa ProPymes en Neuquén, todas vinculadas a la operación petrolera y la mayoría emplazadas en la cuenca. Con todas ellas viene trabajando en diferentes líneas de acción: consultoría, capacitaciones y talleres.

WPS, Semirremolques Vulcano, Arsemet, Bertotto Boglione y Corpant, son algunas de las más de 900 pymes que integran ProPymes de Grupo Techint, y que hoy participan de la cadena de valor de Vaca Muerta.

“La compañía petrolera es la gran programadora del trabajo de muchas otras. El desafío de Vaca Muerta pasa hoy por ser más eficientes y bajar los costos”, señala Murphy. “Para eso parte de nuestra tarea es que toda la cadena de valor sea también eficiente y que esa maquinaria trabaje coordinada logrando excelencia en la ejecución de sus procesos”, explica. Por ello, el acompañamiento de programas como ProPymes es fundamental para desarrollar una cadena de valor sólida y experimentada.

 

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/un-impulsor-clave-vaca-muerta-nid2225875

 

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Informacion

La película del Gas Natural en Argentina

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El mercado Gasífero Argentino, compuesto por 3 principales cuencas según puede apreciarse en la imagen, experimento para el año 2018 un importante desarrollo y crecimiento en su producción, impulsada principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta en la cuenca Neuquina.

Producto de mayores inversiones, múltiples proyectos entraron en su fase productiva para dicho año, aumentando considerablemente la disponibilidad del fluido en meses de invierno, meses donde se producen los picos de demanda producto del elevado consumo residencial.

  • Cuenca Neuquina

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Siendo la cuenca Neuquina la cuenca de mayor participación en la producción nacional de Gas Natural y Petróleo en el trascurso del año 2018 aumento considerablemente su producción de Gas Natural apoyada fundamentalmente por Shale Gas proveniente de la formación de Vaca Muerta.

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Apoyada fundamentalmente por Fortín de Piedra, yacimiento perteneciente a Tecpetrol, puede apreciarse como para el año 2018 la producción de Gas Natural se incrementó en dicha cuenca un promedio de 5 MMm3/día, alcanzando picos para el mes de Julio de unos 9 MMm3/día. Pasados los meses de invierno (meses de mayor demanda y por consiguiente de mayor precio, producto de la escasez del fluido), se aprecia una caída en la producción de carácter estacional y producto de la falta de demanda para el periodo estival (exportaciones y mercado local), pero con un promedio de 4 MMm3/día por sobre la producción del año 2017.

  • Cuenca Austral

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La cuenca Austral, que abarca las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut, con una participación del 35 % en la producción nacional, al igual que en la cuenca Neuquina, tuvo un aumento en su producción de Gas Natural producto de mayores inversiones y desarrollo de Tight Gas y gas convencional producto de mayor producción de Petróleo.

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Puede apreciarse como también en los meses de invierno, puntualmente para el mes de Agosto, la producción alcanzo valores de 5 MMm3/día por encima a los del año 2017. Para el mes de Noviembre se aprecia una caída importante de la producción producto de los mantenimientos anuales programados en Tierra del Fuego, lo cual afecta sensiblemente al cálculo del promedio anual de producción para la cuenca Austral, impidiendo la clara visualización mediante dicho cálculo del aumento real de la producción.

  • Cuenca Noroeste

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En lo que respecta a la cuenca del Norte Argentino, su tendencia de producción decreciente se afianza en el tiempo y se prevé que la misma continúe a futuro, sin horizontes de inversión previstos, quedando aún más rezagada ante la aparición de Vaca Muerta.

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En lo que respecta a la producción total del país, analizando las 3 cuencas en su conjunto, puede apreciarse claramente el aumento en la producción respecto del año anterior, atenuado en su promedio producto del excedente producido en los meses de verano (lo que condujo a muchas empresas productoras a reducir su producción al mínimo ante la falta de demanda, lo que conduce a reducciones significativas en el precio del fluido) y finalizando el año 2018, una merma productiva consecuencia del conflicto entre el gobierno y las petroleras por la aplicación de la resolución 46.

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  • Importaciones

En materia de importaciones, y como era de esperarse, para el año 2018 se vieron fuertes bajas hacia fin de año. En los meses de invierno fue necesario inyectar grandes volúmenes de gas licuado para cubrir los picos de consumo de los usuarios residenciales como se venía haciendo en años anteriores y como se espera también ocurra para este 2019, con el aliciente de que el sistema de importaciones ya no cuenta con la terminal ubicada en Bahía Blanca, lo cual le resta flexibilidad al sistema en los días de mayor consumo residencial para cubrir dichos picos de requerimiento.

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Hacia fines del 2018 puede apreciarse una significativa disminución del gas importado de Bolivia, producto del fuerte excedente del fluido desde el mes de Septiembre en adelante, reduciendo así la importación

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Demanda

En lo que respecta a la demanda de Gas Natural podemos diferencias 3 grandes segmentos, que componen casi la totalidad del consumo Nacional: Residencial, Industrial y de Generación Térmica.

  • Residencial

La demanda Residencial para el año 2018 se comportó de manera muy similar a la del 2017.

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Producto de un invierno de menores temperaturas puede apreciarse un consumo de unos 4 MMm3/día mayor al del año 2017 para los meses de Junio, Julio y Agosto, contrarrestado por menores consumos en los meses más cálidos, producto fundamentalmente del impacto tarifario en la economía de los consumidores.

