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febrero 17, 20220

El Gobierno lanzó el Clúster Renovable Nacional para desarrollar energías a partir de fuentes sustentables

El Presidente de la Nación, Alberto Fernández, junto a los ministros de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas; de Economía, Martín Guzmán; de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Cabandié, y del Interior, Eduardo de Pedro, acompañados por el gobernador de San Juan, Sergio Uñac, anunciaron el lanzamiento del Clúster Renovable Nacional para ampliar la oferta eléctrica y cuidar el medio ambiente. La conformación del organismo público-privado promoverá la creación de Parques de Generación Renovable, tendrá representación de 6 provincias productoras de bienes, tecnologías y servicios asociados a la generación eléctrica de fuentes renovables, en conjunto con la participación de cámaras empresarias del rubro.

“Estamos haciendo posible que el país tenga energía renovable, hecha en Argentina por argentino”, afirmó Alberto Fernández desde la sede de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), ubicada en la ciudad de San Juan.

“El proyecto para desarrollar energías renovables es muy interesante en un mundo que enfrenta el problema del cambio climático”, sobre cuya dimensión “tenemos que tomar conciencia”, destacó al tiempo que aseveró: “Argentina tiene un compromiso para enfrentar las consecuencias de ese cambio climático, porque si no paramos vamos a dejar un mundo peligroso para las generaciones venideras”.

El ministro Matías Kulfas resaltó: “Hoy es un día muy importante para quienes soñamos con un desarrollo productivo verde que integre con seriedad los desafíos ambientales con una mirada productiva centrada en el trabajo argentino y el desarrollo federal. Hoy coronamos la puesta en marcha de una iniciativa largamente conversada y trabajada con actores productivos y gubernamentales que consiste en la conformación de un entramado productivo para la fabricación nacional de equipamiento destinado a proveer energías renovables en nuestro país y también para la exportación”.

“Venimos de una experiencia que quedó trunca y tuvo muchas limitaciones en materia de energías renovables, que ha sido el plan Renovar, durante el gobierno anterior. Ese plan estuvo diseñado y estructurado en torno a dos premisas que fueron el germen del problema: la dependencia del financiamiento externo y la incorporación de equipos de generación importados. Es fundamental que tengamos en cuenta que el gran objetivo de avanzar en la sostenibilidad ambiental necesita estar acompañado de sostenibilidad macroeconómica y sostenibilidad social. Por eso hemos lanzado el Plan de Desarrollo Productivo Verde, para estimular la producción en el país de las nuevas industrias que permitan luchar en serio, no con discursos, contra los problemas del cambio climático y diversos flagelos ambientales”, agregó.

El objetivo principal del Clúster consiste en articular la oferta de producción nacional y las complementariedades existentes en el país para la fabricación de bienes principales como aerogeneradores, palas aerogeneradores y paneles fotovoltaicos.

Implica 750 MW de generación renovable en los próximos 2 años y 300 MW anuales a partir de 2024. La generación de energía renovable supone la sustitución de componente energético importado por u$s130 millones anuales, y permitirá una reducción de 220 toneladas por año en las emisiones de CO2.

La inversión estimada para el desarrollo y construcción de Parques de Generación Renovable será aproximadamente de u$s1.000 millones, con un componente nacional cercano al 50%. Prevé la creación de 2.250 empleos directos y más 4.000 indirectos, e impactará en 250 empresas PyMEs que conformarán su cadena de valor.

Del lanzamiento participaron los gobernadores de La Rioja, Ricardo Quintela; de Neuquén, Omar Gutiérrez; de Catamarca, Raúl Jalil; de Río Negro, Arabela Carreras; y el vicegobernador de Mendoza, Mario Abed. También estuvieron presentes el secretario General de la Presidencia, Julio Vitobello; el secretario de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa, Ariel Schale; la secretaria de Minería, Fernanda Ávila; el secretario de Energía, Darío Martínez; la subsecretaria de Financiamiento y Competitividad PyME, Laura Tuero; el presidente del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), Rubén Geneyro; y el presidente del Banco de la Nación Argentina, Eduardo Hecker.

El Clúster -que tendrá un carácter abierto y federal- estará conformado por las provincias de San Juan, La Rioja, Neuquén, Mendoza, Catamarca y Río Negro; y las empresas que participarán son, entre otras, el Parque Eólico Arauco SAPEM (La Rioja); Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan; Empresa Mendocina de Energía Sociedad Anónima (EMESA) e IMPSA por Mendoza; Energía de Catamarca SAPEM; Agencia de Inversiones (ADI) de Neuquén; y Eólica Rionegrina Sociedad Anónima (ERSA).

“Desarrollar un trabajo integrado a partir del clúster nacional renovable, implicará mayores desafíos en innovación y tecnología. El Instituto Nacional de Tecnología Industrial aporta sus capacidades para avanzar con empresas líderes, organismos y proveedores en la nueva matriz energética” señaló Ruben Geneyro, presidente del INTI.

A través de esta iniciativa, se promoverá el desarrollo, la construcción y la puesta en marcha de Parques de Generación Renovable, claves para el cuidado del ambiente y la ampliación de la oferta eléctrica. Los recursos eólico y solar en Argentina se encuentran entre los mejores a nivel mundial, por lo cual este clúster apunta a aprovechar ese potencial con trabajo nacional ya que está integrado 100% por empresas argentinas que van a contratar mano de obra local y a producir ingeniería, equipos y conocimiento para dotar de tecnología a los proyectos de cada provincia.

La creación del Clúster se realizó considerando una triple sustentabilidad: sustentabilidad macroeconómica, enfocada en el ahorro de divisas, la sustitución de equipamiento y tecnología importada y futuras exportaciones; la sustentabilidad ambiental, conjugando la generación de energías verdes con cuidado ambiental; y la sustentabilidad social, para garantizar el trabajo argentino y el bienestar de las comunidades.

Además, se conformará el Comité Ejecutivo del Clúster Renovable Nacional, con participación del Ministerio de Desarrollo Productivo, del Ministerio de Economía y de las provincias participantes, que designarán cada una de ellas un representante titular y un suplente.

Por otra parte, se firmó un Acuerdo Marco entre la empresa mendocina con capital mayoritario del Estado Nacional IMPSA y la sanjuanina EPSE, mediante el cual se inicia un proceso de articulación entre ambas empresas. El convenio incluye la gestión administrativa y comercial de la operación de la Fábrica Integrada de Paneles Solares Fotovoltaicos de EPSE, con una capacidad de producción de 71 MWp por año, el armado y estructuración de una Fábrica de Inversores de potencia CC/CA por parte de IMPSA, y la construcción y operación de futuros parques solares fotovoltaicos que EPSE planea desplegar en las provincias del Clúster.

Fuente: https://www.argentina.gob.ar/noticias/el-gobierno-lanzo-el-cluster-renovable-nacional-para-desarrollar-energias-partir-de-fuentes

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agosto 4, 20210

La historia del primer pozo multifracturado del país

Poco tiempo antes la EIA (Agencia de Información Energética de EE.UU.) había publicado que Argentina estaba en el podio de los países que atesoraban los mayores recursos de hidrocarburos no convencionales del mundo. Según dicho informe, las formaciones Vaca Muerta y Los Molles de la Cuenca Neuquina concentraban el mayor volumen de dichos recursos.

Argentina importaba año tras año volúmenes crecientes de GNL (gas natural licuado) en barcos metaneros y esto implicaba para nuestro país un exorbitante drenaje de divisas que debía revertirse. El gobierno nacional lanzó el programa Gas Plus, que habilitaba un precio algo mayor (pero significativamente inferior al gas importado) para el gas no convencional, con la intención de incentivar el desarrollo local de este recurso. El gobierno de Neuquén clamaba por mayor producción, más regalías y más trabajo para los neuquinos. Y los argentinos necesitábamos terminar con los crecientes cortes en el suministro de gas. En aquella época era normal que las industrias se vieran obligadas a dejar de producir en el invierno para evitar cortes de gas o de luz a los usuarios residenciales (recordemos que más del 60% de la energía eléctrica en Argentina se genera a partir del gas natural).

Apache tenía experiencia en el tema de hidrocarburos no convencionales y ya había perforado varias decenas de pozos de este tipo en sus proyectos de Granite Wash (EE.UU.) y de Horn River en Canadá, pero sabía que la perforación de este mismo tipo de pozo en Argentina constituía todo un desafío. Había que coordinar esfuerzos con el gobierno nacional (para importar equipamiento e insumos críticos), con el gobierno provincial (para obtener permisos, sobre todo ambientales), con los sindicatos (para coordinar trabajos que por primera vez se llevarían a cabo en el país), con las empresas de servicios (a las que les resultaba difícil reunir todo el equipamiento necesario simultáneamente en una misma locación), etc.

Sin embargo, y gracias al aporte, a la creatividad y a la voluntad de todos los involucrados, el proyecto pudo completarse exitosamente. Técnica y operativamente, el proyecto marcó records en muchos aspectos fundamentales. Por eso aún perdura en el recuerdo de todos los involucrados y también porque significó el primer eslabón local hacia los (ahora mucho más populares) proyectos de ese tipo en Vaca Muerta.

La perforación de este pozo, de 3.600 metros de profundidad y 900 metros en su rama horizontal, demandó seis meses de trabajo. Primero se perforó un pozo piloto vertical y se obtuvieron muestras (testigos) de la roca objetivo. Luego se utilizó la primera parte del pozo piloto como punto de partida para perforar el tramo curvo y, una vez alcanzada la profundidad del objetivo (en este caso dentro de Los Molles), se perforaron 900 metros de tramo horizontal, lo que llevó la longitud total del pozo a 4.452 metros.

La terminación del pozo demandó más de dos meses. Se realizaron 10 etapas de fractura en el tramo horizontal (de las cuales 9 resultaron exitosas). Cada etapa de fractura involucró 3.000 metros cúbicos de agua y 150 toneladas de agente sostén (arena sintética). La presión necesaria para fracturar la roca y bombear el fluido osciló en alrededor de 12.000 PSI, lo que llevó al límite la capacidad de los equipos involucrados.

Se requirieron 16 camiones bombeadores con una potencia de 2.000 HP cada uno, o sea un total de 32.000 HP instalados en la locación del pozo. Esto derivó en una situación muy inusual, ya que la empresa de servicios contratada para las operaciones de fractura (Halliburton) tuvo que solicitar ayuda a su principal competidor (Schlumberger) para poder completar el total de potencia necesaria para las operaciones de fractura. Por esa razón, en las fotografías tomadas durante la terminación del pozo, se ven mezclados entre sí los camiones rojos de Halliburton con algunos camiones azules de la competencia.

Para poder contar con los volúmenes de agua necesarios hubo que construir una pileta de tierra con capacidad para 30.000 metros cúbicos. El agua fue transportada en camiones desde Plaza Huincul (70 km). La construcción de la pileta, su impermeabilización con geomembrana y el transporte del agua demandaron más de tres meses de trabajo.

En las operaciones de fractura en EE.UU. y Canadá era normal que éstas se llevaran a cabo en forma ininterrumpida durante las 24 horas, los 7 días de la semana. Sin embargo, el sindicato petrolero local no se sentía cómodo con esa modalidad (era la primera operación tan prolongada en Argentina, con el equipamiento de bombeo trabajando casi al límite de su capacidad). Luego de arduas negociaciones, finalmente se acordó que las operaciones de bombeo se realizarían solamente en horario diurno y que el personal del turno nocturno solo trabajaría en tareas de mantenimiento.

El pozo fue perforado y terminado exitosamente, a pesar de que durante la ejecución del proyecto se produjo la erupción del volcán Puyehue y una lluvia de cenizas cayó sobre el sur de Neuquén durante varias semanas. Eso determinó que durante parte del proyecto se trabajó en condiciones de menor visibilidad (dependiendo de la dirección del viento) y con la cancelación de todo tipo de transporte aéreo.

El costo total del pozo superó los 20 millones de dólares (cuando lo originalmente presupuestado era 17 millones). Los volúmenes de producción de gas del pozo ACO.xp-2001 fueron significativamente inferiores a los esperados y por lo tanto desalentaron continuar la exploración en esa zona. No obstante, la experiencia abrió el camino para muchos otros pozos horizontales multi-fracturados con objetivo “shale” que vinieron con el transcurso del tiempo y marcó el comienzo de una curva de aprendizaje en Argentina, que hoy en día nos permite perforar pozos con 3.000 metros de rama horizontal y con más de 50 etapas de fractura por pozo.

Diez años pasaron desde la perforación del pozo ACO.xp-2001. Muchísimo se ha avanzado en los aspectos técnicos y operativos para la efectiva perforación de pozos horizontales multi-fracturados. Por otra parte, hoy ya nadie duda de la superlativa calidad de la formación Vaca Muerta para la producción de hidrocarburos no convencionales. Con el sustento de estos aspectos fundamentales, los argentinos tenemos la oportunidad para ofrecer un contexto adecuado que atraiga inversiones importantes. Tenemos la gran responsabilidad de lograr que los significativos recursos de gas y petróleo que alberga nuestro subsuelo, dejen cuanto antes de ser solo recursos y se transformen en producción, en beneficio de todos los argentinos.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/pozo/la-historia-del-primer-pozo-multifracturado-del-pais-n829075

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julio 12, 20210

Qué es el hidrógeno verde, la energía que se puede hacer acá y que tienta a Europa

En la carrera para reducir el impacto ambiental, las energías renovables ocupan un lugar preponderante. Siemens Energy, la empresa independiente que desde hace un año concentra todos los activos del negocio energético del gigante alemán -tras el spin off de la matriz Siemens-, es una de las protagonistas de ese proceso. Pero la apuesta hoy no pasa solo por la infraestructura de turbinas eólicas, donde la compañía pisa fuerte en el nivel global: los planes para llegar a la neutralidad en las emisiones de carbono incluyen un impulso al hidrógeno verde y los combustibles ecológicos o e-combustibles.

APERTURA participó junto a periodistas de la región de una rueda de prensa virtual con Tim Holt, miembro del Managing Board de Siemens Energy para América latina, quien se refirió a la transformación energética en el continente y detalló las iniciativas que está llevando adelante la compañía.

“La región tiene grandes oportunidades en materia de transición energética. Hay muchos proyectos interesantes en ejecución”, dijo Holt y mencionó el caso del hidrógeno verde en Chile y el proyecto bautizado Haru Oni en el sur del país trasandino, donde la compañía está implementando la primera planta integrada de producción de combustible ecológico a partir del viento y el agua. Para el ejecutivo, es preciso dar un paso en la evolución de combustibles fósiles a e-combustibles y acelerar el ritmo de innovación en la infraestructura eléctrica de la región para que sea sustentable y eficiente. El hidrógeno puede usarse no solo para procesos químicos sino también para transporte y generación energética, planteó.

En la región de Magallanes, al extremo sur de Chile, el proyecto piloto de Siemens Energy junto a otras empresas energéticas generará metanol sintético -base de combustibles ecológicos cero emisiones- a partir del hidrógeno verde producido, inicialmente, con energía eólica obtenida de los fuertes vientos de la zona. El objetivo es exportar a Europa ese combustible ecológico, explicó el ejecutivo.

El transporte juega un rol central en la reducción de la huella de carbono y es una de las preocupaciones en las que puso el foco la Unión Europea en la ruta hacia la descarbonización (el bloque fijó la meta de ser carbono neutro en 2050). Según datos de Siemens, los sectores del transporte y la industria son responsables del 45 por ciento de las emisiones mundiales de carbono y las fuentes de energía renovable en esos sectores solo lograron reducir ese registro en menos del 8 por ciento. En la visión de la compañía, los combustibles generados a partir del hidrógeno serán una respuesta para alcanzar los estándares de cero emisiones, junto con la electrificación.

