Comercialización Profesional de Energía

Monthly: noviembre 2020

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Oficializan a los nuevos funcionarios de la Secretaría de Energía

El gobierno oficializó a los cuatro subsecretarios de la Secretaría de Energía que asumieron con Darío Martínez. Las designaciones fueron publicadas hoy en el Boletín Oficial a través del decreto 848, firmado por el Jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, y el Ministro de Economía, Martín Guzmán.

Tal como había publicado Econojournal, Darío Martínez nombró a la ingeniera química Maggie Luz Videla Oporto en la Subsecretaria de Hidrocarburos, puesto que ocupaba Juan José Carbajales. Videla Oporto es egresada de la Universidad de San Juan y ex gerente de Gasoductos, Oleoductos y Poliductos de Enarsa.

En la Subsecretaría de Planeamiento Energético asumió el economista Javier Papa en reemplazo de Juan Pablo Ordoñez, que ocupó el cargo en la etapa de Sergio Lanziani en Energía. Papa es un funcionario que responde al ministro de Economía, Martín Guzmán, de quien depende la Secretaría de Energía desde que salió del ámbito de Desarrollo Productivo.   

En la Subsecretaría de Energía Eléctrica quedó a cargo de Federico Basualdo, que dejó la intervención del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE). Esta subsecretaría estaba dirigida por Osvaldo Arrúa.

Por último, el abogado Santiago Yanotti asumió la Subsecretaría de Coordinación Institucional, que articulará con la subsecretaría de Yanotti para avanzar en la segmentación de tarifas a partir del año próximo, tarea en la que ha venido intercambiando alternativas con la Anses.

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Abierta inscripción gratuita: CEOs y Ministros se reúnen en «Latam Future Energy»

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Latam Smart Energy, anuncian el lanzamiento de «Latam Future Energy».

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

REGISTRO SIN COSTO

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

REGISTRO SIN COSTO

Ponentes Destacados

René Ortiz – Ministro de Energía – Ecuador
Jorge Rivera Staff – Secretario de Energía – Panamá
Miguel Juan Révolo – Viceministro de Electricidad – Perú
Felipe Mitjans – Director de Recursos Energéticos – Viceministerio de Minas y Energía – Paraguay
Fitzgerald Cantero Piali – Director Nacional de Energía – Ministerio de Industria, Energía y Minería – Uruguay
Silvia Emaldi – Presidenta – UTE – Uruguay
Martín Mandarano – CEO – YPF Luz – Argentina
Carlos Barrera – CEO – Atlas Renewable Energy
Manuel Pérez Dubuc – CEO – Fluence
Luis Mejia Brache – Gerente General – EGE Haina – República Dominicana
José Donoso – Presidente Electo 2021 Global Solar Council / Director General de UNEF – España
Gema Sacristan – Chief Invesment Officer – IDB Invest
Cesar Cañedo – CEO – CIFI
María Aramoni – Portfolio Manager Fixed Income LATAM – Santander Asset Management
Rainer Schröer– Director Programa 4e – GIZ Chile
Cesar Ramírez – VP Transporte Energía – ISA
Alvaro Villasante – Vicepresidente de Generación – Grupo Energía Bogotá
Irene Espinola – Renewable Energy Global Director – Grupo Bimbo
Juan Majada – Director Negocio Internacional – Red Eléctrica de España
Manlio Coviello – Presidente – TERNA Plus
Victor Muñoz – Operating Partner Latin America – Denham Capital
María Paz de la Cruz – Gerenta General- H2 Chile
Luis Dosal – Head of Project Finance México – BBVA
Fredy Zuleta – Gerente General Transmisión – Grupo Energía Bogotá
Carlos Guerra – Director New Business Development & Innovation – Votorantim Energia – Brasil
Enrique José Plazas – Renewable Head of Business Development – Galp
Carolina García – Gerente Regional de Sostenibilidad – ABInBev
Rosilena Lindo – Senior Energy Expert – PNUMA (ONU)
Alex de la Vega – Founder – Infra X

REGISTRO SIN COSTO

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Pampa Energía festejo sus 15 años con un toque de campana en la Bolsa de Nueva York

El acto se desarrolló en forma virtual y fue seguido por las autoridades y el personal desde todos los activos de la compañía.

“En este tiempo hemos crecido mucho, y con orgullo podemos afirmar que hicimos realidad el sueño que nos convocó al fundar Pampa: ser protagonistas en un sector estratégico para el desarrollo del país. Hoy queremos festejar y reafirmar ese compromiso fundacional con la Argentina”, afirmó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa.

En la actualidad el grupo emplea a casi 10 mil personas, desarrolla su actividad en el sector eléctrico y el de hidrocarburos, donde lleva realizado un plan de inversiones de 7.200 millones de dólares.

Pampa Energía es el mayor generador privado de energía eléctrica. Opera ocho centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas, tres parques eólicos y una de cogeneración, con 5000 MW de potencia instalada, el 12% de todo el país. Controla Edenor, que distribuye electricidad a más de 3 millones de usuarios. Y participa en Transener, que opera el 85% de las líneas de alta tensión.

Es el sexto productor de hidrocarburos del país, con actividad en 12 áreas de producción y seis áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país, con una producción de 5.000 barriles por día de petróleo y 7.3 millones de m3 de gas. Y tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta.

En sus plantas industriales de alta complejidad fabrica una alta gama de productos petroquímicos, como poliestireno, estireno y caucho.

Además, Pampa participa en la empresa TGS, que transporta el 60% del gas del país.

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Demuestran el éxito de pronósticos centralizados de generación renovable

El Organismo Coordinador del Sistema Energético Nacional Interconectado (OC-SENI) celebró el éxito de los primeros 9 meses de implementación del servicio de pronóstico centralizado de generación renovable variable. 

Aquel, que fue implementado a inicios del año 2020, tras la adjudicación a la empresa alemana Energy & Meteo System, hoy sirve de ejemplo para toda la región Latinoamericana por cómo afrontó la variabilidad de tecnologías eólica y solar de centrales de generación operativas. 

“El servicio de pronóstico ha impactado de manera positiva en los tres procesos principales de la operación real: registro de eventos y maniobras, reprogramación de la operación y coordinación y supervisión de la operación en tiempo real. De modo que, hemos sacado un buen provecho de este servicio”, introdujo Carlos Pérez, analista de Aplicaciones de Tiempo Real del OC-SENI.

De acuerdo con este y otros profesionales del Coordinador, las métricas registradas desde el mes de enero a septiembre de 2020 enfrentadas a las del mismo período del año pasado, reflejan una mejoría significativa de la cual puede sacar provecho su programa diario de operaciones del sistema. 

«El pronóstico que recibimos con 24 horas de anticipación y 72 horas de horizonte refleja mejoras en los indicadores numéricos respecto al año anterior», destacó Wadenson Féliz, experto en estadísticas de la OC SENI, durante su participación en el evento de CECACIER: Experiencia en la implementación del servicio de pronóstico centralizado de generación renovable variable. 

Los datos que se sistematizaron incluyen tanto el ajuste del modelo como el error medio absoluto ponderado de manera porcentual por la potencia instalada, la raíz del error medio cuadrático, las penalizaciones a las grandes desviaciones, las correcciones del error sistemático de su pronóstico, mejoras del error medio absoluto y también el error medio absoluto ponderado por la potencia generada.

«Cuando configuramos cualquier tipo de sistema de pronóstico tenemos que establecer qué vamos a optimizar (…) Lo que vimos este año, es que el RMSE, que es la raíz del error cuadrático medio porcentual -ponderado por la potencia instalada-, mejoró con respecto al valor que teníamos anterior al establecimiento de este servicio», consideró el profesional a cargo de interpretar las métricas del pronóstico de Energías Renovables Variables (ERV). 

Visto el éxito de este servicio de pronósticos centralizados de generación renovable, que por un año fue patrocinado por la Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ), el Organismo Coordinador de República Dominicana se comprometió a continuarlo con fondos propios a partir de 2021. 

“Nos encargaremos de costear el servicio de pronóstico por las mejoras significativas y el beneficio que ha tenido el sistema con la implementación”, aseguró Daniel Martich, analista de Programación de la Operación del OC SENI.

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Diputados posterga el tratamiento de la salida anticipada de centrales a carbón en Chile

Ayer la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales finalmente no trató el proyecto de ley que adelanta en 15 años al Plan de Descarbonización que había delineado el Gobierno nacional junto a las empresas propietarias de las centrales a carbón.

“Se alteró el orden de la tabla y este proyecto no se alcanzó a ver”, se justificó el cónclave.

Cabe recordar que el proyecto de ley se votó la semana pasada en el recinto de la Cámara de Diputados y Diputadas y obtuvo 145 votos a favor, dos negativos y cinco abstenciones. Sin embargo, la iniciativa retornó a la Comisión de Medio Ambiente para incorporar algunas indicaciones convenidas durante la sesión.

Ahora se deberá esperar a la próxima reunión para poder avanzar en estas incorporaciones para que, luego, vuelva a tratarse en el recinto.

En este marco, el martes de esta semana se llevó a cabo la 2° Jornada Técnica que estuvo a cargo del Gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, Ernesto Huber.