  • Industrial

El segmento Industrial tuvo un comienzo de 2018 en el orden de 6 MMm3/día por encima del año 2017 producto de una recuperación en la actividad económica. Este aumento de consumo fue mermando a lo largo del año aunque en su medición global puede apreciarse un aumento promedio del orden de los 2 MMm3/día con respecto a 2017.

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Cabe destacarse, como dato relevante, las menores restricciones al consumo para los meses de invierno producto del efectivo abastecimiento de la demanda prioritaria.

  • Generación Térmica

Al igual que el segmento industrial tuvo un comienzo de año con consumos superiores a los del año 2017, en el orden de los 3 MMm3/día en promedio. Finalizado el período invernal, su consumo se mantuvo en iguales valores a los del año pasado, disminuyendo en Diciembre por efecto de temperaturas más templadas y descenso de consumo eléctrico producto de la situación económica.

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Conclusiones

            El 2018 se muestra como un año de repunte productivo, fundamentalmente producto de la entrada a plena producción de nuevos yacimientos de Gas No Convencionales en la cuenca Neuquina, acompañado por un repunte productivo de la cuenca Austral, que según puede apreciarse continua para este 2019.

            En materia de demanda el año 2019 no muestra cambios significativos, con la industria en niveles de consumo históricos, afectada por la situación macroeconómica y económica en general. Analizando el consumo para Generación Térmica, observamos a su vez consumos similares a los del año 2018, siendo los mimos relativamente menores producto de temperaturas moderadas en los meses de verano y mayor participación de otras fuentes de Energía (mayor proporción de energías renovables y un invierno frio en el área del Comahue lo que favorece a la energía hidroeléctrica). En cuanto a usuarios Residenciales, se prevé un consumo en torno al promedio 2017/2018, con un invierno de temperaturas frías y la contracara de los aumentos tarifarios.

            En materia productiva, conjunto al aumento de la producción nacional de Gas no se prevén faltantes en el sistema, sobre todo teniendo en cuenta los picos de consumo en los meses de invierno, con un único factor que nos merece detenimiento, siendo el mismo la falta de la planta de licuefacción de Bahía Blanca. La falta de Bahía Blanca implica para el sistema la pérdida de capacidad de inyectar 15 MMm3/día al sistema para cubrimiento de picos de consumo en un punto cercano a su mayor demanda (GBA), dicho volumen se encuentra disponible si en boca de pozo proveniente de cuenca Neuquina, por lo que no se habla de faltantes si no de perdida de flexibilidad del sistema. Dicha perdida de flexibilidad redunda en la capacidad de transporte, por lo que se espera que para este 2019 el sistema se encuentre más “tenso” en materia de transporte.

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La petrolera YPF inició la primera exportación de gas licuado desde la Argentina

A mediados de esta semana, la petrolera estatal YPF concretará la primera exportación de gas natural licuado (GNL) en la historia energética de la Argentina. Para eso, una barcaza emplazada en el puerto de Bahía Blanca ya se encuentra cargando el gas licuado, proveniente del yacimiento de Vaca Muerta, para ser exportado.

“Este hito revertiría décadas de historia importadora y abriría nuevos mercados para el gas argentino”, destacó la empresa a través de un comunicado. Y precisó que el domingo pasado comenzó el proceso de carga inicial de 30.000 metros cúbicos de GNL, el volumen que se espera pueda producir la barcaza Tango GNL durante la operación.

El proceso de exportación de gas licuado comenzó con la llegada de la barcaza Lngc Fuji al puerto de la empresa Mega en Bahí Blanca el sábado pasado. De esta forma, pudo comenzar la transferencia del GNL, que se concluirá hacia mediados de la semana, según se encuentra planificado.

“Este es el primer paso de un proceso que YPF está liderando para exportar y expandir los mercados del gas al mundo y así poder monetizar de manera firme y confiable gas argentino durante los meses de temperaturas templadas en Argentina”, expresó Marcos Browne, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía Eléctrica de YPF.

La exportación de GNL permitirá generar ingresos por más de USD 200 millones al año, lo que representa un 10% de las exportaciones totales de combustibles y energía, según datos de YPF.

Los pasos hasta la primera carga

Al tratarse de la primera operación en su tipo, se debieron completar una larga serie de pasos, que incluyeron la selección del área de implantación en la empresa Mega, el proceso de tratamiento y compresión del gas para la barcaza, el desarrollo de ingeniería, el movimiento de suelos y la realización de fundaciones.

Las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de cinco generadores, la instalación de un turbocompresor, un puente de medición fiscal y un oxidador térmico.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2019/06/03/la-petrolera-ypf-inicio-la-primera-exportacion-de-gas-licuado-desde-la-argentina/

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Se recibieron 56 ofertas para inversiones en energías renovables

La Secretaría de Energía recibió 56 ofertas en la ronda 3 del programa de energías renovables (Renovar). Si todas las ofertas fueran aceptadas, la inversión sería de US$ 520 millones según cálculos oficiales.

La mayor cantidad de propuestas, como suele suceder, es para energía generada por el sol y viento.  Las ofertas acercadas son de 350 MW para eólica y solar fotovoltaica, que competirán juntas con cupos por regiones y provincias. Entre biomasa, biogás, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos hay otros 50  MW,

Para los pliegos, rigió un cupo máximo de 20 MW por provincia, excepto para Buenos Aires donde fue de 60 MW. Para esta ronda no se contemplaron ampliaciones de centrales existentes.