Siemens Energy impulsará la aplicación de hidrógeno verde como combustible en otras pruebas piloto en Colombia -en transporte en la ciudad de Bogotá- y en México, mencionó el ejecutivo durante la rueda de prensa. “Colombia, Chile, México, Brasil, la Argentina tienen los recursos naturales para producir hidrógeno verde. Y podrían exportarlo eventualmente. Puede darse un caso como el del LNG (gas natural licuado), que se volvió un commodity global competitivo y pudo ser transportado cuando bajó el costo de producción. El hidrógeno verde para Latam podría estar en esa situación similar”, dijo. “Europa no tiene todos los recursos para producir el hidrógeno verde que necesita consumir”, agregó.

Respecto de la Argentina, Holt destacó la oportunidad de la energía renovable y mencionó que existe terreno para ganar eficiencia energética en la matriz actual. “Tenemos grandes clientes, una larga trayectoria en el país y una participación de mercado muy importante en la generación energética tradicional. Respecto de las energías renovables, creo que están avanzando de manera un poco lenta. En hidrógeno, no vemos la misma actividad que en Chile, Colombia o México en la discusión de proyectos piloto. Creemos que hay una oportunidad en la electrificación de la exploración de gas en la explotación de shale. Y en proyectos de energía eólica”, señaló.

El ejecutivo se refirió además al centro de aplicaciones de Siemens Energy que funciona en la operación local. “Tenemos un gran grupo de digitalización, que trabaja para toda el área Latam. Está trabajando con los clientes existentes para optimizar sus planes de operaciones, para ser más flexibles y eficientes”, dijo.

Fuente: https://www.cronista.com/apertura-negocio/empresas/que-es-el-hidrogeno-verde-la-energia-que-se-puede-hacer-aca-y-que-tienta-a-europa/

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mayo 5, 20210

Proyecto de Ley de Biocombustibles: Comunicado del IAE Mosconi

El IAE Mosconi publicó un comunicado con su posición, y propuestas, respecto al Proyecto de Ley de biocombustibles tratado en la Cámara de Diputados de la Nación.

El 28 de septiembre de 2020 el IAE Mosconi emitió su comunicado “Los graves problemas que
afronta la cadena de valor de los biocombustibles requieren una urgente solución por parte del
gobierno nacional”, en el cual se daba cuenta de la emergencia del sector.
En esa oportunidad el Instituto realizó una serie de recomendaciones al gobierno que incluían:

1) la fijación del precio de los biocombustibles;

2) la prórroga de la Ley 26093 vigente por el plazo de 1 año;

3) la fijación y fundamentación de los porcentajes de mezcla para biodiesel y bioetanol para el
periodo de prorroga de la Ley; y

4) la creación de una Comisión Asesora con el objetivo de elaborar un nuevo proyecto de Ley que podría tener tratamiento parlamentario al finalizar la prorroga a la que se refiere en el punto 2).

En el corriente mes, faltando muy pocos días para el vencimiento de la vigente Ley 26.093, e
ignorando que existe un proyecto de ley de prórroga con media sanción del Senado de la Nación, el
bloque de Diputados nacionales del Frente de Todos presentó un nuevo proyecto a fin de darle
rápido trámite parlamentario dejando de lado el tratamiento del proyecto que cuenta con media
sanción.
En este contexto consideramos necesario realizar las siguientes consideraciones.
Reiteramos la relevancia de la inserción de los biocombustibles en la matriz energética nacional que
aporta el 4% de la energía primaria, el impacto positivo del sector en el balance comercial energético
con exportaciones que promediaron los USD 960 millones en los últimos tres años y su contribución
a la mitigación de las emisiones de gases de efecto invernadero que permitirán reducir al 2030 hasta
el 5,6% de las emisiones comprometidas por la Argentina ante la comunidad internacional.
El proyecto en consideración en la Cámara de Diputados, modifica, sin fundamentación técnica ni
ambiental, los niveles de corte el corte para el biodiesel y, si bien mantiene los niveles para el
bioetanol, permite compensaciones discrecionales entre el bioetanol de maíz y el de caña de azúcar.
Al mismo tiempo permite a la Secretaria de Energía como autoridad de aplicación modificar de
forma unilateral los niveles de corte, fijar y asignar cupos, regular precios y rentabilidades,
cuestiones que sin un marco de referencia y objetivos claros atentan contra la certidumbre y
seguridad jurídica, necesarias para garantizar inversiones, y contra la competitividad del sector.
El próximo 12 de mayo vencen los plazos previsto en la Ley 26.093. Antes de intentar sancionar una
nueva ley por plazos largos como se pretende en el Proyecto del Frente de Todos, es fundamental
que la Autoridad de Aplicación de la ley vigente, es decir la Secretaría de Energía de la Nación,
presente ante el parlamento y ante la ciudadanía los resultados de la aplicación delrégimen vigente;
evaluando con fundamentos científicos, técnicos, económicos y ambientales el resultado de la
aplicación de una de promoción al sector durante los últimos 15 años. Esto incluye naturalmente:
el inventario de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero evitadas, la huella de carbono de los
diversos biocombustibles utilizados bajo el régimen de promoción; el costo fiscal de la promoción y
toda otra información que la Autoridad de Aplicación estime de utilidad para el futuro.
Al mismo tiempo la Autoridad de Aplicación debería poner en conocimiento del Parlamento los
objetivos de largo plazo y metas intermedias del Gobierno nacional en materia de reducción de
emisiones de gases de efecto invernadero y de utilización de Biocombustibles compatibles con los
anuncios del presidente de la Nación ante la comunidad internacional en la reciente cumbre del
clima del 22 de abril en la que textualmente afirmó “ Elevamos nuestra Contribución Determinada
Nacional” un 27,7 % respecto a la de 2016 (…) Estos son pasos consistentes con la meta de 1,5°
grados centígrados y la neutralidad de carbono al 2050. Asumimos el compromiso de desarrollar
el 30% de la matriz energética nacional con energías renovables ”
1
.
2. La propuesta
Atento a la urgencia del vencimiento del programa vigente, la necesidad de diseñar una política
pública sostenible y sustentable para los biocombustibles y evaluar con fundamentos técnicos,
económicos y ambientales el resultado de la política de promoción aplicada en los últimos 15 años,
es que reiteramos nuestras recomendaciones realizadas en septiembre 2020:
a) Recomendar al Congreso Nacional la prórroga por un año a partir del 1 de mayo de 2021
del Régimen de Promoción de la Ley 26.093 según lo establecido en el artículo 1° de dicha
Ley.
1 Del Discurso del Presidente de la Nación Alberto Fernández pronunciado en la Cumbre del Clima. Fuente
Casa Rosada
b) Solicitar a la Secretaria de Energía un informe sobre el cumplimiento de los porcentajes de
mezcla en los últimos 24 meses.
c) Requerir a la Secretaria de Energía en carácter de Autoridad de Aplicación de la Ley 26.093
que fije en forma fundada los porcentajes de mezcla para Biodiesel y Bioetanol para el
período de comprendido de prórroga comprendido entre el 1 de mayo de 2021 y el 30 de
abril de 2022. Esta fijación debe ser compatible con la incorporación de los Biocombustibles
a la matriz energética en el marco de un Plan Energético Estratégico y de transición, que
permita visualizar un futuro contemplando la problemática energética, económica,
ambiental y social.
d) Recomendar al Poder Ejecutivo la creación de una Comisión Asesora para la elaboración de
un Proyecto de Ley de Biocombustibles que regirá a partir de la finalización del Régimen.
e) Dicha Comisión deberá tener como el objetivo principal recomendar políticas públicas a
incluir en el Proyecto de Ley que garanticen la neutralidad de emisiones en todo el proceso
de comercialización de biocombustibles de origen nacional, e incluir políticas de fomento
al avance cualitativo de la industria con la incorporación de biocombustibles de segunda
generación.
f) Para cumplir con estos objetivos, el Consejo Asesor deberá contar con la participación de
la Autoridad Ambiental de la Nación, de las Provincias productoras o potencialmente
productoras de biocombustibles y la convocatoria al Gabinete Nacional del Cambio
Climático.

Comisión Directiva
Instituto Argentino de Energía “Gral. Mosconi”
30 de abril de 2021

Fuente:http://revistanuevasenergias.com/2021/05/04/proyecto-de-ley-de-biocombustibles-comunicado-del-iae-mosconi/

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abril 21, 20210

Se triplicaron los usuarios que generan energía eléctrica para autoconsumo e inyectan excedentes a la red

La Secretaría de Energía informó los resultados obtenidos en 2020 en el marco del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, destacando un avance muy positivo hacia la generación de energía por parte de los usuarios, lo cual también contribuye a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte, ya que la electricidad se genera muy cerca de donde se consume. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó el Secretario de Energía, Darío Martínez.

El régimen promocional creado por la Ley N° 27.424 establece el marco regulatorio para que los usuarios de la red de distribución eléctrica, sean hogares, PyMEs, industrias o establecimientos de producción agrícola, generen energía para su autoconsumo a partir de fuentes renovables y puedan inyectar el excedente a la red, recibiendo una compensación por ello.

Se considera Usuario-Generador (UG) a quien ya conectó su equipo de generación distribuida bajo la normativa vigente, por lo que de esta manera puede generar un ahorro económico en la factura del servicio eléctrico y también contribuir a la diminución del impacto ambiental. El primer UG en Argentina se incorporó a la red en junio de 2019.

En diciembre de 2020, el programa que opera en el ámbito de la Subsecretaría de Energía Eléctrica alcanzó los 338 UG, con una potencia total instalada de 3.145 kW, lo cual equivale al consumo anual de más de 1.000 hogares promedio. Respecto de 2019, durante el año pasado se registró un crecimiento del 304% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) y del 170% en la potencia instalada.

Al concluir 2020, doce provincias habían adherido a la Ley de Generación Distribuida y 138 Distribuidoras/Cooperativas eléctricas se hallaban inscriptas. En seis de las provincias adheridas hay actualmente Usuarios-Generadores activos, siendo Córdoba la que registraba, a diciembre de 2020, más UG (198) y mayor potencia instalada (1.711 kW). Chubut y Chaco, por su parte, registraron su primer Usuario-Generador en el transcurso del año pasado.

Visto según categorías de consumo, al concluir 2020 los UG residenciales eran 217, con una potencia total instalada de 758 kW, lo que arroja un promedio de 3,49 kW de potencia instalada por UG residencial. Los UG comerciales-industriales, por su parte, llegaron a 121, con una potencia total instalada de 2.387 kW, lo que arroja un promedio de 19,73 kW de potencia instalada por UG en esta categoría.

Durante febrero de 2020 se alcanzó el hito del primer megawatt (MW) de potencia instalada. En octubre se presentó la mayor cantidad de UG, al habilitarse 40 proyectos, y se registró la mayor potencia instalada, por 394 kW. El año cerró con más de 3 MW instalados.

Se firmaron asimismo 271 Certificados de Usuario Generador correspondientes al año 2020, con los cuales los UG podrán gestionar su acceso a los beneficios promocionales establecidos por este régimen de promoción, entre los que se encuentra el Certificado de Crédito Fiscal de jurisdicción nacional; así como otros ofrecidos por las provincias, mediante programas propios que buscan incentivar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

Fuente:https://www.argentina.gob.ar/noticias/se-triplicaron-los-usuarios-que-generan-energia-electrica-para-autoconsumo-e-inyectan

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abril 21, 20210

Preocupación en Chile por los piquetes a Vaca Muerta

Chile tiene por objetivo la descarbonización de su matriz energética, por lo que el gas argentino y en particular el shale gas de Vaca Muertatienen un rol estratégico. Sin embargo, desde diciembre que los contratos pasaron a tener problemas y la situación es más compleja con el conflicto en Neuquén donde autoconvocados de la salud bloquearon las rutas a los yacimientos por más de 10 días y obligaron a replantear los objetivos del Plan Gar.Ar en la Argentina.

Las autoridades de Innergy, la comercializadora de gas y administradora del Gasoducto del Pacífico, mantiene contactos con la Embajada de Chile en la Argentina y con la Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, para afrontar la escasez de envíos a las regiones de Biobío y Ñuble. El último envío fue a principios de abril con 800 mil metros cúbicos para los clientes industriales de Innergy.

El acuerdo al que se llegó en los primeros días de abril fue un envío de contingencia que llegó previo a Semana Santa. La idea era continuar con la agenda para que siga llegando gas neuquino a las plantas de Innergy. En este contexto impacta negativamente el conflicto entre el sector independiente de Salud y el Gobierno de Neuquén provocaría en el corto plazo un nuevo corte.

El propio Martínez reconoció que los 10 días sin actividad de perforación y fracking en los yacimientos, con los pozos técnicamente en piloto automático, los objetivos de producción gasífera contemplados en el Plan Gas.Ar no se alcanzarían. Es así que en el gobierno nacional ya piensan en la importación de GNL o la quema de fuel oil para afrontar el próximo invierno.

Fuentes del sector en Chile confirmaron a +e que las reuniones seguirán entre las empresas que operan en el Gasoducto del Pacífico y las autoridades argentinas. Mientras tanto, la industria está quemando fuel oil que es más costoso y contaminante que el gas, por lo que también se retrasa el objetivo de descarbonización que pretende el gobierno de Sebastián Piñera.

“La Región del Biobío considera a Neuquén un socio comercial con el cual puede crecer en demanda estable y de amplias proyecciones”. Nelson Donoso Navarrete, gerente general de Innergy.

En la primera licitación del Plan Gas.Ar se presentaron 16 empresas, entre ellas YPF y Tecpetrol que tienen fuertes inversiones en el sector del shale gas de Vaca Muerta. La Cuenca Neuquina tiene un bloque base de 70 millones de metros cúbicos diarios de producción de gas natural para los próximos cuatro años, impulsado por el precio estímulo otorgado.

Más de 30 empresas industriales del sector pesquero, forestal, alimentario y metalmecánico dependen del gas argentino que se procesa en el Gran Concepción. En 2018, la Argentina volvió a exportar gas a Chile con contratos interrumpibles. En la última visita del presidente Alberto Fernández al vecino país, se le planteó el problema del corte de suministro desde diciembre último.

Fuente: https://mase.lmneuquen.com/chile/preocupacion-chile-los-piquetes-vaca-muerta-n790538

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marzo 3, 20210

Tarifas de servicios públicos: qué indicadores analizará el Gobierno para decidir quiénes recibirán subsidios

En poco más de 10 días el Gobierno y las prestadoras de servicios públicos comenzarán a discutir el nuevo cuadro tarifario. Con un escenario electoral a la vista, inflación creciente y una crisis de ingresos, el Ejecutivo se encamina a aprobar incrementos muy por debajo de las expectativas de las empresas y ya comienza a avisar cómo será el sendero que transitarán.

El presidente Alberto Fernández anunció en su discurso en la Asamblea Legislativa que llegó el fin de los congelamientos, algo que ya todos suponían teniendo en cuenta los niveles de subsidios establecidos en el Presupuesto 2021. Pero al mismo tiempo señaló que los aumentos que estaban previstos para este año no sucederán y que irán a una tarifa de transición.

En las empresas de servicios no saben muy bien qué significan las palabras del Presidente pero intuyen por las conversaciones que han tenido hasta ahora cómo será el esquema.

“Sabemos que los aumentos para este año serán los justos y necesarios para mantener la operación. Ni un peso más. La tarifa de transición tendría que haber empezado en 2020 y para este año ya tener un nuevo esquema tarifario, ahora todo se atrasó un año como mínimo”, explicaron a Infobae desde una prestadora de servicios públicos.