Allí el especialista volvió a advertir que no es buena idea esta salida anticipada de las centrales a carbón a diciembre del 2025 y es preferible continuar con el cronograma del Ejecutivo que plantea esta exigencia hasta el 2040. El Coordinador ya lo había hecho a través de su Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea)

“Observamos incrementos importante en el costos de operación del sistema con el retiro anticipado de centrales a carbón del 2025”, indicó Huber y precisó que, de acuerdo a distintos escenarios energéticos planteados, para marzo del 2026 podrían verse incrementos en el costo de operación del 300% y del 100% para abril de ese año.

“Si consideramos el retiro total de centrales a carbón (a fines del 2025) se puede observar en una semana de abril del año 2026 aumentos importantes de costos marginales durante la noche” del orden de los 300 dólares por MWh por la presencia de diésel, advirtió Huber.

Más aún, el Gerente de Operaciones del Coordinador alarmó que en el peor de los escenarios, con una indisponibilidad de 3 ciclos combinados, suministro limitado de diésel con una disponibilidad al 25% (6 horas durante el día) y un marco hidrológico seco (bajo rendimiento de las hidroeléctricas) “se aprecian costos marginales con promedios diarios cercanos a 390 dólares por MWh y por las noches a 570 dólares por MWh”.

“En síntesis, podemos decir que este retiro anticipado de centrales a carbón al año 2025 presentan ciertos riesgos para la operación del sistema desde el punto de vista de la seguridad, del punto de vista de los costos de operación. Y los estudios futuros deberán analizar soluciones tecnológicas disponibles para afrontar este tipo de desafíos naturales y esperables cuando la penetración de energías renovables variables alcancen niveles relevantes”, concluyó el especialista.

Larraín se planta al Gobierno y asegura que la descarbonización acelerada al 2025 traerá mejoras a Chile

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Datos actualizados: el 89% de los proyectos de energía registrados en Colombia son renovables

La UPME dio a conocer un nuevo informe (ver en línea) con los registros de proyectos de energía eléctrica al mes de octubre.

Allí constan que son 315 los emprendimientos de energía que se encuentran en estado de vigencia, los cuales totalizan 15.168 MW de potencia.

El dato más saliente es que de ese universo de proyectos el 89% de ellos son de energías renovables: 13.510 MW. Los 1.658 MW están representados en 7 centrales termoeléctricas.

Las iniciativas que dominan el padrón son las solares fotovoltaicas. La UPME registra 196 vigentes por 6.657 MW.

Le siguen las centrales hidroeléctricas: 92 por 3.822 MW; luego las eólicas, 18 por 3.005 MW; y finalmente los de biomasa, que son dos por 25 MW.

Hay que tener en cuenta que de todas esas iniciativas sólo 4 se encuentran en Fase 3, es decir, en el proceso de ingeniería de detalle, los cuales representan el 1,27% del padrón.

Esto quiere decir que estos pocos emprendimientos cuentan con un grado de avance maduro, para que la obra sea construidos. La vigencia de esta certificación es de un año o hasta el ingreso a la construcción. Estos cuatro proyectos solares totalizan 59 MW.

En Fase 2, factibilizados, se registran 97 proyectos (el 30,79% de la grilla) por 5.805 MW. Esta etapa indica la viabilidad y conveniencia desde el punto de vista económico, técnico, financiero y ambiental de los proyectos. La vigencia de este certificado es de un año.

En esta condición, se encuentran los dos proyectos de biomasa por 25 MW; 9 eólicos, por 1.349 MW; 31 hidráulicos, por 386 MW; 52 solar fotovoltaico, por 3.587 MW; y 4 térmicos, por 458 MW.

El resto de las iniciativas, 214 emprendimientos que representan el 67,94% del padrón, por 9.304 MW, se encuentran en Fase 1, prefactibilidad. Se trata de la mera evaluación preliminar acerca de la viabilidad técnica y económica. La vigencia es de dos años.

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Enel Green Power proyecta incorporar más de 14 GW de energía renovable

Enel Green Power suma más de 45 GW de capacidad renovable instalada en +1200 plantas en operación comercial. Si bien, su mayoría es representada por centrales hidroeléctricas (28 GW), continúa avanzando en otras tecnologías como eólica (12.4 GW), solar (4.5 GW) y geotermia (0.9 GW). 

No es menor el trabajo que viene realizando esta empresa con amplia trayectoria en el sector eléctrico. Alrededor del globo, logró afianzarse en más de 18 países. En Latinoamérica, tiene presencia activa en mercados como el argentino, brasileño, chileno, colombiano, costarricense, guatemalteco, peruano, panameño y mexicano. 

Y es en esta región donde empieza a trazar metas más ambiciosas; sobretodo, respecto a su participación con tecnologías renovables. 

“Creemos mucho en la transición energética (…) tenemos un plan de inversión importante”, introdujo el director de Enel Green Power Central America, Bruno Riga, durante su participación esta semana en un evento de CECACIER.  

Ofreciendo mayores precisiones, el ejecutivo agregó: “estamos proyectando añadir más de 14 GW de capacidad adicional de energías renovables no convencionales al 2022”.  

¿Porqué Enel Green Power cree firmemente en la energía renovable? En respuesta a esta pregunta, el referente se refirió a la fuerte convicción de la empresa de que las energías renovables serán fundamentales para liderar dos tendencias importantes: la descarbonización y la electrificación. 

“Más del 60% de la nueva capacidad de generación que se instalará en el mundo al 2050 será energía renovable no convencional. Y la demanda mundial de electricidad aumentará alrededor de un 60%. Hay una gran necesidad de seguir impulsando estas fuentes de generación”, consideró. 

Bruno Riga

En línea con esto, se refirió a las energías renovables como impulsoras de la transición energética por tres aspectos fundamentales: decisión económica, fáciles de hacer y necesarias para el ambiente.

Como director de Enel Green Power Central America agregó que a nivel de Centroamérica se necesitaría “mejorar” la matriz, dotándola de más energías renovables no convencionales.  

“Hoy, tenemos un 64% de energías renovables y un 35% de la capacidad que utiliza combustibles fósiles. Estamos hablando de una capacidad de alrededor de 18 GW. Todavía en Centroamérica aún hay mucho por hacer, creo que hay espacio para mejorar en este sentido”, aseguró.   

De allí, opinó que para acelerar la transición energética en la región sería necesario: regulaciones nacionales, subastas a largo plazo y regulación regional. 

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Reunión entre YPF y un gigante petrolero de la India para analizar inversiones en Vaca Muerta

El CEO de YPF, Sergio Affronti, y el director de ONGC Videsh, AK Gupta, mantuvieron este martes una primera reunión para analizar el potencial de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. El encuentro, que se realizó mediante una videoconferencia, fue informado por ambas empresas.

La reunión fue organizada a instancia del embajador de la India en la Argentina, Dinesh Bhatia, y participaron funcionarios del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India.

Precisamente, la embajada de la India en Argentina informó que «los dos gigantes estatales de energía exploraron oportunidades de cooperación» y analizaron «el potencial de Vaca Muerta», destacó el diario BAE.

El encuentro de ambos CEOs se enmarca en la política de YPF, la compañía controlada por el estado, para potenciar sus inversiones en el principal yacimiento no convencional del país.

ONGC Videsh Limited es una empresa del gobierno de la India bajo el control administrativo del Ministerio de Petróleo y Gas Natural y es la subsidiaria y brazo internacional de Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC), la principal compañía petrolera nacional. El negocio principal es la prospección de acres de petróleo y gas fuera de la India, incluida la exploración, el desarrollo y la producción de petróleo y gas. Posee participaciones en 37 activos de hidrocarburos en 17 países -incluidos Colombia, Venezuela y Brasil.- y produjo alrededor del 30,3% del petróleo y el 23,7% del petróleo y gas natural de la producción nacional de la India en los últimos dos años. En términos de reservas y producción, ONGC Videsh es la segunda compañía petrolera más grande de la India, después de su matriz ONGC.

El veterano de la industria, AK Gupta, asumió el cargo de director gerente y CEO de ONGC Videsh, llevando consigo más de tres décadas de experiencia en diversas capacidades en operaciones de exploración y producción de petróleo y gas nacionales y extranjeras.

Antes de ascender a MD, fue director de Operaciones de ONGC Videsh, donde fue incansable en enmarcar estrategias de futuro para la empresa en diferentes geografías globales en medio de los desafíos sin precedentes impuestos por la pandemia COVID-19. Durante su gestión, la compañía logró la producción más alta de petróleo y gas de 14.981 MMTOE en 2019-20. Varios proyectos importantes podrían lograr un progreso definitivo bajo su capaz liderazgo y están destinados a contribuir y fortalecer la cartera general de ONGC.

Gupta posee una amplia experiencia en toda la cadena de valor de E&P, especialmente en el desarrollo de negocios obtenido durante su mandato como Jefe de Nuevos Negocios en Marketing en ONGC y Jefe de Desarrollo de Negocios en ONGC Videsh, tanto para el mercado nacional como internacional, y en el manejo de negociaciones comerciales con socios de la alianza, reguladores, clientes y Compañías Petroleras Nacionales.