Los proyectos están distribuidos en 14 provincias que generarían 1.600 empleos directos y abastecerían, una vez en funcionamiento, a 350 mil hogares argentinos con energía eléctrica de fuente renovable.

Esta ronda fue destinada a proyectos de pequeña escala.
La adjudicación de los proyectos se hará el 22 de julio, una vez evaluadas las ofertas económicas. Una semana después, comenzarán los contratos de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa. Ese mismo procedimiento se utilizó en las rondas anteriores.

Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/recibieron-56-ofertas-inversiones-energias-renovables_0_Dl_Nrg5hP.html

 

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Christopher Spaulding: “Veo a la Argentina entrando en el mercado global del gas licuado”

SAN DIEGO, CALIFORNIA.- El mapa de Vaca Muerta se divide de forma vertical en dos partes. Hacia el este están los yacimientos que tienen mayor producción de petróleo, y hacia el lado de la cordillera, los más intensivos en gas. En los últimos meses, la zona donde hay mayoría de petróleo acaparó gran parte de las inversiones anunciadas, mientras que el gas quedó relegado por la falta de demanda. Para que la actividad en la extracción de gas vuelva a reactivarse -como lo había hecho con el incentivo fiscal de la resolución 46 que dictó el Gobierno-, las compañías deben asegurarse de que haya un mercado a quien vender el hidrocarburo, ya que, a diferencia del petróleo, el gas no se puede almacenar (es tan caro que no es comercialmente viable).

Al respecto, Christopher Spaulding, director de finanzas de Pan American Energy Group (PAEG), cree que el desafío que tiene la Argentina es mirar más allá de la integración regional con Chile, Uruguay y Brasil. “La verdadera oportunidad para que Vaca Muerta sea una realidad está en el mercado de gas natural licuado (GNL)”.

Para ello, coinciden en la industria y en el Gobierno, es necesario construir una planta de licuefacción del gas, que cuesta no menos de US$4000 millones y toma entre tres y cuatro años para que esté en funcionamiento.

“Hay proyectos que se están analizando sobre la costa argentina, en Bahía Blanca, y hay otros que se miran en Chile. Hay que ver cuál es la mejor manera de monetizarlos. Pero son desafíos buenos, de los que uno quiere tener”, dijo el ejecutivo estadounidense, que vive en Buenos Aires y está casado con una argentina. Spaulding estuvo en la conferencia de energía e hidrocarburos que organiza cada año el Institute of the Americas.

En el encuentro que se realizó la semana pasada en San Diego, en California, expuso en un panel sobre las oportunidades y los desafíos que tiene el país en este sector estratégico,
-¿Cuál es la perspectiva que ve para el desarrollo de Vaca Muerta en el mediano plazo?

-Para mí, se necesita un poco más de infraestructura y tenemos que apuntar a satisfacer toda la demanda interna. El país dejará de importar gas licuado (GNL) y el gas de Bolivia. Esto básicamente cambiará la Argentina de una manera muy positiva, en términos de abastecer el mercado doméstico. Después hay que mirar las posibilidades de exportar al mercado regional, a Chile, Uruguay, Brasil, ya sea gas o generando electricidad con gas argentino. Estas son cosas muy posibles y muy interesantes. Son tiempos muy prometedores. Pero más allá veo a la Argentina entrando en el mercado global de GNL, que aumentará la importancia de la industria argentina de gas y de petróleo en el mundo. La competencia en el negocio del GNL es muy feroz, por eso será un desafío muy importante.

-¿La opción más viable es salir por el Antártico, a través del Puerto de Bahía Blanca, o hacer nueva infraestructura y conseguir una salida al exterior por el Pacífico?
-No lo tengo definido. El precio del GNL en Oriente es más alto que el precio entregado en Europa, pero para transportarlo necesitamos más infraestructura, ya que hay que cruzar las montañas y esto hace que sea más costoso que exportarlo por el Atlántico. Por otro lado, mientras el precio del gas entregado en Europa es menor, los costos también son menores. La industria está trabajando juntamente con los entes reguladores, creo que esto se puede solucionar.

-Pareciera que en momentos complicados igual Vaca Muerta logró mantener cierto ritmo de actividad, bajando los costos. ¿Alineando factores internos esto se podría lograr más fácilmente?

-Yo veo la actividad de una manera muy positiva. Los recursos que el país tiene con Vaca Muerta son world class [de clase mundial]. Es muy difícil de sobreestimar. Hay cosas que vamos a necesitar, como un marco regulatorio para el GNL, pero el Gobierno ya está mirando todo esto. Soy muy positivo.

-¿A qué se refiere con eso?

-Por ejemplo, a que si hay contratos de GNL, eso requiere que equis cantidades de reservas de gas estén dedicadas a ese contrato.

-¿Es decir que se otorguen contratos en firme en lugar de interrumpibles?

-Eso es una posibilidad.

-¿Es una condición necesaria para invertir en la planta de licuefacción?

-No es una condición necesaria, sino que ayudaría. Hay varias maneras de solucionar estas cosas. Cuál será la solución exacta, no lo sé. Estos son buenos problemas para tener, estos son los problemas que uno quiere tener. En vez de cortar el suministro de gas porque falta, estamos pensando cómo podemos aumentarlo para el país, la región y el resto del mundo.