Lo que en realidad entienden las empresas que hizo el Gobierno fue plantar la semilla de los aumentos del modelo de la gestión Mauricio Macri con incrementos superiores al 130% “para poder aprobar muy poco y que la sociedad entienda que es un beneficio el aumento”.

En ese sentido, estiman que las discusiones “van a estar en torno al 10% y 20% pero más cercanas al piso que al techo”, explicaron desde otra compañía. “El problema va a ser la discusión a largo plazo, una nueva tarifa lleva como mínimo un año, eso no va a suceder hasta el 2022 y en 2023 volvemos a tener elecciones, lo que vuelve a complejizar todo el escenario”, agregaron.

Otro dato que dejó ver el Presidente fue la forma en la que se pagarán las tarifas. “Las tarifas deben ser justas, razonables y asequibles, permitir la sustentabilidad productiva y la justicia distributiva”, remarcó Fernández en la Apertura de las Sesiones Ordinarias, en la que prometió ponerle fin “al martirio” de tener que elegir “entre comer o pagar la luz y el gas”.

Un miembro del Gabinete nacional que estuvo en los balcones escuchando el discurso presidencial aseguró a Infobae que la idea es “avanzar en una segmentación. Es lo que en 2011 la vicepresidenta en ese momento presidente había anunciado como la sintonía fina”.

La segmentación que está pensando el Gobierno, y que las empresas aseguran que será difícil de llevar adelante, tiene en cuanta varios factores. “El que vive en Puerto Madero tiene que pagar la tarifa en su totalidad. Tiene los ingresos para hacerlo y no se lo puede seguir subsidiando”, explicaba el funcionario en los pasillos del Congreso.

Pero, frente a la pregunta respecto a qué puede suceder en otras zonas en donde los estratos sociales medidos por ingresos estén más mezclados, el ministro señaló que “se van a tomar varios indicadores que tienen que ver con los ingresos, por ejemplo, los gastos de tarjeta, los servicios que utiliza, los colegios a los que concurren los chicos y las cuotas que pagan, etc. Es obvio que en una misma cuadra puede vivir una persona que sus ingresos sean una jubilación y un ejecutivo de una multinacional, en ese caso, se verá el caso particular del jubilado y se solucionará”.

El punto a resolver es que sólo el 20% del mercado energético doméstico responde a viviendas de altos ingresos por lo que el resto de los consumidores tienen que sufrir aumentos que estén por debajo de la inflación proyectada que es de 29 por ciento. Sin embargo, en el gabinete económico ya se hizo carne que el único camino para reducir subsidios es subir tarifas y que en el medio de eso hay que proteger a la población y los votos. “Es difícil segmentar, pero por eso vamos a trabajar todo el año para hacerlo, es el camino a seguir”, confían fuentes oficiales.

Por ahora, la suerte está echada, las empresas de servicios públicos verán que las tarifas saldrán del freezer para pasar a la heladera y en ese camino no esperan un incremento que les permita mucho más que mantener a flote el negocio.

Plan Gas

En medio de esta discusión tarifaria, la Secretaría de Energía recibió hoy ofertas por 4,5 millones de metros cúbicos diarios adicionales, en el proceso de licitación de la denominada Ronda II del Plan Gas. Este volumen duplica la propuesta inicial formulada en diciembre pasado.

Así lo informó la Secretaría de Energía a través de un comunicado en donde señaló que el precio ponderado para este invierno es de USD 4,731 MMbtu, por cuestiones estacionales por encima de los USD 3,5 promedio convalidados para la licitación del bloque base de 70 MMm3 por los próximos cuatro años que se concretó en diciembre. Además, entre ambas empresas ofertaron USD 3.36 MMm3/día para los inviernos de los años 22, 23 y 24, a un precio promedio ponderado de USD 4.728 MMbtu.

Darío Martínez, secretario de Energía, dijo que “el Plan Gas sigue dando resultados reemplazando el gas importado por gas nacional. Estamos satisfechos con este nuevo aporte que hacen las empresas productoras dentro del Plan Gas que nos permite más que duplicar la oferta para la demanda de invierno que recibimos en la primera ronda”.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2021/03/03/tarifas-de-servicios-publicos-que-indicadores-analizara-el-gobierno-para-decidir-quienes-recibiran-subsidios/Tarifas de servicios públicos: qué indicadores analizará el Gobierno para decidir quiénes recibirán subsidios – Infobae

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febrero 9, 20210

Comenzó a operar el parque eólico Chubut Norte IV de Genneia y Pae tras inversión de u$s 120 millones

Cuenta con la habilitación comercial de Cammesa para producir energía limpia dirigida a más de 130 mil hogares argentinos. Con una inversión cercana a los u$s 120 millones y una potencia instalada de 83 megavatios, el Parque Eólico Chubut Norte IV ya está en marcha, por lo que comenzó a generar energía limpia y sostenible hacia todo el país.

Situado en cercanías de Puerto Madryn, el parque eólico Chubut Norte IV cuenta con 19 aerogeneradores Nordex, que con 4,4 MW cada uno se encuentran entre los de mayor potencia en el país y fueron instalados a lo largo de una superficie de 2.696 hectáreas.
El proyecto Chubut Norte IV cuenta con la habilitación comercial de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) para producir energía limpia dirigida a más de 130 mil hogares argentinos.
«Estamos orgullosos de seguir aportando energía limpia y eficiente al Sistema Interconectado Nacional, apostando a la calidad privilegiada que presentan los vientos de nuestra Patagonia. El proyecto fue adjudicado en la Ronda 2 de RenovAr y, aún frente a los desafíos que surgieron para continuar con las obras, hoy celebramos junto a PAE la capacidad de producir anualmente 399.100 MWh de nueva energía renovable», sostuvo Jorge Brito, presidente de Genneia.
La construcción del parque tuvo la participación de pymes locales y trabajadores de la región. Asimismo, las torres de hormigón de 120 metros de altura fueron fabricadas íntegramente en la ciudad de Puerto Madryn.
Contando el Parque Eólico Chubut Norte IV, en los últimos 4 años Genneia puso en marcha 13 proyectos renovables, entre eólicos y solares, generando una potencia instalada de energía renovable de 648MW.
Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, destacó «el compromiso y el esfuerzo de ambas compañías y los trabajadores, en particular durante el año 2020».
«Con la puesta en marcha de este nuevo parque consolidamos nuestro crecimiento en el sector de las energías renovables y ratificamos el compromiso con la provincia del Chubut, donde ya contamos con el parque eólico Garayalde», remarcó Freyre.
Finalmente, se estima que el proyecto Chubut Norte III, que también desarrollan ambas empresas en conjunto y se encuentra en su última instancia de construcción, tenga su puesta en marcha a fin del primer trimestre 2021. De esa manera, los Parques Eólicos Chubut Norte III y IV contarán en conjunto con una potencia instalada total de 140 MW.

Fuente: https://www-elchubut-com-ar.cdn.ampproject.org/c/s/www.elchubut.com.ar/nota/2021-2-4-20-59-0-comenzo-a-operar-el-parque-eolico-norte-iv-de-genneia-y-pae-tras-inversion-de-u-s-120-millones/amp

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febrero 8, 20210

YPF extendió la negociación y se acerca al cierre exitoso de su refinanciación de deuda

La petrolera argentina YPF anunció este domingo la cuarta enmienda a la oferta de canje de bonos y extendió su plazo hasta el 10 febrero. Según indicaron fuentes cercanas a la compañía, conseguiría el apoyo del 45% de tenencias del Grupo Ad-Hoc de bonistas para el vencimiento 2021 y, de esta manera, se acercaría al cierre exitoso de su refinanciación de deuda.

Según un comunicado de PR Newswire, la petrolera estatal argentina YPF anunció una nueva enmienda a su oferta para reestructurar 6.200 millones de dólares en bonos y extendió el plazo para que los acreedores la acepten.

Fuente:https://www.lanacion.com.ar/economia/ypf-se-acerca-al-cierre-exitoso-su-nid2595460

Informacion

enero 25, 20210

Tarifas: El Gobierno dio el primer paso para aumentar la electricidad

l Gobierno dio el primer paso para actualizar las tarifas eléctricas, cuyo congelamiento vence el próximo 15 de marzo. El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) anunció la convocatoria formal a las empresas de distribución para iniciar la negociación. Según fuentes del mercado, la actualización sería del 9%, aunque en el Gobierno aseguran que el porcentaje no está definido.

Esta suba, de un dígito, implicaría un incremento del 20% para las distribuidoras (Edenor, Edesur, por ejemplo) y para las transportistas (Transener), que representan un tercio del precio final de la factura.

Los demás componentes de la tarifa son impuestos (otro tercio) y generación eléctrica, donde operan las empresas Enel, Pampa Energía, Central Puerto, Genneia, AES e YPF Luz, entre otras. Para ellas, por ahora no habría aumentos de precios y se les mantiene congelada la tarifa, que está sin cambios desde febrero del año pasado, cuando la administración actual la pesificó. En ese entonces, se decidió que habría una fórmula de ajuste mensual por inflación, pero se suspendió en marzo cuando arrancó la pandemia.

La semana pasada, las dos cámaras que representan a las distribuidoras y a las generadoras emitieron un comunicado en el que advirtieron sobre el impacto negativo del congelamiento en el servicio eléctrico.

“Tenemos 80% de los costos en dólares, por la operación, el mantenimiento y la compra de repuestos, y el 20% restante de los costos es en pesos. Y mientras que hubo una devaluación e inflación de más del 30%, nosotros tenemos los ingresos congelados en pesos”, indicó un empresario del segmento de la generación. “En enero de 2020, si nos entraban 100 dólares, hoy entran 30”, agregó.

En el sector de distribución la situación no es muy distinta. Las tarifas están congeladas desde marzo de 2019 y si bien podrían obtener una actualización del 20%, las empresas dicen que el atraso acumulado por la inflación es del 80%.

“Es necesario conocer que la producción y distribución de energía tiene un costo y no es ‘gratis’ o ‘económica’ como algunos consideran. Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios”, decía el comunicado de la asociación que nuclea a las distribuidoras, Adeera.

La fijación de las tarifas implicó que los usuarios paguen en promedio un 40% del costo total de la generación, cuando hace dos años ese porcentaje había llegado al 70%, luego de los incrementos tarifarios. Durante los últimos años de gobierno de Cristina Kirchner, tras años de congelamiento tarifario, los usuarios llegaron a pagar solo el 10% del costo total.

Más subsidios

La situación ahora vuelve a preocupar tras el incremento de 144% en el gasto en subsidios que mostraron las cuentas públicas en diciembre. Esto explicó el 18% del aumento total del gasto primario, según cálculos de la consultora LCG.

“Responde fundamentalmente a la asistencia financiera a Cammesa [la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico] ($39.000 millones) y subsidios destinados a la oferta y demanda de gas natural ($13.000 millones en total). Los subsidios a la energía se multiplicaron por tres en diciembre de 2020 respecto de diciembre 2019″, dice la consultora que dirige Guido Lorenzo.

Aún falta definir también la moratoria que propuso el Ministerio de Economía en el presupuesto de este año para regularizar las deudas por $140.000 millones que las distribuidoras en total acumulan con Cammesa. Sucede que las empresas se financian con la recaudación de las tarifas que le corresponden al segmento de generación, ante la falta de actualización de sus ingresos.

Es por eso que la cartera que dirige Martín Guzmán diseñó un régimen especial de regularización de las obligaciones pendientes de pago de las distribuidoras acumuladas al 30 de septiembre, “ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades”.

La adhesión a la moratoria no es automática, sino que la Secretaría de Energía evaluará previamente la situación económica de cada distribuidora, lo que podría generar un trato diferencial con las empresas. Con este régimen, en el Gobierno buscan que Cammesa tenga más herramientas para presionar el pago de la generación eléctrica, ya que, de lo contrario, la compañía acumula activos difíciles de cobrar.

Por: Sofía Diamante

Fuete: https://www.lanacion.com.ar/economia/tarifas-nid2578226

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octubre 28, 20200

Vaca Muerta, la joya petrolera argentina que no termina de despegar

Vaca Muerta es uno de los pocos consensos en la dividida sociedad argentina. Las políticas económicas oscilan mucho según el Gobierno de turno, pero la explotación de gas y petróleo no convencional en esta formación de 30.000 kilómetros cuadrados en la Patagonia ha sido una prioridad sin excepciones desde sus inicios, en 2012. Argentina, con un déficit crónico de divisas, vio entonces la oportunidad de dejar de importar hidrocarburos para convertirse en un importante exportador. Casi una década después, ese objetivo aún no se ha cumplido y el Ejecutivo de Alberto Fernández acaba de anunciar un nuevo plan de subsidios multimillonarios al gas para frenar la caída de la producción. El descenso de los precios internacionales, la menor demanda por la pandemia de la covid-19 y la falta de reglas claras han complicado el desarrollo de la joya hidrocarburífera del país sudamericano.

“Vaca Muerta tiene mucha potencialidad, pero no es la salvación de la Argentina o no es la única salvación”, admitió el secretario de Energía, Darío Martínez, en un encuentro con corresponsales extranjeros el pasado miércoles. Martínez destacó que el mejor año fue 2015, bajo la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner, cuando llegaron a estar sobre terreno 80 equipos de perforación. “Fue un récord con un esquema [de estímulos] importantísimo, pero también con un precio internacional distinto”, detalló Martínez. Hoy, los precios internacionales del gas y del petróleo son muy inferiores, y además en Argentina se tomaron “decisiones contradictorias que generaron desconfianza en la industria y la industria si desconfía, no invierte porque las inversiones son a mediano y largo plazo, no estás invirtiendo por meses”, argumentó el secretario. Otro obstáculo es el déficit de infraestructuras, como la falta de gasoductos que permitan trasladar el recurso desde Vaca Muerta hasta nuevos destinos, como el sur de Brasil.

Martínez destacó que el nuevo plan de promoción a la producción de gas argentino busca devolver previsibilidad y recuperar inversiones. Pretende sustituir 18.000 millones de metros cúbicos de gas importados por producción propia en un plazo de tres años. Según las estimaciones oficiales, el nuevo esquema supondrá un ahorro en divisas de unos 5.600 millones de dólares, de los que 1.172 millones serán ahorro fiscal. El plan prevé un esquema de subasta competitiva por 70 millones de metros cúbicos diarios con un precio máximo de 3,7 dólares por millón de BTU. El Gobierno confía en que ese valor, cerca de 1,5 dólares por encima del precio promedio, suponga un incentivo para las empresas, ya que aquella que ofrezca el precio más bajo será “la primera para contratos de exportación en firme a países como Chile”, según Martínez.

“Ponemos en marcha otra vez la economía hidrocarburífera promoviendo la producción del gas y estoy seguro de que vamos a entender cuán importante es que el Estado se ponga al frente cuando la economía se paraliza y que se asocie a empresarios, trabajadores para convertir todo esto en el sueño de vivir en la Argentina que nos merecemos”, destacó el presidente Fernández al anunciar el plan trienal. El costo fiscal se acerca a los 4.000 millones de dólares.

Cuarta reserva de crudo no convencional

Gracias a Vaca Muerta, Argentina es el segundo país con más recursos de gas de esquisto y el cuarto en petróleo no convencional. Grandes petroleras como Shell, ExxonMobil, Chevron, Total, Petronas, Tecpetrol y Vista Oil&Gas operan en ella, pero todas paralizaron la actividad por la pandemia. En abril quedaron tan solo cuatro equipos de trabajo. En mayo, subieron a diez. En julio ya eran 13 y actualmente funcionan 42. La covid-19 asestó un gran golpe, pero la crisis había comenzado antes: las compañías vieron con preocupación la recesión argentina que comenzó a mitad de 2018 y frenaron sus inversiones un año después, cuando el Gobierno de Mauricio Macri recortó el alcance de la Resolución 46/17 ante la imposibilidad de pagar los subsidios prometidos por la sobreoferta de gas.