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Energía y Seguridad integran información para respuestas ante emergencias

La Secretaría de Energía y el Ministerio de Seguridad de la Nación trabajan en la articulación de información para el monitoreo y la coordinación de respuestas ante distintos tipos de contingencias que pudieran producirse en esta área en el territorio nacional.

El secretario de Articulación Federal de la Seguridad, Gabriel Fuks, junto con el secretario de Energía, Darío Martínez, el jefe de la Superintendencia Federal de Bomberos, Alejandro Carella, y el Director de Operaciones de Gendarmería Nacional, Carlos Recalde, acordaron establecer mecanismos para centralizar la información para la toma de decisiones en el Sistema de Alerta y Monitoreo de Emergencias (SINAME) y generar, desde allí, la respuesta inmediata ante las situaciones que lo ameriten.

“El esquema de trabajo conjunto que acordamos con la secretaría de Energía va a permitir sumar al tablero de comando un mapeo en tiempo real del tendido eléctrico a nivel nacional, y ante una eventual emergencia eléctrica facilitará el despliegue inmediato y efectivo en terreno de fuerzas federales y protecciones civiles de Nación y provincias”, explicó Fuks.

Por su parte, el secretario de Energía expresó que “es indispensable tanto para la planificación de las políticas públicas como para la prevención e intervención frente a siniestros que podamos estar estrechamente vinculados  para compartir toda la información necesaria. Prevenir e intervenir a tiempo son elementales para cuidar a todos los argentinos.”

El SINAME es una herramienta del SINAGIR -Sistema Nacional para la Gestión Integral del Riesgo- que permite contar con un espacio físico y tecnológico de coordinación y manejo de información referida a los diferentes eventos adversos, como pueden ser incendios, inundaciones, terremotos, aludes o cortes masivos de luz que puedan ocurrir en el país.

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Pampa Energía celebró sus 15 desde la Bolsa de NY

Con un tradicional “toque de campana” en el recinto de la Bolsa de Nueva York, Pampa Energía festejó los primeros 15 años de actividad en el sector energético. El acto se desarrolló en forma virtual y fue seguido por las autoridades y el personal desde todos los activos de la compañía.

“En este tiempo hemos crecido mucho, y con orgullo podemos afirmar que hicimos realidad el sueño que nos convocó al fundar Pampa: ser protagonistas en un sector estratégico para el desarrollo del país. Hoy queremos festejar y reafirmar ese compromiso fundacional con la Argentina”, afirmó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa.

En la actualidad el grupo emplea a casi 10 mil personas, desarrolla su actividad en el sector eléctrico y el de hidrocarburos, donde lleva realizado un plan de inversiones de 7.200 millones de dólares.

Pampa Energía es el mayor generador privado de energía eléctrica. Opera ocho centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas, tres parques eólicos y una de cogeneración, con 5.000 MW de potencia instalada, equivalente al 12% del total país.

Además, Pampa controla Edenor, que distribuye electricidad a más de 3 millones de usuarios del área norte del AMBA. Y participa en Transener, que opera el 85% de las líneas de transporte en alta tensión.

Asimismo, es el sexto productor de hidrocarburos del país, con actividad en 12 áreas de producción y 6 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas más importantes del país, con una producción de 5.000 barriles por día de petróleo y 7.3 millones de m3 de gas. Tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta.

En sus plantas industriales fabrica una alta gama de productos petroquímicos, como poliestireno, estireno y caucho.

Además, Pampa participa en la empresa TGS, que transporta el 60% del gas del país.

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Martínez acordó con Techint para que se sume al Plan Gas y ya validó los cambios con el presidente

El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con el presidente Alberto Fernández para terminar de validar los últimos cambios que se introdujeron en el Plan Gas y se espera que la iniciativa finalmente se oficialice en los próximos días. Las principales novedades son que se acordó con Tecpetrol (Techint) para que participe del programa y que la extensión del mismo no será de tres sino de cuatro años, como se había previsto originalmente.

Negociación con Techint

Uno de los cabos que habían quedado sueldos antes del lanzamiento del programa era cuál iba a terminar siendo la participación de Tecpetrol, uno de los dos principales productores de gas de la Cuenca Neuquina.

El inconveniente estaba planteado porque la petrolera del grupo conducido por Paolo Rocca ya forma parte del programa de incentivos que lanzó el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, a través de la resolución 46/17 y, además, mantiene un pleito judicial con el Estado Nacional debido al recorte que le aplicó el gobierno de Mauricio Macri a ese beneficio.

Lo que acordó Martínez es que Tecpetrol va a participar en la subasta del nuevo Plan Gas con hasta un 50% de la producción que inyectó en los meses de mayo, junio y julio de este año. Es decir, si Tecpetrol produjo unos 14 millones de metros cúbicos por día en ese período, va a poder subastar hasta 7 millones de metros cúbicos diarios, los cuales tendrán prioridad de despacho. El resto de la producción va a ir a la cola de la subasta y su colocación dependerá de la demanda.   

Uno de los incentivos que ofrece el nuevo programa es que quien oferta el precio más bajo no solo tienen prioridad de despacho sino que obtiene preferencia para exportar en firme durante los meses del verano en los que suele sobrar gas en Argentina. Sin embargo, ni Tecpetrol ni la Corporación General de Combustibles (CGC), otra de las firmas beneficiadas con la resolución 46/07, no van a poder usufructuar este beneficio. Eso es para que el gas subsidiado por la resolución 46/07, que recibe un precio de 6 dólares por millón de BTU frente a los 3,70 dólares que pagará el nuevo programa, no termine siendo exportado.

Por último, estaba pendiente de resolución el pleito judicial que Techint mantiene con el Estado Nacional. Como anticipó EconoJournal el pasado 13 de agosto, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, había negociado con Techint para que la compañía renuncie a una parte de su millonario reclamo.

El gobierno planteó entonces a Tecpetrol como condición necesaria para ingresar al nuevo esquema la renuncia a su reclamo millonario; al menos desde ahora en adelante (la demanda inicial es hasta el final de la resolución 46, en diciembre de 2021). En rigor, fueron los ejecutivos de Techint quienes señalaron que no pretendían cobrar por duplicado subsidios de dos programas de estímulo que coexistirán por el próximo año y medio. Esa negociación se enfrió luego de la salida de Kulfas del área energética, pero ahora Martínez retomó la negociación y acordó con Techint mantenga su reclamo hacia atrás, pero lo levante de aquí en adelante.

Extensión del plan

El otro cambio es que se volverá a la extensión original de cuatro años del plan, que habían negociado Kulfas y el ex subsecretario de Hidrocarburos Juan José Carbajales. Cuando el área energética pasó a depender de Guzmán se planteó una reducción de ese plazo a tres años, pero finalmente para darle continuidad al plan estará vigente en el período 2021-2024.

El plan busca general las condiciones para que PAE, Total y Wintershall DEA puedan desarrollar el proyecto offshore Fénix en la Cuenca Austral. El problema es que la construcción de ese emprendimiento, que demandará un desembolso cercano a los US$ 1000 millones, demoraría como mínimo entre 3 y 4 años. Por ese motivo, se decidió incluir un apartado, que se mantiene actualmente, fijando un plazo adicional de 4 años para los desarrollos offshore, con lo cual en esos casos el esquema de incentivos llegaba hasta los 8 años, contemplando el plazo de construcción y un período de explotación adicional para que pudiera repagar la inversión.

El esfuerzo oficial tiene sentido no solo porque ayuda a desarrollar la Cuenca Austral, aprovechando la infraestructura existente, sino porque le quita presión a la Cuenca Neuquina ya que sin ese proyecto estos otros jugadores concentrarían sus esfuerzos en Aguada Pichana Este y Oeste, donde también son socios, pudiendo desbordar la infraestructura de transporte y tirando el precio de la cuenca neuquina hacia abajo.

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El Grupo Volvo y Daimler Truck AG firman acuerdo para la creación de un joint venture para la producción a gran escala de celdas de combustible

«Para nosotros en Daimler Truck AG y nuestro socio, el Grupo Volvo, la batería de combustible a base de hidrógeno es una tecnología clave para permitir un transporte libre de CO2 en el futuro. Ambos estamos plenamente comprometidos con el Acuerdo Climático de París para eliminar el carbono del transporte, y con la construcción de una empresa próspera que producirá grandes volúmenes de baterías de combustible», dice Martin Daum, Presidente del Consejo de Administración de Daimler Truck AG y Miembro del Consejo de Administración de Daimler AG.

El joint venture capitalizará los conocimientos y la amplia experiencia de varias décadas de trabajo en el desarrollo de baterías de combustible en Daimler.

«En el futuro, el mundo estará impulsado por la combinación de vehículos eléctricos a batería y a celdas de combustible, junto con otros combustibles renovables. La formación de este joint venture es un paso importante para darle forma al mundo en el que queremos vivir», dice Martin Lundstedt, Presidente y CEO del Grupo Volvo.