-Hace tiempo se está hablando de la necesidad de tener una planta de licuefacción, pero todavía no hay nada concreto…

-Estos proyectos no son fáciles.

-¿Cuánto influye la elección presidencial en las inversiones?

-No me meto en la política. Soy una persona que mira las posibilidades económicas y qué será rentable y beneficioso para la industria y el país.

-¿Cuál es el nivel de equilibrio necesario en la explotación de gas para poder exportar GNL?

-Vamos a tener que ser competitivos en el mundo. El precio puede subir o bajar, pero tenemos que ser competitivos. El precio exacto no lo puedo decir porque es algo que cambia.

-¿Hay diálogo con otras empresas para construir la planta?

-Hay varias cosas en marcha.

-Hay analistas que dicen que construir la planta en Chile sería mejor porque el financiamiento es más barato, pero que podría haber una traba política por el tema de agregarle valor en otro país.

-Es una cosa de cómo vamos a armar el negocio y que beneficiará más a la Argentina, a los otros países involucrados, a los productores y al ciudadano argentino. Es algo que tenemos que solucionar.

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Argentina apuesta a la energía renovable

América Latina ha tenido un crecimiento destacado en el uso de las energías renovables, impulsado por la necesidad de sus gobiernos de encontrar alternativas menos costosas para su abastecimiento energético y la oportunidad de aprovechar la ubicación privilegiada que el continente tiene en el planeta.

La posibilidad de dejar de depender de fuentes de energía no renovables como el petróleo, el carbón o el gas natural se presenta como una gran oportunidad de reducir costos energéticos para los países de la región. Además, y no menos importante, la apuesta redunda en un mayor cuidado del medioambiente.

En este marco, la Argentina es uno de los países en la región con más camino por avanzar, y que cuenta en la actualidad con 135 proyectos de energías renovables entre aquellos que ya han ingresado en operación comercial y los que están en plena construcción, que representan 4.776 MW de potencia instalada, con una inversión estimada cercana a los 7.200 millones de dólares en plena ejecución.

Según datos oficiales, desde 2016 hay 39 nuevas centrales de energías renovables en operación comercial por una potencia total de 1.106 MW y una inversión estimada de 1.676 millones de dólares, que generan energía eléctrica para abastecer a 900.000 mil hogares. En tanto que el país ya va por la cuarta ronda de convocatorias a proyectos en el marco de su programa “Renovar”, creado en 2016 y destinado a promover el uso de energías renovables.

El programa ya financió una decena de proyectos de energía fotovoltaica, entre ellos dos parques solares en la provincia de San Luis. Se espera que Argentina continúe incrementando el peso de la energía solar fotovoltaica en los próximos años, ya que por ley definió que el 20% de su energía deberá ser renovable en 2025. Con este objetivo, y sumando además el uso de energía eólica, la Argentina cuenta con el respaldo de la CAF, banco de desarrollo de América Latina, y el BICE.

Por ejemplo en el proyecto Planta Solar Cafayate, desarrollado por Canadian Solar Inc. en la Provincia de Salta, Argentina, el que fue reconocido por la revista especializada Power Finance & Risk, como el negocio del año bajo la modalidad Project Finance en Latinoamérica. La iniciativa contribuye a la mitigación del cambio climático al fomentar el uso de fuentes de energía renovables y favorece una mayor diversificación de la matriz energética en el país, según reseñó el organismo de crédito en un comunicado.

Canning House organizó recientemente una conferencia renovable, donde Gonzalo de Castro, Director Senior del banco de desarrollo de América Latina, CAF, analizó el potencial de energía limpia de la región.

El primer aspecto positivo, señala de Castro, es que tanto la situación económica mundial como la de América Latina están mejorando.

El contexto económico es importante porque la revolución de energía limpia de América Latina será pagada por una mezcla de gobiernos regionales, empresas e inversionistas internacionales, y es más factible encontrar ese efectivo cuando el crecimiento es sólido.

Mientras tanto, el crecimiento económico de América Latina está impulsando un aumento en la demanda de energía que CAF estima que aumentará un 79% entre 2017 y 2030.

El potencial de energía solar de América Latina es de 54,050 teravatios por año (TWh / año). Eso es energía suficiente para satisfacer la demanda eléctrica anual actual de América Latina 36 veces más.

Las nuevas tecnologías renovables (eólica, solar y geotérmica), constituyen el 8% de la matriz eléctrica en América Latina en comparación con la cifra global del 6 por ciento.

Todas las condiciones

Recientemente el subsecretario de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Sebastián Kind, junto al gobernador de San Juan, Sergio Uñac, y el presidente de Jinko Power International, Charles Baide, inauguraron el parque solar fotovoltaico Iglesia û Estancia Guañizuil en la localidad de Las Flores, provincia de San Juan.

Un comunicado oficial resaltó que la inversión de u$s104 millones, es uno de los proyectos de tecnología solar más grandes que actualmente está funcionando en Argentina. En la provincia de San Juan se llevan adelante otros 7 proyectos de energías renovables, que sumarán un total de 130 MW de potencia instalada, y que representan inversiones por más de u$s130 millones.

El diputado nacional (MC) y consultor en el sector de energías renovables, Humberto Roggero dijo: “creo que la Argentina tiene todas las condiciones para avanzar en energías renovables: vientos importantes en la Patagonia y el centro del país, sol y fotovoltaicos en el centro y norte, y biomasa en el noreste argentino, se puede hacer de todo en todas partes, con perspectivas de rendimiento muy alto, en energía se cuenta con más de 4000 horas de generación eólica, en Jujuy unas 2500 horas de fotovoltaica, que es un número muy alto. Esto posiciona muy bien al país”.