Tecpetrol, la filial energética del grupo Techint, uno de los más poderosos de Argentina, fue la gran beneficiada de esa resolución: convirtió el yacimiento de gas Fortín de Piedra en el más productivo del país, al pasar de cero a 17 millones de metros cúbicos diarios en un año a través de la técnica de fracking (se inyecta agua con arena y aditivos a presión para romper la roca y extraer el crudo embebido). Tecpetrol realizó una gran inversión porque el Gobierno le ofrecía un precio garantizado por millón de BTU de 7,5 dólares en un esquema decreciente hasta 5 hasta 2021.

Pero el plan macrista quedó trunco. En agosto de 2019, como contrapartida por el rescate de 57.000 millones otorgado por el FMI, Macri aplicó un plan de ajuste fiscal que incluyó las subvenciones del gas. La producción amparada por el precio subvencionado se redujo y derivó en una demanda de Tecpetrol contra el Estado y el freno de las inversiones de las demás compañías. Hoy ven con buenos ojos la nueva propuesta. “Hay una reactivación leve y esto es una señal positiva. Vaca Muerta hoy sigue siendo atractiva y es una oportunidad que no podemos dejar pasar. No hay mucho margen para hacer un desarrollo a escala, está en una ventana entre los 10 y los 20 años, pero hay consenso en que es clave que Argentina se convierta en exportador neto”, dice una fuente de la industria.

“Altísima calidad”

Las empresas reclaman “previsibilidad y reglas del juego estables y duraderas en el tiempo” para invertir, asegura otra fuente. “Vaca Muerta, desde el punto de vista geológico, tiene clase internacional, es de altísima calidad. El desafío es cómo extraer ese recurso de forma competitiva”, remarca. Los costos han ido en descenso, pero son aún muy superiores a los de otras operaciones de gas y petróleo no convencional, como la de Estados Unidos.

Ese costo, que obliga a subvencionar la producción, y la creciente conciencia medioambiental que presiona para una transición energética hacia las renovables alimentan las miradas críticas hacia Vaca Muerta. “Hace siete años que venimos subsidiando a Vaca Muerta (más de 10,000 millones de dólares hundidos en ese pozo) y ni siquiera empezó a repagarse”, advirtió ya en 2019 Ignacio Peña, consultor en energía y hermano del exjefe de Gabinete macrista Marcos Peña. “Si dedicamos nuestra energía a renovables vamos a tener un resultado mucho mejor”, apuntó.

“A veces escucho que en Vaca Muerta hay encerrados 20 PIB argentinos, ¿pero cómo los sacás? Esa confusión se usó adrede para promocionar, para sacar un discurso optimista. En esto no hubo grieta política, todos los gobiernos hicieron lo mismo”, dice Julián Rojo, director del departamento técnico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi. “Es importante no usar los dólares para importar gas, pero el problema es ¿a qué costo lo hacés? Porque si te sale 10.000 millones de dólares no ahorras tanto”, añade.

En sintonía con las denuncias de ONG ambientalistas como Greenpeace, Federico Ponce, exgerente general de la empresa de tratamiento de residuos Comarsa, denuncia que una de las formas de reducir costos en Vaca Muerta ha sido relajar las normas medioambientales, en especial “evitar el tratamiento de residuos peligrosos depositándolos sin tratamiento directamente en rellenos de seguridad.“ “Vaca Muerta es un espejismo. Estratégicamente quedó fuera de tiempo y lugar”, sentencia Ponce.

Estas voces, aún minoritarias, son desautorizadas por la industria y las autoridades argentinas, en busca de divisas. “Llegó la hora de empezar a poner en orden todo en medio de una crisis mundial que la pandemia ha generado”, sostuvo el presidente Fernández en Vaca Muerta. La empresa estatal YPF, líder en Argentina, ha subido siete equipos desde el anuncio, según el secretario Martínez, quien se muestra confiado en el éxito del programa de estímulos: “Si YPF invierte es probable que los demás jugadores también inviertan. YPF es el que marca el rumbo”.

Fuente: https://elpais.com/economia/2020-10-27/vaca-muerta-la-joya-petrolera-argentina-que-no-termina-de-despegar.html

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septiembre 21, 20200

La energía, la otra tormenta que se avecina

La macroeconomía argentina es lo más parecido a un campo minado. El Gobierno no sólo debe atender el problema de la falta de dólares y de un gasto público desbordado, dos cuestiones que de por sí exigen una gran pericia, sino que ya hay otra bomba que empieza a activarse, y que podría resultar letal en caso de que la actividad ensaye cualquier tipo de recuperación: es la energética.

Para los especialistas de la industria, la decisión del Banco Central (BCRA) de empujar a las grandes empresas a una reestructuración forzosa de sus deudas en dólares sólo contribuirá a acelerar la debacle, que comenzó a gestarse a mediados de 2019, y que tiene en vilo tanto a las empresas del sector, como a los gobernadores patagónicos, que están viendo sus finanzas arrasadas.

Y es que las características de los yacimientos argentinos obligan a la industria a mantener un continuo flujo de inversiones solo para sostener los niveles de producción, ni hablar para incrementarlos. Con un mercado de capitales ínfimo, en las compañías estiman que apenas un 20% de esas inversiones pueden fondearse localmente. Y, aun llevándose gran parte del dinero disponible para préstamos del sistema financiero argentino -YPF, Pan American Energy, Vista Oil, Pampa Energía, Total Austral están entre los 10 principales deudores del sistema-, el aporte que pueden recibir de los bancos locales es insignificante.

La inversión de las empresas energéticas depende sobre todo del fondeo internacional. “Cada año -ilustra el director financiero de una petrolera-, nosotros refinanciamos deuda por unos US$1500 millones e invertimos unos 1800 millones”. ¿Cómo harán esas empresas ahora para conseguir dinero para mantener su actividad estable si a los acreedores les dicen que por dos años no podrán pagarles lo que les habían prometido? El desafío es todavía mayor para las empresas que tienen emitidos bonos. No es lo mismo sentarse a negociar con un banco que con miles de acreedores minoristas, que podrían exigir que las empresas les paguen con el flujo que tienen en alguna cuenta en el exterior -todas las petroleras manejan dinero afuera- o ejecutando alguna garantía.

Las empresas no cuentan con los beneficios de un país: no hay inmunidad ni cláusulas de acción colectiva. No hay margen para hacerse el guapo en una negociación corporativa. En la industria de petróleo y gas, que requiere de constantes inversiones, a baja tasa y de largo plazo, no hay demasiados antecedentes de empresas que hayan defaulteado y después seguido en actividad.

En algunas compañías albergan todavía la esperanza de que el BCRA haga cambios a la norma en los próximos días. Hoy la empresa de bandera, YPF, tiene previsto plantearle el tema en una reunión al presidente del Central, Miguel Pesce. La petrolera estatal cerró a fin de julio un canje de deuda por US$1000 millones, que solo un mes y medio más tarde podría tener que revisar. En la semana, Pesce también recibirá a la AmCham, la cámara de comercio norteamericana, que incluye a empresas como Exxon Mobil, Vista Oil & Gas, AES y PAE, entre otras. Si hay algo que le reconocen al Gobierno en el sector privado, es que hay capacidad de escucha. Capacidad de reacción o de comprensión de los temas, ese es otro asunto.

Botón rojo

La medida del Central, no obstante, es el botón rojo que terminaría de activar una bomba que viene gestándose desde hace tiempo. Hace un mes, el consultor Daniel Gerold, tal vez una de las personas más respetadas en la industria, hizo una cruda descripción del sector en una presentación ante el Club del Petróleo. Según dijo, las inversiones estimadas no superarían los US$2660 millones este año, cuando la industria necesita al menos unos US$7500 millones anuales para mantenerse en forma. “O va a haber pérdidas enormes o una cadena de defaults”, advirtió entonces.

Porque empresa que no produce difícilmente genere ingresos para pagar sus deudas. La industria petrolera y gasífera argentina, dice Gerold, está fuertemente endeudada: se estima que debe unos US$17.000 millones, de los cuales solo YPF debería responder por US$7800 millones. A esto se suman otros US$8000 millones del sector eléctrico. Simplificado al extremo, según su diagnóstico, el problema solo se solucionaría con un esquema transparente de reglas, precios de mercado y una apertura de las exportaciones.

La industria está virtualmente trabajando al mínimo, cuando no paralizada. En la cuenca neuquina, por caso, hay solo siete equipos en perforación activos, contra 50 de agosto de 2019. En gas, en tanto, se pasó de un récord de 350 pozos terminados en 2018 a cero este año. Lejos quedaron los sueños de que Vaca Muerta reemplace al complejo agroexportador. Y no solo porque, con la pandemia, el precio del crudo a nivel internacional se desplomó de US$58 por barril a poco menos de US$25 -fue el caso del crudo Brent, el de referencia en el país-, lo que hizo que algunos proyectos no convencionales se volvieran financieramente inviables. Porque, pese a que la demanda global se recupera y también los precios -el viernes ya se ubicaban en US$43 el barril-, la industria sigue sin certezas de largo plazo para avanzar. Y, ahora, ya sabe además que probablemente tampoco tendrán financiamiento.

Toda la cadena energética está crujiendo. No solo la parte del upstream (o producción). También en el último eslabón, el de la distribución, se evidencian serios problemas. Metrogas, compañía de la cual YPF tiene el 70%, anunció hace días que no podrá pagarles a los productores por el gas contratado en junio, julio y agosto, estacionalmente los de mayor consumo, lo que equivale a unos $7500 millones.

Hasta los más pequeños de la industria, las distribuidoras de garrafas, nucleadas en Cadigas, alertaron la semana pasada que podría haber faltantes en las próximas semanas. Los números, dicen, ya no les cierran. Por cada garrafa de 10 kilos, que en el mercado deben vender a $350, pierden 110 pesos.

Existe un consenso a esta altura de que, salvo que el Gobierno tome cartas en el asunto en forma urgente, lo más probable es que el invierno que viene la Argentina tenga que volver a importar gas. Cómo hará para pagarlo a precio de mercado (más alto que el local) y en efectivo, como suele exigirse, cuando no cuenta con un colchón de dólares en el BCRA, será una incógnita. Para la política argentina, 2021 equivale al futuro lejano.

¿Habrá alguien en el Gobierno tomando nota del problema que se avecina? El energético es un sector clave de la economía; no hay actividad económica si no hay energía. Sin embargo, hace 10 meses que prácticamente no hay quien mande en el sector. Primero, fue designado Sergio Lanziani como secretario de Energía, alguien que no era del palo y al que enseguida se lo vació de poder, y ahora se lo reemplazó por Daniel Martínez, un contador que no termina de asumir.

Entre tanto, los planes que se habían planteado para resolver el problema, como el Gas IV, se paralizaron. En el presupuesto 2021 que presentó la semana pasada el ministro Martín Guzmán -ahora responsable de la Secretaría de Energía- está previsto destinar US$200 millones a la producción de gas, apenas 18% de lo que se estima que requiere el sector. ¿Significa eso que subirán entonces las tarifas en al menos un 100%, en un año electoral, para que cierren las cuentas? Ingenuo plantearlo, por más que el ministro ya anticipó que no deseaba un crecimiento real de los subsidios.

Bancos nerviosos

En el cortísimo plazo, está claro que la mirada del equipo económico está en contener la sangría de reservas, que no aflojó la semana pasada aun después del endurecimiento del cepo. En los bancos hay gran nerviosismo. Hasta el viernes no habían logrado ajustar sus sistemas a la nueva operatoria. Es prácticamente imposible cumplir con todo el cotejo de datos que ahora les exige el BCRA para liberar la compra de US$200 por home banking. Algunos temen que el fragor de la crisis cambiaria lleve a sus clientes a ponerse nerviosos y buscar retirar los dólares que tienen depositados en el sistema. Hay depósitos en moneda extranjera por US$19.712 millones.

Guerreros ya de varias batallas -todas recientes-, los bancos comenzaron la semana pasada los trámites para importar de la Reserva Federal unos US$500 millones en billetes, que estarán llegando en estos días. El sistema solo tiene prestados el 30% de sus dólares, el resto los tiene líquidos. Después de la corrida de agosto de 2019, ninguno quiere asumir riesgos. De hecho, para evitar dolores de cabeza ya en los últimos días varios bancos grandes dieron la orden en sus sucursales de no tomar nuevas colocaciones en dólares de sus clientes.

También entre las provincias que en los últimos años emitieron bonos hay gran incertidumbre. Economía fijó estrictas pautas para la renegociación de las deudas provinciales. Córdoba, Mendoza, Entre Ríos, Salta, Buenos Aires son solo algunas de las que están en tratativas para avanzar en canjes, siempre acordes con los lineamientos de Guzmán.

Al igual que la Nación, que hasta febrero pasado siguió pagando los cupones para evitar caer en default, algunas buscan mantener sus pagos al día mientras negocian. Pero en estos casos ahora no está claro si el BCRA les dará los dólares para cubrir los vencimientos que vienen. El primer test le corresponderá a Santa Fe, que tiene que pagar US$8,75 millones pasado mañana, y luego Córdoba, el 12 de octubre, US$26 millones. ¿Habrá cadena de defaults corporativos y además subsoberanos? Falta poco para saberlo.

Cualquier negocio en la Argentina con este nivel de cepo parece inviable.

Difícil plantear un negocio de largo plazo en la Argentina cuando la dirigencia está enfrascada en el cortísimo día a día, no ofrece la más mínima perspectiva de largo plazo y desatiende cuestiones que al fin y al cabo son fundamentales para poder sortear los problemas de hoy.

Fuente: https://www.lanacion.com.ar/economia/la-energia-otra-tormenta-se-avecina-nid2456130

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septiembre 21, 20200

Energía renovable. Se llegó al récord de generación a través de fuentes limpias

El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético: por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable. Esto se dio por un conjunto de factores climáticos que permitieron que la energía eólica y la solar generaran más electricidad que su media, pero también porque entraron al sistema varios parques nuevos en los últimos meses.

A futuro, sin embargo, las perspectivas son negativas, ya que, por la crisis de financiamiento y la incertidumbre de no tener un horizonte claro, hace un año están paralizados la mayoría de los nuevos proyectos.

De todos los tipos de energías limpias, la principal proveedora de electricidad es la eólica, que el sábado representó al 70,89% del total abastecido, con 2051,67 mega watts (MW).Luego le siguieron la solar, con 18,95% del total y 548,53 MW; la hidráulica, con 6,29% y 182 MW, y bioenergías, con 3,86% y 111,8 MW.

Las energías renovables tienen prioridad de despacho; es decir, toda la electricidad que generan entra al sistema y abastece la demanda de forma automática. El resto de la generación necesaria se complementa con la energía térmica, la hidroeléctrica no renovable y la nuclear.

Al día de hoy hay 146 proyectos de energía renovable habilitados comercialmente, que tienen una potencia instalada de 3383 MW. De ese total, en los últimos cuatro años se inauguraron 89 proyectos por 2534 MW, que fueron impulsados por el nuevo marco regularorio Mater (el mercado mayorista donde operan los grandes usuarios) y el programa Renovar.