Juntos, Grupo Volvo Group y Daimler Truck AG tienen una enorme y extensa experiencia en el desarrollo tecnológico, la industrialización y la producción de vehículos a gran escala. La futura empresa conjunta podrá beneficiarse de esto desde el principio, una posición única para una nueva empresa.

El Grupo Volvo y Daimler Truck AG tendrán los mismos intereses en el joint venture pero seguirán siendo competidores en todas las demás áreas. El objetivo de ambas empresas es comenzar con las pruebas de camiones con celdas de combustible de hidrógeno en operaciones reales dentro de tres años y luego, durante la segunda mitad de esta década, comenzar con la producción en serie.

El Grupo Volvo adquirirá el 50 por ciento de las participaciones en Daimler Truck Fuel Cell GmbH & Co. KG por aproximadamente 600 millones de euros. Se espera que el cierre de la transacción se produzca durante la primera mitad del 2021. La fusión todavía está sujeta a la aprobación por parte de las autoridades competentes.

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Argentina y el mundo del GNL: ¿Ahora o nunca?

El país está en condiciones de jugar en este mercado aun demandado, pero con otros candidatos listos a llenar el vacío Dentro de los combustibles fósiles el gas es el menos contaminante y, para lograr abastecer lugares alejados de su producción, el GNL fue la solución en la última parte del siglo pasado. En general, los primeros proyectos de licuefacción y regasificación estuvieron encuadrados en contratos a muy largo plazo, mínimo 30 años, que llevaron a un desarrollo encapsulado de productor a consumidor. Más o menos coincidentemente con el inicio de la crisis energética en Argentina hubo un importante cambio y […]

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YPF: Affronti se reunió con representantes de la India por Vaca Muerta

La reunión fue organizada a instancia del embajador de la India en la Argentina y participaron funcionarios del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India. El CEO de YPF, Sergio Affronti, y el director de ONGC Videsh, la subsidiaria internacional de la empresa nacional de Oil&Gas de la India, mantuvieron una primera reunión de trabajo para analizar el potencial del yacimiento de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta. La compañía asiática tiene 37 proyectos en 17 países, incluidos Colombia, Venezuela y Brasil. La reunión fue organizada a instancia del embajador de la India en la Argentina y participaron funcionarios del […]

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Reactivan obras del GNEA pero no contemplan a Misiones ni Corrientes

Son las dos únicas provincias del país que todavía no cuentan con gas natural. El Presidente, en su última visita, reconoció que es una “deuda” pero no puso plazo. El pasado viernes 30 de octubre de 2020, el Directorio de la empresa estatal Integración Energética Argentina SA (IEASA) -ex ENARSA-, tomó la decisión de levantar la suspensión de obra que recaía sobre el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA). La noticia pudo haber sido muy positiva para Misiones, donde se espera la llegada del gas natural desde hace muchos años, para abaratar los costos del combustible y la energía que utiliza, principalmente, […]

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Argentina y Estados Unidos: Una relación estratégica

Es, todavía, la principal potencia global, explica casi un cuarto del PIB mundial y es el mayor inversor externo en el planeta Su stock de IED representa un 12,5% de la inversión mundial; en cuanto al comercio, es el principal importador mundial y el segundo exportador (detrás de China), recuerda el último análisis de la consultora ABECEB en el contexto de las elecciones presidenciales en ese país. Para EE.UU., América latina es una región importante, quizás no tanto por su peso económico, sino por su proximidad geográfica, es su zona de influencia y como tal busca evitar conflictos innecesarios. Para […]

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China aumenta la cuota de petróleo un 20 por ciento para apalancar los bajos precios

El domingo pasado, la mega-refinería Zhejiang Petrochemical puso en marcha una nueva unidad de destilación de crudo de 200.000 barriles diarios. En un contexto de caída de la demanda y signos de una oferta creciente, China, el mayor comprador de petróleo del mundo, elevó un 20% para el próximo año la cuota para el uso de petróleo extranjero por parte de entidades no estatales, según un anuncio del Ministerio de Comercio. El aumento de la cuota de importación equivale a unos 823.000 barriles diarios, un poco menos que la cantidad que bombea Argelia, miembro de la OPEP. Las empresas que utilizarán el petróleo […]

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CADER crea un comité para potenciar desarrollo de la industria nacional de las energías renovables

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) presenta nuevo comité interno de trabajo que permitirá analizar oportunidades de crecimiento de la cadena de valor local del sector de las energías limpias. La Comisión Directiva de CADER celebra su lanzamiento, valorando que uno de los objetivos será demostrar fehacientemente que la Industria Nacional pueda aprovechar su potencial, desarrollando una mayor competitividad a partir de los programas de incentivos a la integración nacional y sustitución de importaciones. La intención es fomentar una integración inteligente con la tecnología importada, trabajando en equipo con las firmas asociadas y los actores involucrados tales como las […]

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Qué dicen en Vaca Muerta de las elecciones en Estados Unidos

La industria petrolera y el ámbito político evalúan qué implica para el shale argentino la disputa por la Casa Blanca entre Donald Trump y Joe Biden. Estados Unidos, el primer productor mundial de crudo, y artífice de la industria shale define hoy a su nuevo presidente. En los meses previos, el debate vinculado al sector petrolero quedó signado por dos posturas contrapuestas: la de Donald Trump, un activo jugador a favor de los desarrollos no convencionales en el tablero de las decisiones globales, y del otro Joe Biden, el demócrata que intentó moderar sus posiciones en torno al fracking en plena campaña […]

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Vaca Muerta sigue recuperando niveles de actividad previos a la pandemia

Octubre fue el tercer mes de alza en las etapas de fractura. Alcanzó 345, con una mejora respecto a las 325 alcanzadas en septiembre y un incremento de poco más del 3% frente a igual período de 2019. La actividad en la formación de Vaca Muerta alcanzó en octubre 345 etapas de fractura, con una mejora respecto a las 325 alcanzadas en el mes previo y un incremento de poco más del 3% frente a igual período de 2019. De acuerdo con el informe elaborado por el especialista Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, en octubre se realizaron 345 fracturas que correspondieron […]

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Nueva experiencia: YPF ServiClub lanzó su autocine

Los usuarios pueden acceder canjeando puntos Serviclub y también tienen la posibilidad de disfrutar de los combos Full para consumir durante la película. Ante los cambios que se generaron debido a la pandemia del Covid-19, algunas modificaciones en los hábitos parecen llevarnos de nuevo a las fuentes y recuperar costumbres de otros tiempos. Entre ellos, una nueva tendencia es el resurgimiento de los autocines como la alternativa perfecta para una salida cultural de forma social y segura. El autocine se encuentra en Obras Sanitarias. En ese sentido, YPF ServiClub lanzó un “cine sobre ruedas” en donde se puede disfrutar de una noche de película con la […]

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Fundación YPF adelanta sus planes próximos para Rincón de los Sauces

El coordinador general de la fundación Matías Ciampini detalló a las autoridades locales la planificación para los próximos tres años. El Ejecutivo Municipal junto a la intendenta de Rincón de los Sauces recibieron en la localidad al Coordinador General de la Fundación YPF, Matías Ciampini. De la reunión también participó la presidenta del Concejo Deliberante, Daniela Rucci, y el exintendente Marcelo Rucci. El encuentro fue de suma importancia porque desde la Fundación YPF se encuentran planificando lo que serán sus acciones por los próximos tres años y Rincón de los Sauces estará presente, explicaron desde el Ejecutivo local. “Estamos trabajando […]

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Presentaron Plan Nacional de Biocombustibles

El senador nacional del peronismo de Santa Fe, Roberto Mirabella, remarcó que el desarrollo del sector tiene una importancia estratégica para Santa Fe y para toda la Argentina. El senador nacional del peronismo de Santa Fe, Roberto Mirabella, expuso ante las autoridades provinciales el Plan Nacional de Biocombustibles, un proyecto de Ley que presentó en el Senado de la Nación para revitalizar la producción y generación de empleo en el sector. Mirabella presentó su iniciativa parlamentaria en el marco de una reunión que mantuvo con la ministra de Ambiente, Érika Gonnet; el secretario de Industria, Claudio Mossuz; y el equipo […]

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CALF proyecta un parque solar en la Meseta neuquina

El presidente de CALF, Carlos Ciapponi anunció la inversión en un proyecto de energía solar en la Meseta neuquina, será CALF uno de los “actores principales en generación de energía renovables en algún parque solar, en muy poco en tiempo” afirmó. Ciapponi lo adelantó en AM 550 y CN 24/7, en el contexto del Plan de Sustentabilidad, conocido como “CALF verde” un plan a 5 años, en el que se trabajará en la energía renovables y en fomentar el uso racional de energía, agregó además que se va a comprar energía renovables «a los parque eólicos que tenemos en la provincia de Neuquén”. Otro anuncio es que […]

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Producción de hidrógeno podría crear numerosos empleos en Alemania

Un estudio presentado hoy en Alemania indicó que si el 90 por ciento del hidrógeno necesario para la neutralidad climática fuera producido localmente, sería posible crear para 2050 más de 800.000 puestos de trabajo. Además, se podría crear valor por un máximo de 30.000 millones de euros (35.190 millones de dólares). El análisis acerca de la producción de hidrógeno con electricidad ecológica fue realizado por el Instituto de Wuppertal para el Clima, Medio Ambiente y Energía y la empresa asesora DIW Econ. El estudio fue encargado por la Asociación Federal de Energías Renovables y su asociación regional del estado federado de […]