Enfatiza Roggero que “a favor de la energia renovable bajaron muchos los costos de inversión, antes un megawatt de fotovoltaica costaba uss 4 millones y ahora está por debajo del millón, lo que se traduce en tarifas más bajas”. Recalca que “se está trabajando con el Estado, se está avanzando. Se podrían hacer mejor las cosas, pero se está avanzando”.

Fuente: https://www.baenegocios.com/suplementos/Argentina-apuesta-a-la-energia-renovable-20190526-0041.html

 

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Instalan paneles de energía solar en parques nacionales de Argentina

En el marco del Programa de Fuentes de Energía Renovable en Áreas Protegidas Nacionales, la Administración de Parques Nacionales de Argentina (APN) lleva adelante desde 2018 la instalación de sistemas solares en distintos Parques con el fin de promover la conversión de servicios energéticos hacia sistemas de generación de fuentes renovables.

En este sentido, el área de Energías Renovables de la Dirección Nacional de Infraestructura del organismo desarrolló un relevamiento de la situación energética de los Parques Nacionales, abarcando el análisis económico, la evaluación de la fuente ideal en relación a cada situación geográfica, la licitación y compra de equipos y su mantenimiento por parte de personal de la APN. El reporte oficial recogido por Energía Limpia XXI destaca que la meta del programa es garantizar la independencia energética en las áreas protegidas, orientada hacia sistemas sustentados en radiación solar y fuentes eólica o hidráulica, coincidiendo con los lineamientos a nivel nacional de diversificación de la matriz energética.

Para ello se llevó adelante la adquisición de más de cuarenta sistemas completos de generación fotovoltaica que están siendo instalados por personal de la APN para el abastecimiento energético en base a fuentes solares en trece áreas protegidas identificadas como prioritarias por su situación crítica en este aspecto.

Como resultado de estas acciones los Parques Nacionales Los Alerces y Lago Puelo, en Chubut, y Perito Moreno, en Santa Cruz, se abastecen actualmente, casi en su totalidad, con estos sistemas; mientras que el Parque Nacional Ciervo de los Pantanos, en Buenos Aires, cuenta con este servicio en áreas estratégicas de mayor acceso público con el fin de cumplir el objetivo de difusión y concientización del uso de energías limpias.

Durante el transcurso de este año se prevé concluir las obras en los Parques Nacionales Monte León, en la provincia de Santa Cruz; Nahuel Huapi, en Río Negro y Neuquén; Sierra de las Quijadas, en San Luis; Quebrada del Condorito, en Córdoba; Baritú y Los Cardones, en Salta; Iberá, en Corrientes; Tierra del Fuego y la Reserva Natural Formosa, en las provincias homónimas.

A la par de las nuevas obras de infraestructura del sistema se realizó la instalación y puesta en marcha de un sistema fotovoltaico en el Parque Nacional El Impenetrable, en la zona de Chaco, para abastecer de energía a 2 módulos habitacionales en el área protegida y otro en el Parque Nacional Calilegua, Jujuy, destinado a la Seccional Mesada de las Colmenas. Cabe destacar que la iniciativa se enmarca en la necesidad de optimizar el consumo energético en los Parques Nacionales, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar los factores susceptibles de contaminación. Se apunta de esta forma a implementar progresivamente estos sistemas de energías alternativas tanto en el mejoramiento de la infraestructura energética existente como a través de su incorporación en futuras obras.

Estos nuevos sistemas autónomos de generación permiten mejorar la calidad del servicio de energía en las áreas protegidas aisladas sin acceso a la red eléctrica convencional y trae aparejados beneficios tales como la iluminación de caminos de acceso, la instalación de sistemas de cobro electrónico de ingreso y la mejora de los sistemas de comunicaciones (funcionamiento administrativo interno, emergencias, alertas, etc).

Sumado a la reducción de costos económicos y operativos, la instalación de estos sistemas de generación de energía limpia en las áreas protegidas resulta significativa para promover la concientización en torno al cuidado ambiental en la sociedad, al oficiar de agente ejemplificador comprometido y difusor de estas prácticas frente a los visitantes.

 

Fuente: https://energialimpiaparatodos.com/2019/05/21/parque-verde-energia-renovable/

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Argentina exportará por primera vez gas licuado desde Vaca Muerta

De esta manera, se convertirá en el 21° país exportador de GNL. Ofrece al mercado los primeros 30 mil metros a través de la petrolera estatal YPF desde el puerto de Bahía Blanca

La petrolera YPF ofrece al mercado los primeros 30 mil metros cúbicos de gas licuado, resultado del alistamiento al que está sometiendo a la barcaza que operará desde el puerto bonaerense de Bahía Blanca.

Tras la mejora en la producción de gas natural gracias a Vaca Muerta, Argentina está a punto de convertirse en el 21° país exportador de Gas Natural Licuado (GNL o LNG en inglés).

Las tareas se realizan en el muelle de la compañía Mega, ubicado en el puerto bahiense y en la barcaza Tango FLNG, que arribó en febrero de este año proveniente de China.