Cammesa publica de manera regular qué porcentaje promedio del total de la demanda eléctrica es abastecida por energía renovable Crédito: Gentileza

Aun con todos los proyectos nuevos, la generación promedio de energía eléctrica representa un 11% del total de la demanda. Esto es mucho mayor a los menos de 2% que representaba hasta julio de 2018 y al 8% con el que cerró 2019, aunque está por debajo del 12% que se tendría que haber alcanzado el año pasado, según las metas impuestas en la ley 27.191 de energías renovables, aprobada por unanimidad en 2015. El objetivo final es llegar a 20% para 2025.

De total de proyectos renovables, 46 son parques eólicos, que tienen una capacidad instalada de 2205 MW y 31 son solares, con 461 MW. Con respecto de la energía hidráulica, la ley de fomento nacional para el uso de fuentes renovables incluye solo a los proyectos de centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW, por lo cual no se toman en cuenta en los registros de renovables las grandes represas como Yacyretá o El Chocón.

Este año se habilitaron comercialmente 22 proyectos nuevos, que tienen una capacidad instalada de 734,8 MW. La última gran incorporación que está en período de pruebas es el parque solar Cauchari, en Jujuy, que tiene una capacidad de 300 MW. También entraron en funcionamiento grandes parques eólicos como Vientos Neuquinos, de la generadora estadounidense AES, y Vientos la Genoveva, de Central Puerto.

El parque Vientos Neuquinos, de la empresa AES, se encuentra operativo en su totalidad desde junio pasado, y cuenta con una capacidad de generación por 100 MW. Crédito: Gentileza

En los próximos dos meses, además, entrarán en funcionamiento 18 proyectos más por 580 MW, que también están haciendo pruebas. Aquí se incluyen el parque eólico Los Teros, de YPF Luz, en la ciudad de Azul, con una capacidad de generación instalada de 122 MW, y la planta Generarbio, que generará energía a partir de biomasa en Santa Rosa, Misiones, de la empresa Papelera Mediterránea, por 12,5 MW.

No comienzan nuevos proyectos desde hace un año

En contraste a todas las inauguraciones de parques renovables de los últimos meses, la realidad del sector es pesimista cuando se mira a futuro. Desde hace un año, luego de las PASO y de la disparada del riesgo país, el inicio de nuevos proyectos quedó paralizado.

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, el aumento de la tasa de interés para créditos en la Argentina y las actuales restricciones al comercio exterior, la construcción de nuevos parques se hizo cuesta arriba.

La falta de interlocutores claros en el Gobierno tampoco ayuda a la industria, que trató en un primer momento con la sanjuanina Andrea Polizzotto, quien iba a estar a cargo de la Dirección Nacional de Energías Renovables, pero que al final nunca asumió y se nombró a Guillermo Martín, quien se desempeñaba como Subgerente Operativo Regional Patagonia en el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Ahora, con la llegada de un nuevo secretario de Energía, su continuidad está en duda.

Hay 31 parques solares en país, con una capacidad de generación instalada de 461 MW Crédito: Gentileza

«La situación está paralizada. Por falta de financiamiento, hoy no hay ningún proyecto nuevo comenzado, salvo algunos que ya tenían el financiamiento cerrado que siguen su curso. Al momento, el Gobierno no sacó una resolución considerando la problemática macroeconómica, para ver cómo se pueden dar de baja los contratos sin aplicar multas o que se avancen con ejecuciones. Solamente suspendió los plazos de los contratos desde el 12 de marzo, lo que solo sirve como un paliativo momentáneo», dice Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.

El viernes pasado, mediante una resolución firmada por Osvaldo Arrúa, subsecretario de Energía Eléctrica, se prorrogó hasta el 15 de noviembre la suspensión temporal del cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos y la intimación por incumplimiento de las fechas programas de avance de obras.

«La gran discusión que hay que dar es qué se hará con esos proyectos que no se llevarán a cabo por falta de financiamiento, que representan 2000 MW. Cada uno de ellos fue asignado con una capacidad de transporte, que es el gran cuello de botella. Mientras que no se den de baja, no se van a poder reasignar nuevos proyectos, porque tienen que tener asegurado que se pueda evacuar la energía», explicó Gustavo Castagnino, director de asuntos corporativos de Genneia, la empresa que tiene siete parques eólicos y uno solar en funcionamiento, y está por terminar de construir tres más.

Algunos analistas recomiendan dar un incentivo a los operadores de esos proyectos que no avanzaron para dejarlos ir y que se den de baja los contratos con una penalidad menor, ya que para el Estado será complicado ejecutar las garantías.

René Vaca Guzmán, director de PCR, señala que para la construcción de los dos parques eólicos que tiene la empresa por 326 MW se invirtieron US$400 millones. «La clave pasa por el financiamiento. El Gobierno está cumpliendo con los pagos, pero están demorados los incentivos de la ley, como la devolución de IVA y el bono fiscal por utilizar componente nacional. El gobierno anterior tampoco los estaba pagando, porque el Estado no tiene un peso. Esto seguirá todo frenado», concluyó el también presidente de la Cámara Eólica Argentina..

Fuente: https://noticiasporelmundo.com/argentina/energia-renovable-se-llego-al-record-de-generacion-a-traves-de-fuentes-limpias-noticias-argentina/

Información de Mercado

septiembre 14, 20200

Argentina y Brasil avanzan en el fortalecimiento de la integración energética

El embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, se reunió este miércoles con el ministro de Minas y Energía brasileño, Bento Albuquerque, con el objetivo de fortalecer la integración energética bilateral. A pesar de las profundas diferencias con la mayoría de las políticas de Jair Bolsonaro, el funcionario del país vecino afirmó que “la relación entre Argentina y Brasil trasciende a los gobiernos”.

Por un lado, Scioli le pidió a Albuquerque el apoyo para poder firmar un contrato que convertirá a la empresa local de alta tecnología, INVAP, en uno de los constructores del Reactor Multipropósito Brasileño (RMB). La firma argentina tiene un elevado potencial en diseño, integración, y construcción de plantas, equipamientos y dispositivos en áreas de alta complejidad.

Paralelamente, el ministro se mostró dispuesto a trabajar para crear las condiciones para que el mercado brasileño pueda abastecerse de gas de Vaca Muerta.

El desarrollo masivo de la formación de Vaca Muerta está vinculado a la posibilidad de ampliar el mercado de demanda de gas natural, ya sea a través del incremento del mercado local, la comercialización a países sudamericanos, la salida como Gas Natural Licuado o para alimentar a la industria petroquímica. En ese sentido, el mercado del sur brasileño es de gran atractivo para satisfacer la demanda de los usuarios industriales.

Esta alternativa para el mercado del gas tiene en la actualidad la única opción de transporte en el gasoducto que llega desde la Argentina hasta la ciudad brasileña de Uruguayana, que se encuentra operativo pero ocioso, y cuyo proyecto original inconcluso preveía su extensión hasta la ciudad de Porto Alegre.

Fruto del encuentro de esta jornada, la semana que viene se realizará una videoconferencia entre Albuquerque y el Secretario de Energía argentino, Darío Martínez, para “recuperar las reuniones de planificación binacional energética”.

En su agenda de encuentros con los miembros del gabinete de Bolsonaro, Scioli se reunirá con el vicepresidente Hamilton Mourão y el Ministro de Gabinete de Seguridad, Augusto Heleno.

Fuente: https://www.ambito.com/energia/vaca-muerta/argentina-y-brasil-avanzan-el-fortalecimiento-la-integracion-energetica-n5131764

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septiembre 2, 20200

Camuzzi presenta su primera reporte de sustentabilidad

Camuzzi lanzó su primer reporte de sustentabilidad, un documento que refleja la huella que ha dejado la compañía durante el 2019 a través de la generación de valor económico, social y ambiental en las siete provincias en donde distribuye gas natural a sus más de 2 millones de usuarios.

El reporte, disponible para ser descargado desde el sitio web www.camuzzigas.com.ar recorre la estrategia de sustentabilidad de la Distribuidora, que tiene entre sus objetivos contribuir con las comunidades en donde opera, crear futuro a través de la educación y la formación de habilidades para el empleo, fortalecer la cadena de valor, integrar los principios de responsabilidad social en la toma de decisiones y brindar un servicio de calidad cuidando el medio ambiente.

Entre los principales resultados reportados, se destacan: la distribución de más de 10.000 millones de m3 de gas natural (cifra que representa más del 20% del volumen de gas entregado en toda la Argentina durante el año), inversiones en obras de expansión de la infraestructura y seguridad por más de $2.400.000 y con proveedores locales, la formación y capacitación de más de 10.500 chicos bajo el programa “Más cerca de nuestro futuro”, el ahorro de 56 toneladas de papel gracias a la generación de 950.000 documentos mensuales en formato digital, y el cumplimiento del 100% de los indicadores de calidad de servicio y de protección ambiental estipulados por el ENARGAS, entre otros.

“Estamos muy orgullosos de presentar nuestro primer reporte de sustentabilidad, que resume nuestro esfuerzo por adoptar un papel transformador ante los nuevos modelos de negocio, renovando nuestro compromiso con los 10 principios del Pacto Global y apalancando el desarrollo social, ambiental y económico de forma equilibrada, responsable y sustentable. Alcanzar nuevos hitos, como este Reporte de Sustentabilidad, no significa haber cumplido la meta trazada. Por el contrario, nos obliga a seguir impulsando mejoras y eficiencias en todos nuestros procesos” afirmó Maria Tettamanti, Directora General del Camuzzi.

La información reportada se confeccionó a partir de la definición e identificación de 22 temas claves que hacen a la materialidad de la compañía, organizados según las dimensiones del impacto de TRIPLE BOTTOM LINE (económico, social y ambiental), en línea con los estándares del Global Reporting Initiative (GRI), de gran reconocimiento internacional y de los más utilizados hoy por las empresas en el mundo para reportar su gestión sustentable.

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septiembre 1, 20200

“Bahía Blanca va a ser el puerto de salida de Vaca Muerta”

Lo afirmó el presidente del Consorcio de Gestión de la terminal en cuestión, Federico Susbielles. Subrayó asimismo que la obra del gasoducto “reafirmará la soberanía energética de la Argentina” El presidente del Consorcio de Gestión de Bahía Blanca (CGPBB), Federico Susbielles, aseguró que la ciudad sureña será “puerto de salida de Vaca Muerta”. De este modo, el funcionario puso paños fríos al malestar expresado desde la Unión Industrial de Bahía Blanca por las demoras en la construcción del gasoducto y por la posibilidad de que el mismo conecte directamente con Brasil. “No es un proyecto que el Gobierno nacional haya oficializado” […]

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septiembre 1, 20200

Una por una, las dudas que despierta la capitalización de YPF a través del impuesto a las grandes fortunas

Una de las principales novedades del proyecto oficial para crear un aporte extraordinario a las grandes fortunas radica en que un 25% de lo recaudado se destinará a desarrollar yacimientos de gas a través de las empresas IEASA e YPF. La medida sorprendió incluso a altos directivos de la petrolera controlada por el Estado, que se enteraron de la noticia por los medios.
La iniciativa, sin embargo, se venía debatiendo con hermetismo extremo desde hace casi dos meses en el corazón del cristinismo. La redacción del artículo pertenece a Máximo Kirchner, jefe del bloque del oficialismo en la cámara baja. Desde la óptica del líder de La Cámpora, la capitalización de YPF por medio del gravamen a los súper ricos repara —con creces— la anulación del DNU 1053/2018, que fue bloqueado en el Senado bajo propuesta del Frente del Todos e impidió que YPF cobrara unos $ 7800 millones que le correspondían por ese concepto.
El freno en la Cámara Alta suspendió, en rigor, un primer pago de $ 1491 millones que ya estaban devengados del Tesoro. Si el Congreso aprueba el proyecto oficial, y se cumplen los pronósticos de recaudación que estima el gobierno, YPF terminará percibiendo unos $ 75.000 millones; 10 veces más de lo que le tocaba por el Decreto 1053. El saldo es más que favorable.

Desde esa lógica, la idea del gobierno es acertada. Parte de un diagnóstico correcto: dada la fragilidad de su caja, que colapsó por la caída de las ventas de combustibles, YPF precisa de una inyección de recursos excepcional para salir adelante. La herramienta que se tejió en la mesa de La Cámpora es creativa. Sin embargo, la instrumentación del esquema incorporado en el proyecto de Ley no está clara.

¿Qué es lo que dice el documento ingresado en Diputados?

El inciso 5 del artículo propone destinar “un 25% a programas de exploración, desarrollo y producción de gas natural, actividad que resulta de interés público nacional, a través de Integración Energética Argentina S.A. la cual viabilizará dichos proyectos proponiendo y acordando con YPF en forma exclusiva, las distintas modalidades de ejecución de los proyectos”.

En los fundamentos se destaca, con evidente vaguedad, que si el dinero erogado en solventar la importación de Gas Natural Licuado (GNL) se invirtiera en el desarrollo de campos locales “se obtendría casi 8 (ocho) veces más gas natural en el sistema, con el beneficio consecuente para la balanza de pagos y para la dinamización de la economía argentina”.

Dudas

El primer interrogante es cómo se asegurará en términos legales la relación entre la empresa estatal IEASA (ex Enarsa) e YPF, una empresa privada que cotiza en la Bolsa de Nueva York.
Surgen algunos disparadores para adentrarse en la cuestión:

Si IEASA será el actor que reciba del Tesoro un 25% de lo recaudado por el Impuesto a las Grandes Fortunas, y tiene la obligación de contratar a YPF para que lleve adelante proyectos de explotación de gas, ¿cómo inyectará o transferirá el dinero a la empresa que preside Guillermo Nielsen?
¿Puede una empresa estatal como IEASA contratar en forma exclusiva y sin licitación previa a una compañía como YPF, cuyo 49% está en manos de accionistas privados?
¿No debería existir un mecanismo competitivo que regule la relación entre ambas empresas?

Abogados que se desempeñan en la industria petrolera coincidieron en que, con el nivel de judicialización de la política que existe hoy en la Argentina (sin ir más lejos el interventor del Enargas, Federico Bernal, acaba de denunciar a una decena de integrantes del gobierno anterior por cuestionar lo actuado durante la gestión de Cambiemos en el área energética), es difícil que directivos de IEASA o funcionarios quieran firmar una transferencia directa de montos de esta magnitud a YPF, que es una empresa mixta.

Kirchner es, junto con Carlos Heller, autor del proyecto para gravar las grandes fortunas.

“La inyección de dinero estatal en la petrolera beneficia a su principal accionista, que es el Estado (controla un 51% de capital accionario), pero también a los inversores privados que tienen el 49%. Técnicamente, uno podría cuestionar que con fondos públicos se está transfiriendo una ganancia indirecta a inversores extranjeros”, analizó el director de Legales de una petrolera.

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Una posible salida a esa encerrona legal es que IEASA vuelva a desembarcar en el negocio de exploración y producción de hidrocarburos, uno de los objetivos que dio origen a la fundación de Enarsa en 2004, pero que con el paso de los años nunca pudo consolidar hasta que se retiró durante la administración de Cambiemos de las pocos activos que conservaba en el segmento.

Para volcar el dinero recaudado, IEASA podría firmar un MOU (memorando de entendimiento) para asociarse con YPF en el desarrollo conjunto de un yacimiento de gas. IEASA pondría la plata e YPF la capacidad técnica y el reservorio. Aún así, habrá que precisar regulatoriamente por qué IEASA contrata a YPF y no a cualquier otro operador como PAE, Tecpetrol o Pluspetrol. En cualquier caso, es un riesgo legal que los directivos de IEASA tendrán que correr.