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Desarrollan obras eléctricas en la región cordillerana

Un plan de obras en localidades cordilleranas de Río Negro comenzó a implementarse este año para mejorar el servicio eléctrico, y tendrán continuidad en 2021. Bariloche, El Bolsón, Villa Llanquín, Río Villegas, El Manso y El Foyel son las localidades donde EdERSA, en conjunto con la provincia, desarrolla en proyectos por más de 100 millones de pesos. En Bariloche y a partir de mejoras en la Estación Transformadora “La Paloma”, EdERSA incrementó considerablemente la capacidad de abastecimiento eléctrico, mientras que en El Bolson, entre 2019 y 2020, se materializó un paquete de obras fundamentales para el servicio y la seguridad […]

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Brasil acumuló hasta octubre el segundo mayor superávit comercial en 10 meses

Brasil acumuló en los diez primeros meses de 2020 un superávit en su balanza comercial de 47.662 millones de dólares, el segundo mayor saldo positivo para el período en su historia y fruto de la fuerte caída de las importaciones provocada por la pandemia, informó este martes el Gobierno. El superávit acumulado entre enero y octubre de este año superó en un 23,72 % el de los diez primeros meses de 2019 (38.524 millones de dólares) y es el segundo mayor para el período, tan solo superado por el de 2017 (58.451 millones de dólares), según datos divulgados por el […]

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Paritaria récord para trabajadores químicos que fabrican baterías eléctricas

La federación de empleados químicos y petroquímicos obtuvo una recomposición por el 2019, cerró porcentaje por el 2020 y agregó dos sumas adicionales a partir del 2021. Los trabajadores de la industria química de la rama que fabrica “acumuladores eléctricos” (baterías), lograron un incremento salarial del 52,5% para 2020, batiendo un récord en las discusiones paritarias. “La clave de una discusión paritaria es sentarse con buena fe y con firmeza a defender lo que piden nuestros trabajadores”, sentenció Fabián Hermoso, secretario general de la Federación Argentina de Trabajadores de Industrias Químicas y Petroquímicas (FATIQYP). “Así es como logramos firmar estos muy buenos y favorables convenios para nuestros trabajadores”, agregó. […]

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Preocupación en las estaciones de servicio por el ATP

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) mostró preocupación por las terminales expendedoras a las que se les retiraría el programa de Asistencia al Trabajo y la Producción. Según la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA) tres de cada cinco estaciones de servicio “trabajan a pérdida” y advirtió que “la situación puede ser peor si son excluidas del programa de Asistencia al Trabajo y la Producción (ATP)”. La entidad que agrupa a las estaciones de servicio del país mostró a través de un comunicado su “preocupación por una situación que puede llevar […]

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La energía solar como herramienta para reducir costos de las tarifas en Costa Rica

Los incrementos en el costo eléctrico que hemos enfrentado desde hace muchos años no son producto de la instalación paneles solares en el país, sino que son el producto de una serie de errores de planificación y ejecución, como lo han reconocido algunas autoridades.

Esta planificación centralizada es muy difícil y riesgosa para el país, más en estos tiempos, donde debido a la crisis sanitaria y su impacto económico, nos enfrentamos a un futuro incierto en el mediano plazo.

Gracias al esfuerzo de varias diputadas y diputados, contamos con una propuesta de ley para el futuro (Proyecto 22.009), donde a través de señales de precios correctos, que incluyan y transparenten los costos reales, nos permitan entre todos, de acuerdo con nuestras posibilidades y necesidades, construir un modelo sostenible, solidario, distribuido y eficiente para el futuro.

En el anteproyecto, no atenta contra esa solidaridad como funcionarios de algunas empresas distribuidoras de electricidad han indicado, sino que presenta un alto a las ineficiencias, los sobrecostos, la difícil planificación y otros males que han plagado por mucho tiempo nuestros costos de electricidad.

Esos tiempos donde entendíamos solidaridad como distribuir los sobrecostos entre todos, deben de dar paso a un modelo donde entendendamos la solidaridad como el permitir que todos los costarricenses, desde una humilde casa de habitación, una pequeña empresa, un hotel o una empresa de Zona Franca, utilizando las mejores tecnologías disponibles, y contemplando costos de operación y servicios transparentes, busquen actuar para obtener un beneficio propio, al mismo tiempo que nos producen un beneficio colectivo.

No avanzar en este sentido significaría que algunos consumidores, los más privilegiados, en un esfuerzo por buscar la supervivencia de sus empresas, comiencen a apartarse del sistema eléctrico nacional, lo cual sí atenta contra la solidaridad, y es un gran desperdicio de recursos los cuales podrían darnos servicios a todos, mucho más baratos que otras opciones.

Avanzando de esta manera, los paneles solares no serán causantes de incrementos en el costo, más bien contribuirán a reducciones importantes al sustituir inversión centralizada en plantas faraónicas o proyectos de la ley 7200 que tan caros nos resultan a todos.

No podemos dejar pasar esta oportunidad, operando desde nuestros temores o egoísmo. Es momento de comenzar a construir entre todos el nuevo sistema eléctrico que merecemos los costarricenses, el cual será Sostenible, Solidario, Distribuido y Eficiente.

Por Ernesto Moreno

Presidente de la Cámara de Generación Distribuida de Costa Rica

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Cómo es la agenda 2021 del Gobierno para las energías renovables en Colombia

El pasado 30 de octubre, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) presentó la Agenda Regulatoria 2021 (ver en línea).

Se trata de una hoja de ruta que establece en qué momento del año (dividido en dos semestres) se avanzarán con una serie de políticas energéticas definidas a partir de: el Plan Nacional de Desarrollo; políticas públicas del sector; cambios normativos; procesos de análisis y de diseño regulatorio iniciados en 2020.

Entre los temas más relevantes para la industria de las energías renovables se destaca la postergación del mecanismo de comercialización de energía denominado ‘Mercado Anónimo Estandarizado’, presentado por Dérivex.

El plan se iba a aplicar durante el segundo semestre de este año, pero ahora la Agenda anuncia que se aplicará durante el primer semestre del año entrante. Se estima que también se reglamente la iniciativa que propuso, paralelamente, la Bolsa Mercantil, denominada ‘Mercado de Contratos de Energía Eléctrica (MCE)’.

Otra novedad de la hoja de ruta al 2021 son cambios en la implementación de regulaciones en medición avanzada de energía (AMI, por su sigla en inglés), cuya meta anunciada por el Gobierno es que el 75 % de los usuarios cuenten con medidores inteligentes al 2030.

La Agenda indica que durante el primer semestre la medida saldrá a consulta pública, y se aplicará definitivamente en el segundo semestre.

En cuanto al despacho vinculante y mercado intradiario y la revisión reglas de autogeneración y generación distribuida, se esperan determinaciones para el primer semestre del 2021.

En lo respectivo al proceso de revisión de la regulación de subastas de Cargo por Confiabilidad, en el primer semestre habrá modificaciones que serán puestas a consulta y, durante los seis meses posteriores saldría la sanción definitiva.

Por otra parte, habrá un reglamento para la comercialización y una metodología de remuneración asociada para el mercado minorista, que saldrá a consulta en la primera parte del 2021 para luego quedar en firme sobre el final del año.

Fuente: CREG

Otro aspecto importante es que durante el primer semestre se publicará un documento que contemplará el desarrollo de la movilidad eléctrica.

Este Proyecto de Agenda Regulatoria Indicativa para la vigencia 2021 quedará sometida a consulta pública hasta el próximo viernes 20 de noviembre, de acuerdo a la Circular N°100 de la CREG.

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Financiamiento y nuevas licitaciones, medidas esperadas por las bioenergías en Argentina post covid19

Tecnored Energía celebra el éxito de seis plantas de biogás operativas en Argentina. Estos proyectos ganadores del programa RenovAr se suman a otros emprendimientos no menores de autoabastecimiento que tiene a cargo la empresa en el país.

Ahora, estos expertos en consultoría, ingeniería y construcción avanzan en el mercado con procesos de análisis técnicos y económicos de nuevas plantas de RenovAr y otros tres contratos adicionales con privados. 

¿Se reactivó el mercado? ¿Hay nuevas oportunidades de negocios con bioenergías? El Lic. Jerónimo Almagro, gerente comercial de Tecnored Energía, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica donde compartió su lectura al respecto. 

¿Qué desafíos identifica para seguir creciendo en el mercado argentino? 

Desde Tecnored Energía, siempre apuntamos a proyectos sostenibles. Nuestro principal desafío es que el país comprenda el potencial que tienen las bioenergías para dirigir al sector a un esquema completamente sustentable. 

¿Qué variables pondría en juego? 

Muchas. No sólo aporta desde el punto de vista ambiental, qué es el gran valor de las energías renovables, sino también desde el punto de vista social y económico. 

¿Cuán significativo fue el impulso de las licitaciones nacionales? 