En su momento, la compañía que preside Miguel Gutiérrez había informado que la barcaza entrará en operación comercial durante el tercer trimestre de 2019, por lo cual la reciente oferta no es parte de los plan es de exportación previstos.

El proyecto de GNL, para el cual YPF contrató la barcaza por los próximos 10 años, es parte del camino de monetización de los recursos de gas no convencional de la formación de Vaca Muerta y paso previo a la construcción de una planta gasificadora que demandará una inversión de al menos 4.000 millones de dólares.

La barcaza cuenta con una capacidad de almacenamiento de 16.100 metros cúbicos de GNL y de licuefacción de 2,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con una producción anual equivalente al consumo de un millón de hogares.

De este modo, la petrolera con capital mayoritario estatal prevé comercializar el GNL en el mercado externo que cuenta con un potencial de 40 países compradores.

Se trata del primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina y el tercero en el mundo, que incluirá a la Argentina en el grupo de países exportadores que integran Malasia, Qatar, Nigeria y Rusia, entre otros, resaltaron en YPF.

Fuente: https://www.elciudadanoweb.com/argentina-exportara-por-primera-vez-gas-licuado-desde-vaca-muerta/

 

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Gas Natural Fenosa reactivará gasoducto entre Chile y Argentina

Gas Natural Fenosa (GNF) está invirtiendo unos 50 millones de dólares para aumentar la capacidad del Gasoducto del Pacífico, la estratégica interconexión gasista entre Chile y Argentina que fue construida hace 20 años y que atraviesa el megayacimiento de hidrocarburos de Vaca Muerta.

El Gasoducto del Pacífico se construyó tras una inversión de 320 millones de dólares. Tiene cerca de 600 kilómetros de longitud y conecta la región argentina de Neuquén con la chilena de Bio Bio. En la parte chilena el primer accionista es GNF -por medio de su filial CGE-, con el 60%, seguida por Enap y Trigas; en Argentina, GNF tiene el 56,7% -también con CGE-, seguida por Enap, Trigas e YPF.

La infraestructura se diseñó para exportar gas desde Argentina hasta Chile, y así operó hasta que en 2005 el primero de los países lo destinó únicamente a cubrir sus necesidades internas. Ahora, 13 años después, GNF ha decidido reactivar la infraestructura y está construyendo en la parte argentina, justo donde nace el ramal hacia el territorio chileno, un nuevo compresor que permitirá aumentar su capacidad, desde los actuales 7,5 millones de metros cúbicos diarios hasta los 12,5 millones.

Estos cinco millones de metros cúbicos adicionales ya están contratados a partes iguales por YPF y ExxonMobil, tras una Open Season celebrada el año pasado.

El interés de estas dos compañías deriva de que el gasoducto atraviesa el megayacimiento de gas no convencional de Vaca Muerta, el mismo que el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner expropió a Repsol en 2012 y que hoy en día explotan las petroleras citadas, junto a otras como Shell, Total y Tecpetrol. La excepcional formación geológica está recibiendo inversiones de miles de millones y hay una auténtica carrera de las petroleras por dar salida a su producción; de hecho, ya hay otros dos gasoductos proyectados en la zona.

Además, resulta que los gobiernos de Chile y Argentina, ante las expectativas despertadas por el potencial de Vaca Muerta, se están poniendo de acuerdo para reanudar la compraventa del hidrocarburo: a finales de abril firmaron un protocolo energético que complementa el marco para las relaciones comerciales que se dieron en 1991. A tal efecto, han creado un grupo de trabajo que tiene de plazo hasta finales de agosto para desarrollar la nueva normativa de intercambio de gas y electricidad.

El mercado chileno es estratégico para GNF -tiene un plan de inversión de 2.000 millones de dólares en cinco años- y le proporcionó 514 millones entre las actividades de luz y gas en 2017. Argentina le aportó sólo 68 millones, pero preveía despegar tras la reciente regularización tarifaria, con una inversión superior a los 300 millones.

Fuente: https://www.valoraanalitik.com/2019/05/21/gas-natural-fenosa-reactivara-gasoducto-entre-chile-y-argentina/.

 

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Gas y petróleo en el Mar Argentino: la industria pesquera en alerta

El 5 de junio, el Gobierno mantendrá una reunión con referentes locales de las cámaras pesqueras donde el tema principal será el comienzo de la exploración de gas u petroleo en el Mar Argentino, con foco en Mar del Plata. En este encuentro, solicitado por el sector, analizarán el impacto que tendría la búsqueda de petróleo y gas para la actividad pesquera de la ciudad y el país.

Desde la Cámara de la Industria Pesquera Argentina (CAIPA) confirmaron la citación de Nación para principios del próximo mes. El encuentro estará encabezado por el Subsecretario de Hidrocarburos y Combustibles, Carlos Casares. La convocatoria, según lo que comunicó la entidad que es presidida por Fernando Rivera, también incluye al Consejo de Empresas Pesqueras Argentinas (CEPA), la Cámara de Armadores de Buques Pesqueros de Altura y la Cámara de Armadores de Pesqueros y Congeladores de la Argentina (CAPeCA).

Desde un comienzo, el sector pesquero encendió la alarma con una nota enviada al Consejo Federal Pesquero y al subsecretario de Pesca de la Nación, Juan Bosch, en la que se manifestó “profunda preocupación por el impacto” de la búsqueda de hidrocarburos. “En esas áreas se realiza históricamente actividad pesquera por parte de nuestra flota. Entendemos que la pesca es una actividad económica de gran relevancia nacional por su capacidad de generar empleo, proveer alimento de alta calidad nutricional y generar divisas por exportación, y que debe ser contemplado y analizado previamente el impacto que producirá en el caladero dichas actividades de exploración”, remarcaron en el pedido.