Fungible

El gobierno aspira a aprobar el impuesto a las grandes fortunas a más tardar a fines de octubre. La promulgación y puesta en marcha del nuevo esquema tributario demandará algunos meses. Es probable que la medida se judialice con derrotero incierto. La lectura de que accionistas de empresas del sector petrolero —como Paolo Rocca (Tecpetrol), Eduardo Eurnekian (CGC) y Alejandro Bulgheroni (PAE)— podrían oponerse a transferir parte de su capital para financiar la recuperación de un competidor como YPF es verosímil. Aunque por ahora no son más que suposiciones.

Lo concreto es que YPF necesita de una recapitalización adicional si quiere re-posicionarse como el principal actor de la industria. En lugar de pensar en una asociación tradicional para la explotación de un área en particular, es factible que la asociación entre YPF e IEASA termina representando una inyección general de dinero en la empresa.

No sería impensable que la compañía termine financiando también el desarrollo de campos de petróleo (shale oil) o incluso campos maduros de petróleo. En definitiva, lo que precisa la empresa bajo control estatal son fondos para reactivar su programa de crecimiento. El dinero es fungible. Va de un lado a otro en una compañía del tamaño de YPF, desdibujando el origen y la finalidad de los fondos.

En cualquier caso, con el cronograma en la mano, lo más probable es que el capital proveniente del nuevo impuesto se materialice recién en el segundo trimestre de 2021. Es decir, puede ser una herramienta para robustecer las finanzas de YPF pero es improbable que sirva para conseguir los volúmenes de gas que hacen falta para que no instalar de nuevo un nuevo barco regasificador de LNG en Bahía Blanca el próximo invierno. La política debería tomar nota de esa realidad.

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Información de Mercado

agosto 18, 20200

Argentina tiene buena energía para el mundo: cuando la resiliencia y competitividad aconsejan una integración inteligente

El sistema energético argentino cuenta con un enorme potencial: posee desde una de las reservas de hidrocarburos más importantes del mundo hasta recursos naturales eólicos y solares con productividad récord. A eso se le suman vastos aprovechamientos hidroeléctricos y de bioenergías muy interesantes.

Transformar todo este potencial en energía, con los beneficios de desarrollo, valor agregado, trabajo y generación de riqueza, representa un desafío y una gran oportunidad. En este sentido, uno de los principales aspectos es encontrar mercados interesados y apropiados para colocar esta energía que Argentina es capaz de generar.

El gas natural es un buen ejemplo de esta realidad. La demanda local de gas en verano apenas alcanza un promedio de 110 Millones de m3 por día (MMm3/día), mientras que en invierno, según información publicada por el Enargas, puede llegar a los 160 MMm3/día. De hecho, en la industria hay coincidencia en que esa cifra es superior pero encuentra este tope porque no hay oferta de gas para cubrirla. Un buen ejemplo se ve en la última semana de julio de este 2020, en que debió cortarse el suministro a generación eléctrica y a industrias para asegurar el abastecimiento a hogares. Las demandas insatisfechas migran hacia alternativas más costosas y menos sustentables como los combustibles líquidos.

Esta realidad exige incorporar cada vez más elementos de flexibilidad. Los sistemas de almacenamiento, las importaciones de LNG para cubrir picos de invierno y los mecanismos de demand response, entre otras herramientas, entran en juego junto con la posibilidad de hacer exportaciones contra estacionales de excedentes de gas.

Importador y exportador: la relación de Argentina con el gas natural

Las exportaciones de gas natural fueron muy significativas hasta el año 2004 (cerca de 20 MM m3/día). Luego, en 2007 se redujeron bruscamente para casi desaparecer en 2010. A través de media docena de gasoductos que unen ambos países por el norte, centro y sur, Chile era un gran comprador del gas natural argentino, seguido por Brasil, con quien nos vincula un gasoducto que llega hasta Uruguaiana (Rio Grande Do Sul). Ese gasoducto, en su diseño original debía continuar hasta Porto Alegre y capturar una importante demanda de gas natural allí.

Lo cierto es que buena parte de esos mercados hoy no recibe gas argentino. Sería muy beneficioso que nuestro país genere las condiciones necesarias que permitan desarrollar nuevamente la demanda de comprar nuestro gas en verano en volumen significativo y con acuerdos duraderos.

Del mismo modo, en momento de picos de consumo energético local, podemos acudir a esos terceros países para obtener recursos. En un ejemplo muy actual, el mantenimiento del parque generador nuclear y la salida de servicio de una línea de alta tensión en el sur obligaron a Argentina a importar energía eléctrica de Brasil y Uruguay.

El mundo exige una energía cada vez más competitiva, flexible y dinámica. Tenemos recursos inigualables para insertarnos en él y transformar el enorme potencial en riqueza, trabajo, valor agregado y divisas, interactuando de modo inteligente. Desarrollar mercados donde colocar excedentes de gas de verano es uno de los caminos inmediatamente disponibles para transitar este desafío.

En una etapa de diversificación como la que estamos atravesando, el sector invita a moverse: la mejor alternativa es adaptarse para crecer.

Fuente: https://www.infobae.com/opinion/2020/08/04/argentina-tiene-buena-energia-para-el-mundo-cuando-la-resiliencia-y-competitividad-aconsejan-una-integracion-inteligente/

Información de Mercado

marzo 5, 20200

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.

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.

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.

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/

Información de Mercado

noviembre 13, 20190

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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junio 25, 20190

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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mayo 15, 20190

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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mayo 8, 20190

Por qué Vaca Muerta podría cambiar el futuro de la Argentina

Vaca Muerta está en boca de todo el mundo por su riqueza hidrocarburífera -se estima que tiene petróleo y gas para abastecernos por más de cien años-, sin embargo vale la pena ir un poco más profundo para analizar cómo es que este recurso podría transformar la economía argentina y qué hace falta para ponerlo en valor.

Con 30 mil kilómetros cuadrados, es la principal formación no convencional de Argentina, el cuarto reservorio de shale oil y el segundo de shale gas a nivel mundial. Según la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés), el país cuenta con 27 mil millones de barriles de petróleo y 802 TCF de gas no convencional. Un verdadero diamante en bruto.

“Lo primero que surge de los datos es que contamos con un recurso súper abundante que, si se desarrolla correctamente, podría motorizar el desarrollo de la Argentina”, comienza a explicar Jorge Dimópulos, director de Negocios de Tecpetrol. “Todo proceso económico, cualquier bien o servicio, es producto de una transformación de energía -prosigue-. En este sentido, tener una fuente de energía abundante y competitiva puede darnos una ventaja como país y como sociedad”.

Pero para lograr este objetivo, Vaca Muerta necesita desarrollarse. Y eso requiere no solo inversiones millonarias sino de una estrategia a largo plazo y, sobre todo, que la industria sea capaz de bajar los costos para que esos hidrocarburos puedan ofrecerse a precios competitivos.

Con esa mentalidad concibió Tecpetrol su proyecto en Vaca Muerta: en marzo de 2017 la compañía de capitales nacionales anunció una inversión de 2.300 millones de dólares, de los cuáles ya lleva invertidos 2.000 millones, para desarrollar un área de 240 kilómetros cuadrados conocida como Fortín de Piedra. En tiempo récord la empresa formó el equipo, contrató los rigs (torres de perforación) y comenzó a perforar mientras construía en simultáneo el resto de la infraestructura. El ascenso de la curva de producción fue tan pronunciado que la operación atrajo el interés de expertos de todo el mundo. La empresa cuenta hoy con más de 80 pozos horizontales perforados de los que se extraen 17.5 millones de metros cúbicos diarios de gas, más de un 13% de lo producido en el país. De esta forma Tecpetrol es el mayor productor de hidrocarburos de Vaca Muerta al inyectar al mercado más de 111 mil barriles equivalentes por día. En el último año además concentró el 30% de operaciones de estimulación hidráulica de la cuenca.

Argentina, ¿potencia gasífera?

Existe otro motivo por el cual el desarrollo de Vaca Muerta puede ser transformador de la Argentina. Desde el punto de vista de su matriz energética, este ya es un país gasífero. Todo comenzó en los ’70, cuando gracias al descubrimiento de importantes reservas de gas en Loma La Lata se desarrolló una extensa red de distribución y transporte de gas natural. Nuestro país tiene hoy más de un 50% de su matriz energética primaria basada en gas. Pero desde la década pasada el gas convencional no alcanza para reponer las reservas consumidas. Y el país se ve obligado a importar este recurso desde Bolivia y gas natural licuado (GNL) de otras latitudes.

“Como contamos con una estructura productiva preparada para consumir gas, el hecho de volver a producir nuestro propio recurso nos permite aprovechar esa capacidad y puede devolvernos una enorme competitividad”, agrega Dimópulos.

Sin Vaca Muerta, con las reservas convencionales de gas en franco descenso, la Argentina se encontraba ante una disyuntiva: hubiera podido -entre otras alternativas- seguir utilizando la infraestructura existente e importar GNL, o importar carbón, o apostar por las renovables o construir represas hidroeléctricas, alternativas válidas que de todas formas resultan caras.

La expansión de la robótica y la inteligencia artificial demuestran que el mundo se dirige hacia una intensidad energética diferente que implica más electrificación. Muchísimos procesos se van a automatizar, de ahí que de cara a las próximas décadas, contar con energía barata será claramente una ventaja competitiva industrial.

De aquí en más

“La sociedad argentina está pagando combustibles caros que compra afuera, especialmente en invierno. Con Vaca Muerta tenemos la oportunidad de reemplazar esa importación con un producto local más económico que el importado”, señala Dimópulos, y suma los beneficios del desarrollo local de dicha fuente de energía. “El valor agregado de la producción de gas local es muy alto: cerca del 70% de los bienes y servicios necesarios para producirlo se generan localmente. Si se lo compara con traer el gas de afuera, esta opción presenta un 5% de contenido local, ya que sólo requiere de un puerto regasificador”.

El mayor volumen de gas nacional, por la abundancia y posibilidad de exportar en verano, ayuda además a reducir el costo del gas natural utilizado para la generación eléctrica. Esto se debe a que crea más competencia entre los productores locales.

“El proyecto es grande, complejo, pero extraordinariamente bueno si lo ejecutamos bien”, afirmó por su parte el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea, concluyó: “el desafío más grande es bajar los costos para poder desarrollar Vaca Muerta a un precio que abra otros mercados y permita abastecer no sólo el consumo residencial e industrial de la Argentina, sino también la demanda externa. Reducir los costos es un trabajo con toda la cadena de la valor. Nuestro rol es que todos vean la conveniencia de avanzar en esa dirección”.

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mayo 8, 20190

“En Argentina hay mercado para las energías renovables”

Mercedes Pereyra Boue es ingeniera química, experta en energías renovables, particularmente en energía solar. Vivió durante más de cinco años en el exterior y hace tres meses que regresó al país porque, explica, aquí hay proyectos, inversiones y oportunidades.

A fines de abril trajo su experiencia a la capital provincial, en concreto al Foro de Graduados y Graduadas de la UNL que reunió durante dos jornadas a especialistas de distintas disciplinas, con el Paraninfo como sede.

Como se dijo, Pereyra Boue volvió hace apenas meses a la Argentina de donde partió con un título de la Universidad Tecnológica Nacional de Avellaneda, y una maestría en renovables que cursó por una beca del Bicentenario de la UTN. Luego aplicó a una beca Fulbright para hacer una segunda maestría en energías renovables y allí comenzó su viaje. Dos años y medio estuvo en Estados Unidos y otros tres en Brasil trabajando para una empresa líder en componentes a la que representa para América Latina.

Así que su trabajo la llevó, además, por México, Colombia, Ecuador y Guatemala. De todos esos países se trajo una enorme experiencia y la posibilidad de cotejar distintas realidades, además de un acento rico en matices.

“Mi especialidad son los códigos de red”, cuenta, como para ponernos en tema.

— ¿Qué son los códigos de red?
— Son los requisitos que tiene cada país para aprobar o no la interconexión de un proyecto de energía renovable. Los proyectos de energía renovable que tienen naturaleza intermitente, o sea de generación de energía, necesitan ciertos aspectos técnicos a tener en cuenta y en cada país esos aspectos son diferentes y las regulaciones son distintas. Desde el punto de vista de un fabricante como somos nosotros (la firma japonesa para la que trabaja), hay que adaptarse a cada país. En la Argentina hace tres o cuatro años no había reglamentación, no había ley ni industria. Por eso yo trabajaba en otros mercados. Ahora hay mercados en la Argentina. Hubo varias licitaciones RenovAr que organizó el gobierno nacional para fomentar los proyectos en energías renovables. Hay licitaciones provinciales como en Santa Fe por 50 MW para la que se abrirán los pliegos el 15 de mayo. Lo que es interesante de esa licitación es que hicieron proyectos más chicos y los distribuyeron en varios puntos. Lo que está cambiando con las renovables es que se modificó el paradigma de cómo uno genera energía y cómo la consume.

— ¿Cómo se puede explicar ese cambio?
— Antes uno generaba puntualmente y distribuía la energía. Hoy en día uno va a generar la energía, vos en tu casa con paneles; yo en un parque solar más chico, la industria en su techo; la universidad también. Entonces vamos a empezar a generar en distintos puntos e inyectar a la red en distintos puntos y consumirla en el lugar también. El beneficio es que en el futuro uno no va a perder energía transmitiéndola a distancias muy largas. Los puntos de consumo en el país son los centros urbanos y si genero en el sur, en una hidroeléctrica o eólica en medio de la Patagonia, tengo que traerla hasta acá y se pierde un montón. Se está haciendo otra licitación del gobierno que se llama RenovAr MinRed para proyectos de menor escala en lugares donde sabían que tenían capacidad en la red eléctrica para transportar, que no es algo menor.

— ¿Cuál es el desarrollo de renovables en los países donde estuviste trabajando?
— Estados Unidos es, dentro del continente, el lugar con más años de desarrollo, con más proyectos, más generación y más reglas también. Lo que voy a contar (en la jornada para graduados y graduadas) es la experiencia de lo que pasó allá, donde había pocas reglas, empezaron a tener mucha generación de renovables y se empezaron a dar cuenta de los desafíos que tenían estos proyectos. California tiene una meta del 60 % de generación con energía renovable al 2030 y cuando eso ocurra tiene que tener una red eléctrica robusta que pueda manejar esas variaciones: porque a las 12 del mediodía no tenés un pico de generación solar, pero a lo mejor tu pico de consumo es a la noche, cuando prendés el aire acondicionado. Allí empezaron a hacer proyectos de almacenamiento que es algo muy nuevo en la Argentina. Ésa es la red eléctrica del futuro. Pero no es un futuro lejano: cada año estos desarrollos van creciendo. Hay un montón de proyectos y de dinero de bancos internacionales que están invirtiendo para ayudar a los países en desarrollo a invertir en esto.

— ¿Y en el caso de Brasil?
— Allá trabajaba en San Pablo. Brasil tiene una ley de contenido local. Es un país que tiene muchos requisitos y si fabricás las cosas, allí tenés ciertos beneficios en créditos blandos que otorga el gobierno a través del Bndes, Banco de Desarrollo de Brasil. Muchos fabricantes se mudaron a ese país, cuyo mercado es enorme, para hacer inversores solares que es una máquina que conecta los paneles a la red eléctrica. Es el corazón del parque. Brasil sacó muchas licitaciones como las que hay en la Argentina y una ley de inyección de generación distribuida. ¿Qué significa eso? Que en tu casa podés poner paneles y generar tu energía. Ahora explotó Brasil. Argentina sacó la ley y Santa Fe tiene una norma desde hace cinco años y es pionera en el país. Para mí el objetivo siempre es tratar de generar (la energía) en el lugar donde se consume para poder ahorrar.