Con el desarrollo del programa RenovAr, se dio lugar a un desarrollo del mercado nuevo, podríamos decir. 

¿Porqué? 

Si bien la tecnología ya existía, el biogás a escala industrial se consolidó en el país a partir de esas licitaciones. De ahí, son más de 20 proyectos los que están en operación en la actualidad y queda una cifra similar por construirse. 

¿Eso es mucho o poco para la industria? 

Son pocos si lo comparamos con la cantidad que hay en el mundo. Frente a algunos países de Europa lo que tenemos en Argentina pareciera no ser significativo. Pero a nivel local genera un desarrollo importante. 

Las bioenergías son las que más aportes pueden dar desde el punto de vista ambiental, social y económico. 

Si potenciamos a esta industria naciente, podemos hablar de beneficios de triple impacto que aceleren la transición energética que necesitamos en un escenario poscovid. 

Es una tecnología que puede cubrir el tratamiento de efluentes o la biomasa residual y apoyar a la industria local aumentando su componente nacional.

En el contexto actual lograr un cierre financiero es complejo, casi imposible, ¿cómo lo viven los inversores en bioenergías? 

Poscovid todo el mundo va a tener que responder a compromisos ambientales, sociales y económicos. Por eso creemos que se deberá facilitar el acceso al financiamiento aún en contextos macroeconómicos adversos. 

Ahora, distintas empresas nos estamos preparando para ese momento. En Tecnored Energía estamos trabajando proyectos privados en Córdoba, Buenos Aires y Santa Fe que apuntan principalmente a bajar la huella de carbono. 

Jeronimo Almagro, gerente comercial de Tecnored Energía

¿Han socializado este tipo de proyectos también a municipios? 

Sin duda este es un tema que se debe atender a escala municipal también. En Argentina, muchos municipios ya están en línea con esto, buscando soluciones a residuos sólidos urbanos por ejemplo. 

¿Junto a otros empresarios están impulsando otros temas?

Entre los aportes que estamos trabajando junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) destaco un anteproyecto de ley de biometano que apunta a la generación distribuida de gas natural renovable a nivel federal, aprovechando la red de distribución de gasoductos.

Lo cual nos permitirá trabajar sobre lo que es más del 80% de la matriz energética nacional conformada por combustibles fósiles, tanto en consumo térmico como eléctrico.

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Según BID hidroeléctrica, eólica y gas natural liderarían América Latina al 2030

Juan Roberto Paredes, especialista Senior en Energías Renovables de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) expuso sobre Transición Energética y el Rol de las Energías Renovables en América Latina. 

“Los siete países más grandes de la región consumen casi el 90% de toda la energía de América Latina (…) y, en esta década, necesitarán aumentar su capacidad de generación eléctrica en un gran porcentaje”, aseguró el referente del BID. 

Según un estudio realizado por el BID, entre 2015 y 2030 Brasil ampliará sus necesidades energéticas casi un 100%, México +62%, Argentina +58%, Venezuela +53%, Chile +82%, Colombia +50% y Perú +137%. 

La gran pregunta sería ¿cómo qué tecnología se generará la nueva energía que necesitan? 

“Para cubrir la demanda incremental al 2030, vemos que la hidroeléctrica, la eólica y el gas natural serían las tecnologías que más aumentarían en los próximos diez años”, señaló el referente del BID durante su participación en el último evento organizado por el Comité en Centroamérica y el Caribe de la Comisión de Integración Energética Regional.

Otro interrogante abordado por el especialista fue si realmente estamos atravesando una transición energética. Juan Roberto Paredes defendió la idea que sí existe la transición, argumentando que en los pasados 40 años ya aparecían señales y en los últimos cinco han habido cambios más significativos en el suministro y en cómo producimos nueva energía. 

No obstante, también advirtió sobre el ritmo en el que se podrían dar los cambios de acuerdo al gran potencial de energías renovables no convencionales que no se estaría aprovechando al máximo. 

“Las energías renovables no convencionales vienen creciendo de manera exponencial, pero este crecimiento no ha compensado un mayor consumo de energías fósiles”, alertó el experto.

De ahí es que sostuvo que la “velocidad de la transición aún no es suficiente”. Y recomendó: “entre más rápido actuemos, menos dinero y esfuerzos vamos a tener que dar”. 

Analizando uno de los gráficos compartidos durante su presentación, consideró que “si reaccionamos después del 2030, el cambio deberá ser mucho más radical y esto sería, por ejemplo tener un 30% anual de reducción de emisiones para estar alineados con un aumento de temperatura menor a los 2º C e inclusive de 1.5º C de temperatura global, acompañado de una neutralidad de carbono” 

De aquella lectura, ser neutrales en carbono sería el camino a seguir. De acuerdo a los relevamientos del BID: “Más de 170 multinacionales se han comprometido a ser 100% renovables”.

“Las corporaciones tienen metas de energías renovables significativas y no las siguen sólo por el medioambiente, sino por la competitividad de su negocio”. 

 

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Mena sobre la estrategia de hidrógeno: “Hay consenso político y técnico de que éste es el camino a seguir”

Ayer fue un día histórico para Chile. El presidente Sebastián Piñera presentó la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (descargar), una hoja de ruta concreta para los próximos 10 años, cuyo fin último es la generación y exportación de ese gas a base de agua que se producirá a partir de fuentes limpias como la eólica y la solar fotovoltaica.

“El hidrógeno verde es una oportunidad histórica para el país”, destaca Marcelo Mena, miembro del Consejo Asesor que colaboró con el Ministerio de Energía en la creación de esta iniciativa.

En diálogo con Energía Estratégica, el exministro de Medio Ambiente del gobierno de izquierdista de Michelle Bachelet, observa que este energético “puede generar tantos ingresos como los que hoy genera la minería completa”, principal activo de exportación de Chile.

Aunque aclara que los minerales, al ser no renovables, tienen una vida útil. En cambio la producción de hidrógeno verde dependerá de fuentes inagotables como el viento y el sol.

Fuente: Ministerio de Energía

En concreto, la Estrategia chilena plantea fomentar el mercado doméstico y a la exportación destinando 50 millones de dólares para financiar proyectos de manera tal que al 2025 se puedan contar con 5 GW de renovables en proceso de electrólisis.

Al 2030, el objetivo es producir el hidrógeno verde más barato del mercado mundial: menos de 1,5 dólares por kg. Y se pretende que haya 25 GW renovables en proceso de electrólisis.

Fuente: Ministerio de Energía

¿Cómo lo lograrán? Con la depreciación de las renovables. “En el norte de Chile se encuentra la radiación solar más alta del planeta. Se alcanzan factores de planta de 35% en plantas fotovoltaicas monofaciales de seguimiento en 1 eje”, destacan los planificadores de la Estrategia.

Respecto a la energía eólica, sostienen: “los vientos del extremo austral soplan con la misma energía en tierra que mar adentro. Turbinas eólicas de 120 metros de altura pueden alcanzar factores de planta sobre 60% en tierra, equivalente a turbinas off-shore en otros países”.

En efecto, consideran que la energía solar fotovoltaica al 2050 puede alcanzar precios cercanos a 10 dólares por MWh mientras que la eólica rondará los 20 dólares por MWh.

Fuente: Ministerio de Energía

La iniciativa además contempla la creación de una mesa público-privada para discutir la ruta a un precio al carbono y a impuestos que reflejen de mejor manera las externalidades de los combustibles, el posicionamiento diplomático de Chile en el mundo como motor de este fluido limpio, normativas específicas y de seguridad, el desarrollo social y territorial y capacitaciones de la población.

Al respecto, Mena resalta esta actitud del Gobierno de Sebastián Piñera “es súper interesante porque son cosas muy distintas a lo que ha hecho históricamente un Gobierno de derecha”.

El ex funcionario de Bachellet explica que los gobiernos más liberales rechazaban la posición del Estado como promotor y financiador de iniciativas público-privadas. “Hay consenso político y técnico de que éste es el camino a seguir”, enfatiza a propósito de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

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YPF y ONGC Videsh con un ojo en Vaca Muerta

El CEO deYPF, Sergio Affronti, y el director de ONGC Videsh, la subsidiaria internacional de la empresa nacional de Oil&Gas de la India, mantuvieron una primera reunión de trabajo para analizar el potencial de Vaca Muerta.

ONGC Videsh tiene 37 proyectos en 17 países, incluídos Colombia, Venezuela y Brasil.

La reunión fue organizada a instancias del embajador de la India en Argentina y participaron funcionarios del Ministerio de Petróleo y Gas Natural de la India, informó YPF.

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Las inversiones en petróleo siguen cayendo a medida que la demanda de crudo no repunta

La demanda de petróleo ciertamente ha mejorado en algunas partes del mundo, especialmente en Asia, donde los gobiernos han tenido más éxito en contener la propagación del coronavirus que sus contrapartes en Europa y América del Norte y del Sur. Pero incluso en China, el motor de recuperación de la demanda mundial de petróleo, la recuperación se está desacelerando . Después de todo, aunque su demanda interna pueda estar mejorando, si la demanda regional y global se estanca, esto también tendrá un efecto negativo en China.