“Las prospecciones de gas y petróleo previstas en tres cuencas de la plataforma marítima se realizarán sobre históricas zonas de actividad pesquera, lo cual demanda un estudio previo de impacto sobre las pesquerías”, aseveró la entidad que conduce Diego García Luchetti.

 

En el mismo comunicado, el sector solicitó la intervención del Instituto Nacional de Investigación y Desarrollo Pesquero (INIDEP) para que se avance con un estudio ambiental previo que determine la viabilidad de las labores. Para fundamentar su postura, la cámara citó a la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, que ya advirtió que “la instalación de las plataformas, las detonaciones o las acciones sobre el lecho marino generan el desplazamiento temporal de organismos, sobre todo si la campaña afecta áreas de cría en época de desove”.

 

Ofertas por US$ 995 millones

A principios de abril, Argentina recibió ofertas para la exploración de tres cuencas hidrocarburíferas costa afuera de 13 empresas por US$ 995 millones. La Secretaría de Energía había dicho en un comunicado que en mayo el Gobierno realizaría la adjudicación de cada una de las 18 áreas ofertadas. “Es presumible que exista una riqueza muy elevada en el Mar Argentino”, decía el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, en la misiva.

Las ofertas para la exploración de la cuenca Austral totalizaron US$38,1 millones, para la cuenca Argentina norte totalizaron US$181,1 millones, mientras que lo ofertado para la cuenca Malvinas Oeste sumó US$ 776 millones.

El informe señalaba que del total de empresas que realizaron ofertas, hay cuatro que hasta hoy no contaban con operaciones en el país: Mitsui, BP, ENI y Tullow, mientras que el listado de ofertantes se completa con las empresas Qatar, Equinor, ExxonMobil, Total, YPF, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Wintershall.

Shell informó que junto a Qatar Petroleum ganó dos bloques de aguas profundas en la Cuenca Argentina Norte, que se suma a su desarrollo de hidrocarburos no convencionales en la formación Vaca Muerta, donde podría hallarse la mayor reserva de ese tipo en el mundo.

Los bloques ganados por Shell tienen un área de 8.341 kilómetros cuadrados y 7.862 kilómetros cuadrados y se extienden al borde de la plataforma continental en aguas que van desde los 200 a los 2.500 metros de profundidad, informó la empresa.

 

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Fuente: https://www.eleconomista.com.ar/2019-05-gas-y-petroleo-en-el-mar-argentino-la-industria-pesquera-en-alerta/

 

 

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Petrolera Tecpetrol demanda a Argentina por cambios en subsidios al gas

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Argentina y Malasia podría colaborar en el desarrollo de energía renovable

Gabriela Michetti, vicepresidenta de Argentina, ha realizado una visita oficial de cinco días a Kuala Lumpur este mes de mayo. Esta es la primera visita oficial de Argentina en 22 años, desde que el expresidente Carlos Menem visitara Malasia en 1990 y 1997.

En esa visita, Michetti habría propuesto una colaboración entre ambos países para el desarrollo de energía renovable y nuclear. “Argentina ve un gran potencial en las energías renovables, como la eólica y la solar, y se está centrando mucho en este sector, en el que ha realizado grandes inversiones”, afirmó. “Sin embargo, algunas de estas inversiones se perdieron debido a las malas políticas del gobierno anterior”.

Argentina también tiene experiencia en el uso pacífico de la energía nuclear, y ha exportado reactores nucleares a los Países Bajos, Australia y muchos otros países.

Michetti añadió que inversores privados locales y extranjeros se han dado cuenta de que Argentina, bajo la presidencia de Mauricio Macri, ha implementado la seguridad, la transparencia y la responsabilidad corporativa en los procesos de licitación para las empresas. Desde que asumiera la presidencia en 2015, inició una serie de reformas, incluyendo la promoción de la energía renovable y la transparencia en la licitación de contratos.

“Responsabilidad en las licitaciones, no corrupción, para que todos sepan que nada está oculto. Estas compañías ven esto como un compromiso argentino para ser honestos y transparentes.

Respecto a la cooperación con Malasia, Michetti afirmó “creo que hay muchas cosas que podemos hacer juntos, porque tenemos la misma visión. Creo que este es un momento ideal para fortalecer la relación. Tenemos que empezar hoy para construir nuestro futuro”, dijo.

Fuente: https://www.pv-magazine-latam.com/2019/05/14/argentina-y-malasia-podria-cola
D55rfkcWAAAna4G-1024x683borar-en-el-desarrollo-de-energia-renovable/

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El potencial de la Argentina en energías limpias es único

La energética lleva invertidos u$s250 millones para la instalación de dos parques eólicos en el país que generarán 100 MW cada uno. Además tiene el objetivo de alcanzar 500 MW en 2023.