— Es un objetivo económico y ecológico.
— En parte es un objetivo ecológico para no perder energía. Y tenés un objetivo económico porque una línea de transmisión sale mucho dinero. Uno puede empezar a distribuir lo que consume: yo genero en mi casa, lo consumo, en un futuro cercano voy a tener mi auto eléctrico, lo voy a cargar, programo mi consumo, pongo el lavarropas inteligente para que funcione cuando no estoy en casa, pero a la hora en que genero más energía solar. Es lo que se conoce como Internet de las cosas, que es la manera en que todo va a empezar a ser inteligente para empezar a ahorrar. Y lo que sobra de energía se lo puede inyectar al vecino. Hacía allí es adonde vamos.

Trayectoria
– ¿Cómo fue tu formación?
– Soy ingeniera química de la Universidad Tecnológica Nacional de Avellaneda. Comencé a trabajar en la industria petroquímica, después pasé a la construcción y siempre tenía ese interés sobre energías renovables y, en particular, sobre energía solar. Lo que más me atrapó al principio fue la parte química de la energía solar. Apliqué a una beca del Bicentenario, para una maestría en la UTN sobre renovables. Empecé a trabajar en la empresa haciendo trabajos chiquitos y después apliqué en una beca Fulbright para hacer otra maestría en solar en Estados Unidos. Y empecé a involucrarme más en la parte eléctrica aunque mi expertise era el mundo de interconecciones. Desde allí empecé a trabajar para México, donde el mercado de repente hizo “boom” y hubo mucha demanda. Generalmente en estos mercados hay muchas empresas globales que trabajan donde hay mercado: hoy es México, mañana es Argentina, Chile, Brasil. Y van moviendo ese conocimiento por el mundo.

California tiene dos metas; al 2020 el 33 % y al 2030 el 60 %. Ya pasaron la primera meta, superando el 34 % de generación renovable.

“Para mí el objetivo siempre es tratar de generar (la energía) en el lugar donde se consume para poder ahorrar”.
Mercedes Pereyra Boue
Experta en energías renovables

“Brasil sacó muchas licitaciones como las que hay en la Argentina y una ley de inyección de generación distribuida. ¿Qué significa eso? Que en tu casa podés poner paneles y generar tu energía. Ahora explotó Brasil. Argentina sacó la ley y Santa Fe tiene una norma desde hace cinco años y es pionera en el país”.

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Fuente: http://www.miradorprovincial.com/?m=interior&id_um=196330-en-argentina-hay-mercado-para-las-energias-renovables-mercedes-pereyra-boue

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abril 10, 20190

Tras la reunión con Macri, ExxonMobil reafirmó su apuesta por Vaca Muerta

El presidente de la Nación, Mauricio Macri recibió este martes en la Casa Rosada a autoridades de ExxonMobil Corporation, empresa estadounidense líder de petróleo y gas que tiene participación en siete bloques del yacimiento de Vaca Muerta, en la cuenca neuquina.

De la audiencia participaron el secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui; el vicepresidente senior de la compañía, Neil Chapman y el gerente general de la subsidiaria local ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA), Daniel De Nigris.

“Deseamos seguir trabajando con la Argentina sobre cómo desarrollar de la mejor manera los recursos energéticos del país”, expresó Chapman durante el encuentro.

La firma con sede central en Texas tiene presencia en el país desde 1911, cuando aún era Standard Oil Company. En tanto, ya lleva invertidos US$ 850 millones en la cuenca neuquina.

En tanto, De Nigris aseguró que el encuentro fue “muy importante para intercambiar visiones con el presidente Macri y el secretario Lopetegui” sobre el mercado del gas y el crudo, al tiempo que resaltó “las reformas del Gobierno federal y de la provincia de Neuquén para impulsar el desarrollo de los no convencionales”.

En declaraciones a la agencia Télam, el gerente de EMEA contó que la compañía está aplicando en la Argentina “el mis guardar foto mo expertise y el mismo know how que en los campos de Estados Unidos”.

Fuente: http://www.futurosustentable.com.ar/tras-la-reunion-con-macri-exxonmobil-reafirmo-su-apuesta-por-vaca-muerta/

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abril 8, 20190

La española Naturgy, dispuesta a ampliar la presencia del gas natural en Argentina

Naturgy crece en Argentina. El presidente de la compañía española, Francisco Reynés, se ha reunido este miércoles en Buenos Aires con el presidente Mauricio Macri y el secretario de Gobierno de Energía del país sudamericano, Gustavo Lopetegui, para ratificar el plan de inversiones.

En este sentido, durante la reunión, se reafirmó el compromiso de continuar aumentando la penetración del gas en el país. Eso sí, según han apuntado en Naturgy, “siempre apoyado por una regulación coherente en el país, unas tarifas bien planteadas y unas condiciones económicas estables”.

Reynés también ha explicado al presidente argentino la voluntad de Naturgy de ampliar el acceso al servicio de gas natural de los habitantes de Buenos Aires. Algo que se realizará en las 30 zonas de las áreas norte y oeste del Gran Buenos Aires, donde actualmente se está brindando servicio.

Según los cálculos de la empresa, se incrementó las redes en 218.000 metros nuevos de red que permitieron dar servicio a más de 26.000 nuevos hogares.

Asimismo, el presidente de Naturgy ha confirmado la disponibilidad de la compañía, en calidad de uno de los principales distribuidores de gas en Chile, a comprar más gas argentino para el mercado chileno, atendiendo a su participación en los gasoductos del Pacífico y GasAndes.

Por último, Reynés ha querido agradecer al Gobierno argentino los esfuerzos para normalizar el mercado energético del país y así lograr una mayor estabilidad del mismo.

Fuente: https://americaeconomica.com/noticia/26472/materias-primas/la-espanola-naturgy-dispuesta-a-ampliar-la-presencia-del-gas-natural-en-argentina.html

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febrero 19, 20190

Energía renovable: habilitan prórrogas de hasta un año en las obras prometidas

El Gobierno les dio más plazo a las empresas que ganaron la licitación para abastecer de energía renovable al sistema. Los titulares de proyectos que resultaron adjudicatarios de contratos de abastecimiento en la Ronda 2 del Programa RenovAr podrán pedir una prórroga de hasta 365 días de las fechas programadas de avance de obras.

A través del Programa RenovAr, las empresas obtuvieron contratos en dólares a diez años para la provisión de energía limpia. A cambio, las firmas se comprometieron a construir parques eólicos o solares en determinado período de tiempo.

Ahora, mediante la resolución 52/2019 de la Secretaría de Energía, publicada este martes en el Boletín Oficial, para obtener una prórroga de 180 días, el solicitante deberá incrementar 30% el monto original de la garantía de cumplimiento de contrato.

Para obtener una prórroga de hasta 365 días, se deberá cumplir con dos de tres requisitos, a elección del peticionante. Ellos son comprometerse a integrar un mínimo de 30% de componente nacional declarado (CND), aceptar una reducción del período de abastecimiento del contrato, equivalente a seis veces la cantidad de días corridos transcurridos entre la fecha programada de habilitación comercial y la finalmente concretada, o alcanzar una reducción del factor de incentivo previsto contractualmente.

En caso de que la autoridad de aplicación verificase una deficiencia en el cumplimiento del CND comprometido para acceder a la prórroga, la sociedad titular del proyecto será pasible de una multa equivalente a 40% de la facturación mensual por cada punto porcentual de incumplimiento.

La solicitud de prórroga de las fechas programadas de cierre financiero, comienzo de construcción y principio efectivo de ejecución deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) hasta el 30 de abril próximo.

En tanto, la solicitud de prórroga de la fecha programada de habilitación comercial deberá ser presentada ante Cammesa con una antelación no menor a 15 días hábiles a la prevista en cada contrato de abastecimiento de energía renovable.

Trascurrido el plazo de prórroga de 180 días sin que se acredite el cumplimiento del hito respectivo, la sociedad titular del proyecto deberá incrementar en cada caso la garantía de cumplimiento de contrato en un 20% del monto de dicha garantía vigente en la fecha del incumplimiento

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Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/energia-renovable-habilitan-prorrogas-ano-obras-prometidas_0_g7Jzssgy8.html

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febrero 15, 20190

La planta eléctrica argentina que generará energía renovable a partir de biomasa forestal

La búsqueda de energías renovables y prácticas que no sean nocivas para el medio ambiente son una cuestión de agenda para varios países del mundo y la Argentina no es la excepción. En la localidad correntina de Gobernador Virasoro, se está llevando a cabo la construcción de una planta de energía eléctrica a partir de biomasa forestal que generará 40 MW de energía para abastecer a la región.

El aserrín, las cortezas de pino y otros otros residuos biodegradables son considerados biomasa forestal. Son una fuente de energía renovable basada en la utilización de la materia orgánica que sirve como fuente de energía limpia.

El hecho de utilizar desechos forestales para la generación de energía eléctrica evita la quema al aire libre, que puede generar problemas de contaminación por emisión de gases tóxicos. También evitará la acumulación en basurales, que produce metano, cuyo potencial de efecto invernadero es 21 veces superior al del dióxido de carbono.

La obra significó una inversión de 60 millones de dólares por parte del grupo FRESA(Fuentes Renovables de Energía S.A), el proyecto generó 200 empleos directos para la realización de la obra y el montaje electro-mecánico. También participaron 500 personas de todo el país como proveedores.

La central es el primer proyecto de Grupo INSUD en el sector de energías renovables.Se estima que la obra será finalizada a mediados de 2019. La misma permitirá diversificar la matriz energética, contribuirá al desarrollo industrial de la zona y va a generar nuevos puestos de trabajo con mano de obra calificada.

Fuente: https://www.infobae.com/espacio-no-editorial/2019/02/14/la-planta-electrica-argentina-que-generara-energia-renovable-a-partir-de-biomasa-forestal/

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febrero 15, 20190

La Argentina le comprará menos gas a Bolivia y pagará con un avión Pampa si necesita más en invierno

La Argentina renegoció un acuerdo de provisión de gas con Bolivia hasta 2026, que establece un esquema diferente de precios y cantidades contractuales, con mayor estacionalidad en las entregas para el período 2019-2020.

De acuerdo con esta adenda contractual, la Argentina recibirá menor cantidad de gas en los meses de menor consumo y podrá evitar el pago de penalidades. De esta manera, según la cartera de Energía, el país ahorrará US$460 millones en dos años.

“En estos últimos años, la Argentina tuvo la fortuna de descubrir y desarrollar importantes recursos y reservas de gas natural, en particular, en la formación de Vaca Muerta, que han permitido incrementar la producción local en forma muy significativa. En la actualidad, tenemos excedentes exportables de gas en verano, pero aún seguimos requiriendo importaciones en invierno”, dijo el secretario de Energía del Ministerio de Hacienda, Gustavo Lopetegui.

“Ese cambio de contexto derivó en la necesidad de renegociar, en principio, por un período de dos años, el contrato de compra-venta de gas vigente entre YPFB e IEASA. A fin de encontrar una solución satisfactoria para ambas partes, hemos adecuado las cantidades contractuales a los requerimientos de la Argentina durante el verano y hemos establecido precios diferenciales en función de señales de mercado, en especial durante el período invernal”, agregó.

El acuerdo fue firmado hoy por las empresas YPFB y IEASA, con la presencia del secretario Lopetegui, y del ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, en Santa Cruz de la Sierra, Bolivia.

Como compensación, el secretario Lopetegui ofreció al ministro Sánchez un avión Pampa 3 fabricado en FADEA “ante un sobrecumplimiento del contrato”. El avión Pampa 3 será entregado por la Argentina a Bolivia si la oferta de gas se ve sobrecumplida en 45 millones de metros cúbicos por día durante los cinco meses de mayor demanda (mayo a septiembre). El contrato entre ambos países por la provisión de gas representará este año un monto de aproximadamente US$1.200 millones.

Entre los detalles del acuerdo, se estableció una nueva definición de los meses correspondientes a invierno, con una distinción entre los meses de “pico” y “resto”. Los meses “pico” serán junio, julio y agosto, atendiendo a la mayor demanda en nuestro país, y mayo y septiembre serán considerados en la categoría “resto”.

Bajo el nuevo esquema de precios y cantidades se estableció que en los meses de “verano” (enero a abril y octubre a diciembre), YPBF entregará 11 millones de m3 de gas por día. En los meses de mayo y septiembre el volumen ascenderá a 16 millones de m3 por día, y en los meses pico del invierno, entre junio y agosto, el volumen será de 18 millones de metros cúbicos al día.

Además, Lopetegui y Sánchez firmaron un memorando de entendimiento para ampliar la frontera de la cooperación en materia energética entre ambos países.

Fuente: https://www.clarin.com/economia/economia/argentina-comprara-gas-bolivia-pagara-avion-pampa-multa-excede_0_Pgw4E8jhJ.html

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enero 31, 20190

Argentina exportará gas natural licuado (GNL) a partir de abril

Una barcaza licuefactora que le permitirá al país, por primera vez en su historia, comenzar a exportar gas natural licuado (GNL) e industrializar el gas argentino arribará en el mes de febrero al puerto de Bahía Blanca, donde tras distintas pruebas técnicas comenzará a operar a partir de abril próximo.

Se trata de la barcaza bautizada Tango que llegará al puerto local tras un acuerdo firmado en noviembre pasado entre el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, y del CEO de la compañía holandesa Exmar, Nicolas Saverys, empresa proveedora de soluciones flotantes para la operación , transporte y transformación de gas.

Según se indicó el proyecto permitirá generar ingresos por más de 20 millones de dólares por año, lo que representa el 10% de las exportaciones totales de combustibles y energía, equivalente a las exportaciones del complejo ovino o arrocero.

Las autoridades de YPF indicaron durante un contacto con la prensa en un hotel céntrico que la barcaza arribará en febrero al puerto de Bahía Blanca, donde luego de distintas pruebas técnicas que se llevarán a cabo en marzo comenzará a operar en el mes de abril.

La barcaza, que operará tras un acuerdo por diez años, 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 y su producción anual es equivalente al consumo de 1 millón de hogares.

La llegada de dicha barcaza permitirá comercializar el gas de Vaca Muerta a los más de 40 países importadores de GNL y se trata del primer proyecto flotante de exportación de GNL en América Latina, el tercero en el mundo que incluirá a Argentina dentro del selecto grupo de países exportadores como Malasia, Qatar, Nigeria y Rusia, entre otros.

El gerente de operaciones de la compañía YPF, Carlos Weiss, dijo que “la barcaza es nueva, tiene 144 metros de eslora, 32 de manga, no operó hasta el momento y es la mitad de la dimensión que tenía el buque regasificador”, en referencia a las operaciones que se llevaron a cabo hasta el año pasado en el puerto local.

“La barcaza estaba en Shanghai (China) es un artefacto flotante que no tiene propulsión y viene en un barco donde se hunde y sobre el mismo se pone la barcaza que vuelve a subir y empieza a navegar”, comentó. El ejecutivo además que la barcaza “estará llegando entre el 3 y 6 de febrero, donde habrá que descargarla en la ría de Bahía Blanca para luego poder trasladarla en remolcadores hasta su amarre que estará a cargo de Exmar”. “Una vez que se amarre como tiene equipamientos varios se llevarán a cabo durante 30 días las instalaciones y equipamientos para tenerla lista para operar”, afirmó.

En cuanto a la operación, Weiss dijo que el gas vendrá por los gasoductos “pasará por una serie de instalaciones que determinarán la calidad por el que se construirán dos plantas para sacarle el dióxido de carbono (CO2), para su compresión y luego con el gas adecuado y acondicionado ingresa a la barcaza”.”Después se lleva el proceso clásico de licuefacción, de enfriamiento donde se irá almacenando en un buque y con el gas suficiente vendrá los mismos barcos que traían el gas donde se irá transfiriendo el producto destinado a exportar”, comentó.