Según la AIE, el impacto que la pandemia está teniendo en las inversiones en la industria petrolera se seguirá sintiendo durante los próximos años. Esto no es sorprendente: la agencia notó un recorte del 45 por ciento en las inversiones de las compañías de petróleo de esquisto de Estados Unidos este año, combinado con un aumento del 50 por ciento en los costos de financiamiento. La cantidad de plataformas de perforación activas en los EE UU puede estar aumentando, lo que sugiere el comienzo de una recuperación, pero el total aún fue de 564 plataformas por debajo del año hasta la semana pasada, por lo que la recuperación tomará un tiempo.

Mientras tanto, las actualizaciones de las reservas de combustible de la Administración de Información de Energía están ofreciendo señales mixtas: la semana pasada, por ejemplo, se produjo una caída importante en las reservas de combustibles destilados, lo que debería ser una buena noticia que sugiere que la demanda está mejorando. El problema es que es probable que esta mejora sea una ocurrencia temporal más que una tendencia. Los viajes aéreos siguen estando muy restringidos y las posibilidades de que se produzca un cambio en el statu quo son escasas.

Incertidumbre: esta es la palabra clave no solo para la industria petrolera, sino para todas las demás afectadas por la pandemia en tal grado que obligan a cambios en los modelos comerciales. Las grandes petroleras europeas están haciendo precisamente eso con su impulso hacia las energías renovables y planean reducir en gran medida la contribución de su negocio principal a las ganancias generales. Las grandes empresas estadounidenses se están quedando con el petróleo y es posible que tengan una buena razón para hacerlo.

El futuro sigue empañado por la incertidumbre que se extiende a la posibilidad de un repunte de las inversiones petroleras. Según algunos, como BP, ya se ha superado el pico de demanda de petróleo, por lo que eso significaría una menor inversión en el crecimiento de la producción de petróleo a nivel mundial. Otros, como los productores de la OPEP, esperan que, tarde o temprano, las cosas vuelvan a la normalidad y que el apetito mundial por más petróleo continúe creciendo durante al menos unos años más antes de estabilizarse. Y, sin embargo, incluso la OPEP se está preparando para el peor de los casos.

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Oil-Investments-Are-Drying-Up-As-Crude-Demand-Falters.html

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Repsol gasta más en energías renovables que en la perforación petrolera

Repsol SA ha invertido más en los últimos meses en el desarrollo de proyectos de energía renovable que en la búsqueda de petróleo y gas, ofreciendo el último ejemplo de cómo los gigantes energéticos de Europa están acelerando su abandono de los combustibles fósiles.

La firma española ha gastado este año 199 millones de euros (232 millones de dólares) en exploración petrolera, en países como Estados Unidos, Rusia e Indonesia, frente a unos 300 millones de euros que ha desembolsado en nuevos proyectos de energía limpia. El crecimiento de la división de energías renovables también puede hacer factible la incorporación de un socio externo o la realización de una oferta pública inicial de la unidad en el futuro, aseguró su director ejecutivo Josu Jon Imaz.

Repsol sorprendió a la industria en diciembre cuando redujo el valor de sus activos en 4.800 millones de euros para ajustarse a los precios más bajos del crudo en el futuro y dijo que tendría como objetivo las emisiones netas cero de gases de efecto invernadero para 2050. Fue la primera gran petrolera en hacerlo. Desde entonces, rivales más grandes, incluidos Total SE, Royal Dutch Shell Plc y BP Plc, han presentado sus propios planes para centrarse en la energía limpia.

Alrededor del 30% del gasto de capital de Repsol en 2020 se destinará a proyectos de bajas emisiones, y alrededor del 25% en los próximos años, dijo Imaz al Parlamento de España en septiembre. La compañía tiene previsto presentar un nuevo plan estratégico a fines de este mes.

Este es el segundo gran cambio corporativo de Repsol en poco más de 20 años. El operador español de refinería y gasolinera sólo se convirtió en productor de petróleo después de adquirir YPF SA en 1998. Su división upstream estuvo durante años poblada por ejecutivos argentinos que trabajaban para YPF, e incluso su división de energía está dirigida por un ex empleado de YPF.

https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-10-30/repsol-is-now-spending-more-on-renewables-than-oil-exploration?srnd=green-energy-science

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China aumenta la cuota de petróleo un 20 por ciento para apalancar los bajos precios

En un contexto de caída de la demanda y signos de una oferta creciente, China, el mayor comprador de petróleo del mundo, elevó un 20% para el próximo año la cuota para el uso de petróleo extranjero por parte de entidades no estatales, según un anuncio del Ministerio de Comercio.

El aumento de la cuota de importación equivale a unos 823.000 barriles diarios, un poco menos que la cantidad que bombea Argelia, miembro de la OPEP. Las empresas que utilizarán el petróleo incluyen refinerías privadas, conocidas como teteras, que se han vuelto cada vez más importantes en el mercado petrolero mundial en los últimos años. Esas empresas han estado operando sus plantas a una tasa de utilización más alta que hace un año durante muchos meses, mientras que sus contrapartes en los Estados Unidos y Europa se quedaron atrás.

El aumento de la asignación indica que las compras de petróleo de la nación importadora más grande del mundo serán aún más fuertes en un momento en que la demanda mundial enfrenta nuevos vientos en contra debido a más restricciones y bloqueos a medida que las infecciones por coronavirus se propagan nuevamente en Europa y Estados Unidos han influido para que cayeran  los precios de referencia.

Detrás del impulso a las importaciones está la ambiciosa expansión de la capacidad de China. La nueva mega-refinería del país, Zhejiang Petrochemical, puso en marcha el domingo 1 de noviembre una de sus nuevas unidades de destilación de crudo de 200.000 barriles por día, dijo la matriz de la compañía en un comunicado de la bolsa. Otra, la refinería independiente china Shenghong Petrochemical Group, está trabajando en la construcción de la unidad de crudo más grande del país, que está programada para comenzar a fines del próximo año.

Los comerciantes de petróleo han estado comprando cargamentos desde principios de octubre y enviándolos hacia China, con la esperanza de capitalizar un aumento esperado en la demanda a fin de año, cuando las refinerías independientes obtengan las licencias de importación para 2021.

El país fijó cuotas de importación de crudo para empresas no estatales en 243 millones de toneladas, según el comunicado del ministerio. Eso equivale a 4,9 millones de barriles por día, según muestran los datos compilados por Bloomberg. China mantuvo la cuota anual sin cambios en 202 millones de toneladas para este año, después de un impresionante aumento de más de 1 millón de barriles por día para 2019 en comparación con el año anterior.

https://www.worldoil.com/news/2020/11/2/china-raises-oil-quota-20-percent-to-leverage-low-oil-prices

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Por la pandemia, incrementan el cupo de GLP para las garrafas del Programa Hogar

Por el mayor consumo registrado por la pandemia, el gobierno incrementó el cupo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para el Programa Hogar, el plan de subsidios para la compra de garrafas para las viviendas que no están conectadas a la red de gas natural. Lo hizo a través de una nota que lleva la firma del ex subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales. El programa Hogar es una reformulación del plan Garrafas para Todos (que tenía ese nombre previo a 2015) y alcanza a 2.300.000 beneficiarios.

La medida apunta a cubrir el faltante del producto por el incremento de la demanda adicional provocado por la pandemia. Dado el carácter excepcional de este año con la emergencia sanitaria, el volumen adicional no será considerado para el cálculo del cupo en la demanda para el 2021.

La nota señala: “atento a que la magnitud y el desproporcionado impacto de la pandemia Covid-19 tuvo como resultado un inesperado aumento de la demanda de producto envasado en garrafas, es que se torna necesario ampliar el volumen inicialmente previsto para el año en curso”. Y añade que “se procede a la aplicación de la determinación del aporte adicional de Gas Licuado de Petróleo (GLP) butano/mezcla que las empresas productoras deberán poner a disposición de las empresas fraccionadoras, como así la determinación del cupo adicional de GLP que recibirán estas últimas durante el presente año”.

A continuación, se detallan los volúmenes adicionales de las empresas productoras y fraccionadoras:

El 19 de octubre la Secretaría de Energía actualizó los precios máximos de las garrafas sociales e incrementó 38,7% el subsidio al Plan Hogar ($ 254). El nuevo valor de la garrafa de 15 kilos es de $ 539,44, para la garrafa de 12 kilos es de $ 431,55 y para la de 10 kilos el valor llegó a $ 359,62. Los precios no incluyen IVA, Ingresos Brutos ni costos de distribución. El incremento en los tres casos fue de 25,4% en comparación a mayo de 2019, cuando se estableció el último aumento.