AES Argentina es una de las principales empresas generadoras de energía eléctrica del país. Actualmente opera 10 plantas ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan, con una capacidad instalada de 3,800 MW, que representa el 12% de la potencia instalada en el país. Desde 2016 hizo una reconfiguración de su negocio para convertirse en la líder nacional en la generación de energías limpias y para esto desembolsó u$s250 millones en la construcción de dos parques eólicos de 100 MW cada uno, Vientos Bonaerenses I en la provincia de Buenos Aires, y Vientos Neuquinos en la provincia de Neuquén, que serán inaugurados en los próximos meses. En una entrevista con Ámbito Financiero, su presidente Martín Genesio ofreció su visión del sector que todavía tiene mucho por crecer y explicó los planes para los próximos años.

Periodista: ¿Cómo analizan la actualidad del sector de las energías limpias y particularmente lo que está haciendo la empresa en la materia?

Martín Genesio (MG): En lo que hace estrictamente a la empresa venimos trabajando muy fuerte y hemos aprovechado bastante bien las posibilidades que ha ofrecido este Gobierno en el mercado de la generación de energías limpias, más precisamente con el Plan Renovar. En ese sentido seguimos apostando a seguir creciendo en el sector y por ese tenemos un pipeline, o para decirlo más claramente, tenemos en el “banco de suplentes” proyectos para generar 1.000 MW adicionales, básicamente quintuplicar lo que hoy tenemos en marcha. Tratamos de focalizarnos más en los mercados donde podemos firmar contratos con clientes privados, pero también estamos a la espera de futuras rondas del Gobierno. Incluso se anunció públicamente que posiblemente antes de fin de año esto suceda por lo que aquí también hay mucha expectativa. Así es que tomando todos estos factores creemos que las perspectivas son muy alentadoras.

P: AES es una multinacional en el desarrollo de energías que hoy está apostando con inversiones en la Argentina ¿Qué fortalezas y debilidades encuentran en el mercado local?

M.G.: Vemos que Argentina es un mercado muy grande con un potencial gigantesco; esto sin lugar a dudas es una fortaleza. Desde mi punto de vista es uno de los países con mayor potencial del mundo. Esto es porque Argentina tiene uno de los mejores recursos de vientos del mundo; no sé si el mejor pero por ahí debe andar. A la par, también tiene uno de los mejores recursos de sol, por lo que para la generación de energía solar también es excelente. Así es que tenemos vientos en el sur y sol en el norte, y a la par hay un gran potencial en materia de litio que se usa para construcción de sistemas de almacenamiento. Entonces AES entiende que la Argentina es un lugar muy positivo para estar y que este es un negocio a largo plazo en el que hay que apostar para poder crecer. También la Argentina tiene un recurso y un potencial gigantesco en materia de gas no convencional con Vaca Muerta y en ese sentido nosotros entendemos que esa potencialidad te da la posibilidad de acelerar un futuro energético más sustentable, basado tanto en viento, como en sol, en almacenamiento y en energía convencional que puede también ser desarrollada a partir del gas. Por ende, acá está todo. Hay países que le faltan todas estas cosas, otros que le faltan algunas y la Argentina tiene todo junto, es prácticamente único y nuestra visión sobre el país es esa, que es un país con un potencial enorme. Por eso, más allá de los avatares políticos, las cuestiones macro que todas las empresas están mirando, o que quizás puede haber o alguna cuestión coyuntural, nosotros lo vemos como un negocio de largo plazo y un país con una potencialidad enorme entendemos que es un lugar para estar y que tiene muchas ventajas competitivas con otros países. Por supuesto, que entre las contras se puede mencionar que Argentina es cíclico en materia de política y en materia económica. A la par, este es un año de elecciones muy particular y estamos esperando que las elecciones se lleven a cabo para que el futuro político se aclare y en ese sentido crecer sobre una base un poco más sólida.

P: Tal como sucede con otros sectores, el de ustedes en particular tiene muchos costos dolarizados y más con inversiones en marcha ¿como se mueven con la volatilidad de la moneda y cuánto impacta?

M.G.: En principio, más allá de los vaivenes políticos y económicos no hemos revisado inversiones de ningún tipo. Por supuesto que la volatilidad de la moneda genera ruido pero más que nada porque se complica el financiamiento. Por otro lado, en general, si bien el sector tiene costos en dólares, el negocio también cuenta con precios dolarizados. No hay una afectación directa al negocio pero sí hay una afectación en materia de conseguir financiamiento adecuado. Más allá de esto, hace 26 años que estamos en la Argentina y hemos pasado muchas otras tormentas financieras pero, como dije, este es un negocio a largo plazo. Entonces lo que estoy viendo es un reacomodamiento de las variables y una normalización de las cuentas públicas y creemos que en el mediano plazo vamos a estar en un sistema más estable que te permita hacer negocios más rápido y más grandes.

P: Con estas complicaciones para financiarse localmente que menciona ¿Dónde captan dinero para concretar esta expansión?

M.G.: Nuestra empresa se financia tanto con bancos locales como internacionales, buscando las mejores alternativas. Por supuesto también reinvertimos utilidades y en 2017 emitimos un bono corporativo que fue destinado también a inversiones.

P: En estos proyectos que hoy tienen para generar 1.000 MW adicionales ¿Qué nos puede adelantar y para cuando podrían concretarse?

M.G.: La mayoría de los proyectos que tenemos en carpeta son inversiones en energía eólica y algunos solares, Nuestro foco localmente va a seguir en las energías limpias y en este camino en el que apostamos a crecer. Respecto a los tiempos, todos están bajo análisis y esperamos que sea cuanto antes.

Fuente: https://www.ambito.com/el-potencial-la-argentina-energias-limpias-es-unico-n5031188

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