El ejecutivo dijo también que “pensamos entre 8 a 10 buques por año van a estar viniendo para trasladar al mundo la producción y nuestra idea es ir a la zona de Oriente, como China, que es un gran consumidor”.Por último expresó que “ésto es algo muy importante para YPF y para el país porque vamos a pasar a formar parte del grupo de exportadores de GNL, donde sólo hay 19 que hacen esta actividad”.

Vuelven a bombear gas natural a Brasil

Argentina volverá a exportar gas natural a Brasil por primera vez luego de más de una década. Se autorizó a la petrolera Wintershall a vender 159 millones de metros cúbicos, que provendrán de las áreas San Roque y Aguada Pichana Este, de la cuenca neuquina. Los envíos tendrán un volumen máximo de 750.000 metros cúbicos de 9.300 kilocalorías, de carácter interrumpible, es decir, sin compromisos de entrega y sujetos a la demanda local. El transporte del fluido se hará mediante los dos gasoductos que fueron construidos en la década del 90″ que unen el territorio argentino con el sur de Brasil.

Fuente: https://www.diariodecuyo.com.ar/argentina/Argentina-exportara-gas-natural-licuado-GNL-a-partir-de-abril-20190119-0081.html

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noviembre 22, 20180

Se realizó una charla sobre la importancia de potenciar las energías renovables

Como parte de las acciones promovidas en el marco del Acuerdo del Bicentenario y del trabajo que se lleva adelante en el eje Tandil Sostenible, en particular en la mesa de Energías, se llevó a cabo días atrás una charla abierta a la comunidad sobre “Energía renovable, el mercado internacional, el mercado Argentino: sus similitudes y diferencias, barreras y oportunidades”.

La misma estuvo a cargo de Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), quien cuenta con amplia trayectoria y experiencia en esta temática.

El disertante introdujo su exposición con la situación global enmarcada por la desigualdad económica extrema que se ha disparado en todo el mundo durante los últimos 30 años, provocando una carencia energética a más de 1400 millones de habitantes en el mundo. Justamente los países que mejor recurso natural tienen no son los que necesariamente tienen mayor potencia instalada, puesto que el recurso condiciona, pero no determina. En todo caso el marco legal y el acceso al financiamiento adecuado sí lo hace, sostuvo el especialista.

En el transcurso del encuentro, Alvarez detalló que en la producción global de energía se estima que un 26,5 por ciento proviene de las energías renovables, distribuidas de la siguiente forma, 16,4 por ciento hidráulica, 5,6 por ciento eólica, 2,2 bioenergía, 1,9 por ciento solar, 0,4 geotérmica y otras. En ese sentido la capacidad global de producción de energías de fuentes renovables ha crecido significativamente en la última década, en particular la solar y eólica.

Posteriormente, el presidente de la Cámara nacional se detuvo en un breve diagnóstico de la matriz energética argentina, destacando que se cuenta con un parque térmico con alta indisponibilidad, baja eficiencia y alta proporción de equipos obsoletos, contratos de energía distribuida de muy alto costo e importación de combustibles fósiles caros, pre-pagados y exonerados de impuestos locales. Por otra parte, aseveró que la salida de divisas como resultado de la importación de combustibles fósiles es una de las principales restricciones al crecimiento de nuestra economía. En tal sentido consideró que es necesario reducir la salida de estas divisas, así como incorporar entre 5000 y 7000 MW en los próximos 4 años e ir sustituyendo el parque térmico. A esto se suma la necesidad de contar en forma inmediata con potencial adicional, abaratar la matriz eléctrica actual y generar mayor números de trabajos locales en el sector.

Por otra parte, explicó las ventajas del programa Miniren, como otra de las formas de generar desarrollo de la industria Nacional, Desarrollo Federal y oportunidad para mejorar la Calidad de Servicio en puntas de línea o líneas débiles, disminuyendo las pérdidas y sustituyendo la utilización de máquinas con combustibles líquidos.

Claramente las energías provenientes de centrales basadas en fuentes renovables son la principal opción presente para satisfacer el crecimiento de la demanda durante el próximo periodo de administración nacional, destacó.

El especialista mencionó el Programa provincial de incentivos a la generación de energía distribuida de la Secretaría de Servicios públicos. Y destacó aspectos vinculados a la mitigación del cambio climático, a partir de la reducción sostenida de emisiones de gases efecto invernadero asociada a la implementación de energías renovables y un periodo de descarbonización sostenida.

También sumó detalles tecnológicos y económicos, costos de inversión, operación y tasas de recupero de las principales alternativas energéticas renovables: solar fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica, biomasa y geotermia. Planteó que los distintos actores del Mercado ven de forma diferente los escenarios futuros, cada uno desde su propia perspectiva o interés, aunque todos convergen en que el camino va de la mano de las Energías Renovables.

Por último, Alvarez manifestó que la fuerte apuesta a las fuentes renovables se basa en las siguientes consideraciones: son las que pueden instalarse más rápidamente; mitigan la salida de divisas; generan en promedio más puestos de trabajo por MWh que las fósiles; permite diversificar la matriz tecnológicamente generando en forma descentralizada, más cerca del consumo e impulsando las economías regionales; contribuye a reducir las emisiones GEIs; finalmente aumentan la seguridad energética, la certeza de que habrá energía disponible para satisfacer la demanda a un precio competitivo para lograr crecimiento económico y bienestar de los ciudadanos en forma sostenible a largo plazo.

energias

Fuente: https://www.eleco.com.ar/la-ciudad/se-realizo-una-charla-sobre-la-importancia-de-potenciar-las-energias-renovables/

Información de Mercado

octubre 17, 20180

Gas importado: se va de Argentina el barco que le costó al país U$S 1.200 millones

Lleva 10 años en el puerto de Bahía Blanca. Llegó en 2008, cuando el país no podía abastecer la demanda de gas en el país. Eran épocas de cepo cambiario, una YPF reestatizada y una producción nacional en baja.

Se trata del barco que le costó al país la friolera de U$S 1.262 millones de dólares (por el alquiler y la operación), y llegó a operar, sólo en 2014, unos 42 buques más.

El nombre del barco es Examplar, de la compañía Excelerate. Arribó a la Argentina en mayo de 2018 y amarró en el Puerto Ingeniero White, de Bahía Blanca. Allí se quedó. Hasta ahora.

¿Para qué vino? Para gasificar el gas natural licuado (GNL) que Argentina comenzó a importar desde otros países, porque aquí no se producía.

Los barcos con GNL llegaban a Bahía Blanca, eran ubicados al lado del Examplar y traspasaban el producto para que, allí, fuera gasificado y enseguida, inyectado en un gasoducto troncal.

Según explica el periodista Diego Cabot, el gobierno kirchnerista lo pensó para un par de meses. Así, el primer año sólo realizó seis cargas. Pero no fue así y al poco tiempo, en 2013, las cargas fueron 42.

El Gobierno nacional acaba de decidir, no sin polémica y cruce de intereses, que “desenchufará” al Examplar de la terminal de Bahía Blanca. La razón es que, cree, ya no será necesaria esa inyección de gas porque Vaca Muerta está en condiciones de suplir esa importación.

Captura

Contrato

La historia comenzó cuando YPF celebró un contrato de “locación de obra de regasificación” con Enarsa. La carta de oferta tiene fecha del 13 de marzo de 2008.

Cabot agrega que YPF, que en ese momento era privada (controlada por la española Repsol), tenía como máxima autoridad a Exequiel Espinoza, hombre cercano a Cristóbal López.

El managment y la gestión estaban a cargo del Grupo Petersen, el socio minoritario de Repsol, del grupo Eskenazi.

¿Quiénes firmaron el primer contrato? Sebastián Eskenazi, CEO de YPF, y Espinoza.

El Estado nunca contrató con la empresa dueña de los barcos que traían el gas, sino que lo hacía vía YPF. Mientras que Enarsa era la que compraba el GNL y pagaba el flete, para que llegara a Bahía Blanca.

Por aquel servicio se acordó un precio de 9,56 millones de dólares por mes.

Ese acuerdo se prorrogó y modificó durante 2009, 2010 y 2011. En 2012, se acordó la última modificación y se llegó al acuerdo que rige hasta hoy: 114.745.848 dólares por año.

En La Nación aclaran que YPF nunca mostró esos números, en que en Ieasa (ex-Enarsa) aseguran que tener el Examplar amarrado cuesta unos 150.000 dólares por día (se comparó lo que cuesta un barco similar, pero que está amarrado en Escobar, provincia de Buenos Aires).

Al monto total, de los 1.200 millones de dólares se llegó sumando el costo de la tripulación argentina que trabaja allí (unas 32 personas), el alquiles del muelle de Mega (la petroquímica que cedió la salida al mar), la operación y el mantenimiento del ducto desde el barco hasta el gasoducto troncal, y además, claro, el margen de ganancias de YPF.

¿Y cuánto cuestan los barcos que traen el GNL? Unos 50 millones de dólares.

No sólo estuvo el Examplar en Argentina. Durante estos años, también llegaron el Excelsior y el Express, que en total recibieron unos 305 buques tanques.

Fuente: http://www.lavoz.com.ar/politica/gas-importado-se-va-de-argentina-barco-que-le-costo-al-pais-us-1200-millones

Informacion

septiembre 27, 20180

Energías renovables en Argentina: desarrollo de inversiones y generación de empleo

Gracias a un compromiso global con el medioambiente, Argentina se impone diversificar su matriz energética para reducir la emisión de dióxido de carbono en la atmósfera con una política de inclusión del 20% de fuentes de energía renovable en el año 2025. Nuestro país posee los mayores recursos naturales como el viento en la Patagonia y la radiación solar en el norte, así como excelentes oportunidades para aprovechamiento hidroeléctrico y bioenergético que requerían de un marco normativo para su promoción e impulso.

En el 2016 se decretó la ley 27191 que impone a los grandes usuarios de energía que deben diversificar escalonadamente su consumo con fuentes alternativas; puede escoger entre tres modalidades contractuales.

La primera opción es la autogeneración. Es decir, en un predio lindante o bien bajo el mismo CUIT en una zona remota (bajo la figura de autogeneración distribuida) un gran usuario podrá generar electricidad en el lugar de consumo. Empresas como ALUAR e YPF lo están llevando a cabo en la Patagonia con proyectos eólicos de alta potencia, y muchas otras empresas lo están haciendo en sus techos con energía solar.

La segunda opción es adherir a compras conjuntas a través de licitaciones internacionales que realiza CAMMESA contractualizando compra de energía por 20 años (Programa RenovAr) con distintas empresas generadoras. El proceso fue un éxito desde lo normativo, superó expectativas desde la cantidad de oferentes interesados hasta los precios finales acordado. Se llevaron a cabo ya dos rondas, adjudicándose cerca de 3,5 GW de potencia, donde hubo una predominante participación de empresas argentinas (públicas y privadas). El día 6 de septiembre se anunció Renovar 3, que se enfocará en líneas de baja tensión, debido a que la capacidad de transporte está saturada para nuevos proyectos de gran envergadura. En cualquier caso, este escenario no solo ha promovido cerca de cinco mil millones de dólares de inversiones, sino que ha implementado el olvidado instrumento de “project finance” con fuerte participación de banca multilateral en Argentina.

Por último, la tercera opción es mercado a término (MATER), donde particulares contractualizan una compra-venta de energía por plazos acordados entre ellos. Al respecto se llevan a cabo periódicas revisiones de capacidad de transporte, y el Estado argentino dictamina un punto de interconexión (PDI) en el sistema argentino de interconexión (SADI) para que dicha electricidad pueda evacuarse a la red. En este escenario las negociaciones son privadas, tanto en plazo como en precio, y realmente el sinceramiento tarifario ha colaborado a que las energías renovables, por sus descendientes costos, suplan fuentes de generación térmica convencional ineficiente.

En cualquier caso, las energías renovables son un hecho. El futuro depende exclusivamente de que se amplíen las redes de transporte de media y alta tensión para que nuevos proyectos puedan implementarse. A la fecha, y según un estudio realizado por Gabriela Rijter de la Subsecretaría de Energías Renovables, el número de empleos actuales vinculados a la industria de las energías renovables es de 5094. Clara evidencia de ello es el número de empresas extranjeras que se ha asentado en el país, las industrias de bienes de capital que se han reconvertido a renovables, y los profesionales que han optado por programas ejecutivos especializados como el que dirijo en la Universidad del CEMA.

Pero aún hay más. Si bien estos proyectos de alta potencia son los relevantes para nuestro país, un tercio de la demanda de combustible fósil es la industria del transporte. En este sentido, se está trabajando en la incorporación de vehículos eléctricos para aminorar la emisión de gases de efecto invernadero.

Tanto la carga de los vehículos eléctricos como la reducción del costo de energía derivan en un nuevo concepto que está pendiente a instrumentarse que es la energía distribuida. Todos los consumidores de electricidad seremos también prosumidores, lo cual quiere decir que podremos tener en nuestras viviendas autoabastecimiento limpio para reducir el consumo de la red y además vender la generación excedente.

Sin dudas, las energías renovables han sido la estrella de estos años en nuestro país en términos de inversiones y generación de empleo.

FUENTE: https://www.infobae.com/opinion/2018/09/13/energias-renovables-en-argentina-desarrollo-de-inversiones-y-generacion-de-empleo/

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Información de Mercado

septiembre 21, 20150

Argentina Exporta Energia a Brasil

Fuente ABC:
http://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/por-cuarta-vez-en-el-mes-argentina-exporta-energia-de-yacyreta-a-brasil-1409740.html

El sector operación de la central hidroeléctrica Yacyretá informó que desde las 21:00 del jueves 17 hasta las 23:00 del viernes 18 concretaron una nueva exportación de energía desde el sistema argentino al Brasil. Se trata de la cuarta en lo que va del mes. La Cancillería fue informada.

Mientras todavía aguardan el informe oficial que pidieron al Gobierno argentino de la primera operación, registrada el día 2 de este mes; una cuarta exportación al mercado brasileño de la energía generada en Yacyretá de concretaba el último fin de semana, según comprobaron técnicos independientes en los flujos de potencia activa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Argentino (Cammesa). La operación comprometió un promedio de 509 MW, cuya energía asociada fue transferida desde la estación Santa María (Argentina) a la de Garabí (Brasil). La versión fue confirmada ayer por el subjefe del departamento Técnico de la EBY, Ing. Gabino Fernández, quien añadió que las autoridades paraguayas estaban en conocimiento de lo ocurrido.

Sin embargo, la noticia trascendió gracias a que técnicos paraguayos fueron alertados de la operación, y solo posteriormente fue reportada oficialmente.

La primera exportación en el mes se registró el miércoles 2, con un promedio de 400 MW; la segunda, el domingo 6, con 500 MW; la tercera, el martes 8, con 526 MW y la cuarta, el viernes 18 con 509 MW, en promedio.

Hasta el momento, la única explicación recibida fue la del Centro de Operación de Cammesa, la cual indicó que se trata de operaciones de intercambio entre ambos países. La embajadora argentina en Paraguay, Ana María Corradi, a su turno, descartó que la energía de Yacyretá esté involucrada en la operación, y que sea una transacción comercial.

El Tratado no admite la venta a un tercer país, que en su Art. XIV consagra que “la adquisición de electricidad de Yacyretá será realizada por A y E (actualmente Ebisa) y por ANDE, las cuales podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o argentinas que indiquen”. El Art. XIII aclara que Argentina solo tiene preferencia para adquirir el excedente paraguayo en Yacyretá y no una empresa brasileña.

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

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.

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