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La actividad en Vaca Muerta, en alza y mejor que en 2019

Un informe detalló que en octubre de 2020 se realizaron más fracturas que en el mismo mes del año pasado. La actividad en la formación de Vaca Muerta alcanzó en octubre 345 etapas de fractura, con una mejora respecto a las 325 alcanzadas en el mes previo y un incremento de poco más del 3% frente a igual período de 2019. De acuerdo con el informe elaborado por el especialista Luciano Fucello, country manager de la firma NCS Multistage, en octubre se realizaron 345 fracturas que correspondieron a la actividad de YPF, con 170 etapas; Shell, 144 etapas; y Tecpetrol, con 31 fracturas. El décimo […]

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Lanzan un programa para reactivar los pozos de petróleo convencionales

Las empresas podrán computar parte de la inversión de reactivación de los pozos para el pago de tributos provinciales. El gobernador Omar Gutiérrez anunció hoy el envío a la Legislatura, como parte del proyecto de ley de presupuesto provincial 2021, de un plan de reactivación, inversión e incremento de la producción hidrocarburífera convencional en el territorio provincial y orientado a la contratación de empresas y de empleo local en dicho sector. Este programa autoriza al Poder Ejecutivo a emitir certificados de crédito fiscal por un monto de hasta mil millones de pesos para ser aplicados a la cancelación de impuestos […]

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El más grande es de Genneia con 222 MW: la lista «Top ten» de los parques eólicos en Argentina

¿Cuáles son las centrales eólicas con más potencia instalada en Argentina? Energía Estratégica comparte el detalle de las empresas, diferenciando por tecnología, potencia y provincia. El Parque Eólico de Puerto Madryn, Chubut, es el más grande de Argentina, desarrollado por la firma Genneia, con 222,3 MW instalados. Sus aerogeneradores son de la marca Vestas. En segundo lugar se ubica «El Mataco y San Jorge», de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) con 203,4 MW. También presenta tecnología Vestas. En tercer lugar se posiciona el Parque Eólico de Arauco, La Rioja, con 150,2 MW operativos. Sus molinos son de tecnología Siemens Gamesa e […]

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Vista Oil&Gas aumentó 12% la producción de petróleo, redujo 19% sus costos y subió 37% los ingresos

La petrolera de Miguel Galuccio reactivó sus pozos de shale oil en Vaca Muerta y alcanzó un EBITDA de u$s24,2 millones, un 138% frente al trimestre anterior. Vista Oil & Gas informó que en el tercer trimestre del 2020 incrementó 12% en su producción de petróleo, redujo 19% sus costos y aumentó sus ingresos 37% frente al período anterior, al sumar unos u$s70 millones. Según informó la compañía, el EBITDA ajustado para el tercer trimestre alcanzó los u$s24,2 millones, lo que representa una suba de 138% frente al trimestre anterior. Vista registró mayores ingresos, impulsados por un aumento tanto en […]

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Reinician obras del Gasoducto del NEA y analizan extenderlo hasta Misiones

Las obras del Gasoducto del NEA habían sido suspendidas durante el Gobierno de Macri. Luego de un análisis realizado por las áreas técnicas, el directorio de IEASA (ex ENARSA) tomó la decisión de «levantar la suspensión de obra» que recaía sobre el proyecto. Desde la empresa informaron que se trabajará para incluir a Misiones y Corrientes en una próxima etapa, provincias que habían quedado afuera luego de un recorte que se aplicó al proyecto. La decisión se tomó luego de la última visita del presidente a Misiones, cuando reconoció que el país tenía una deuda con Misiones por la falta de […]

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Martínez: “Hay un horizonte positivo en gas y petróleo”

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, se mostró optimista respecto del futuro hidrocarburífero del país, al proyectar un horizonte positivo tanto para el gas como para el petróleo. “No hay que priorizar a una cuenca por sobre la otra”, enfatizó, dejando en claro que su procedencia de Neuquén no lo llevará a centrar su gestión exclusivamente en los recursos no convencionales de Vaca Muerta. “Con el recupero de precios internacionales y retenciones a la baja, hay una ventana de posibilidades para el petróleo”, enfatizó. Y dijo que si los precios vuelven a caer, se “volverá al precio […]

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Informe reveló que Estados Unidos es el principal inversor en la Argentina y uno de sus máximos socios comerciales

El sector que más dinamizó las inversiones es el de la extracción no convencional de petróleo y gas en Vaca Muerta. Estados Unidos de América es el principal inversor externo en la Argentina, con fuertes desembolsos en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta y la industria manufacturera, según un análisis distribuido este lunes por la consultora ABECEB, horas antes de las elecciones presidenciales en la principal potencia mundial. Según los últimos datos publicados por el Banco Central de la República Argentina, capitales estadounidenses explicaron el 22,7 por ciento del stock de inversión extranjera directa (IED) en la Argentina, con casi 17.000 millones de […]

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Kicillof: “Bahía es la salida natural de la riqueza que producirá Vaca Muerta”

En su primera visita oficial como gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof vaticinó un futuro auspicioso para Bahía Blanca en la pospandemia. Luego, acompañado por el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia, Augusto Costa, recorrió instalaciones portuarias con el intendente Héctor Gay y el presidente del Consorcio de Gestión del Puerto, Federico Susbielles. “Bahía Blanca ocupa un lugar estratégico y cuenta con un potencial enorme. No me caben dudas que será uno de los ejes de la recuperación tras la pandemia”, señaló Kicillof. El gobernador reforzó esa opinión poniendo en valor el puerto […]

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El destino inmediato de Vaca Muerta es petrolero

A pesar el esmero oficial para estimular la producción de gas con el paquete de subsidios identificado como “IV”, a corto plazo la reanimación de Vaca Muerta vendría de la mano del petróleo, cuya exportación es técnicamente más sencilla y potencialmente más redituable. El programa de subvenciones condicionadas que Alberto Fernández anunció días atrás en Neuquén serviría sólo para mantener el actual modesto nivel de producción gasífera y, según el presupuesto proyectado para el próximo año por la Nación, la mayor parte de los fondos públicos se destinarían al anterior régimen de ayuda a las productoras, diseñado por Cambiemos. Si bien […]

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Neuquén tiene una apuesta exportadora para el 2021

El Gobierno proyecta una suba de la producción de crudo. Espera unos 175 mil barriles de producción diaria en promedio y más ventas al exterior. El gobierno neuquino dio a conocer sus proyecciones para la producción del 2021. Cree que la pandemia implicó perder un año de crecimiento en Vaca Muerta y que la recuperación llegará de la mano de un rango mayor de exportaciones. El ministro de Energía, Alejandro Monteiro, trazó a +e un cuadro de situación que fue incluido en el proyecto de presupuesto que envió el gobernador Omar Gutiérrez a la Legislatura. En promedio, la provincia espera producir unos […]

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La estrategia de precios de Cammesa para exportar 1600 MW de energía a Brasil

Brasil licitó el viernes la importación de energía desde países de la región. La Argentina colocó cinco bloques de potencia a un precio promedio de 89 dólares. Cómo se definió el pricing de la energía exportada. El país vecino preserva sus reservas hidroeléctricas para el verano. La Argentina cerró el viernes por la tarde la exportación a Brasil de 1600 megawatt (MW) de energía. Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), logró colocar cinco bloques de potencia en la licitación realizada por el ONS, el organismo encargado del despacho eléctrico en el país, a un precio promedio de US$ 89 por MWh. […]

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PetroChina cree que la demanda de gas natural se disparará en los próximos 15 años

Beijing introdujo la política de carbón a gas para transformar los hábitos de consumo. El cambio a un gas natural más limpio ya está dando sus frutos en las grandes ciudades PetroChina, el mayor proveedor de gas natural de China, ha pronosticado que la demanda se duplicará en los próximos 15 años hasta alcanzar los 620 billones de metros cúbicos, a pesar de los efectos de la pandemia y la creciente importancia de las energías renovables. Dos aspectos de esta predicción son notables. En primer lugar, el momento de la publicación, en medio de la pandemia de COVID-19 que ha diezmado […]

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Llegan los cargadores de máxima velocidad a YPF

YPF puso en funcionamiento el primer cargador para autos eléctricos de máxima velocidad (50 kW) en la estación de servicio ACA-Palermo, ubicada en la intersección de las calles Godoy Cruz y De María. Permite pasar del 20% al 80% de la batería en 25 minutos, brindando un buen alcance para que el conductor siga su recorrido. Esta nueva modalidad está pensada para ofrecerle un servicio ágil al cliente que se complementa con las tiendas Full: los socios Serviclub podrán acceder a un descuento en desayuno o merienda mientras esperan a que finalice su carga. En un primer momento, el servicio […]

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MSU Energy finalizó expansión de Central Térmica Barker

MSU Energy, compañía argentina dedicada a la generación eléctrica, finalizó la expansión y conversión a ciclo combinado de la Central Térmica Barker, ubicada en la provincia de Buenos Aires. La confirmación se dio a conocer después que CAMMESA, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., como organismo encargado del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista, otorgara la habilitación comercial de la Turbina de Vapor 01 en CT Barker. Con esta obra se completa el proyecto de expansión y conversión a ciclo combinado de sus tres centrales. La CT Villa María, en la provincia de Córdoba y la CT General Rojo, […]

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Exxon evalúa desprenderse de activos de gas en Estados Unidos

La petrolera de Estados Unidos puso en evaluación sus áreas de gas en el país del norte. Anunció pérdidas por 680 millones en el tercer trimestre del año. Sin importar la escala, ninguna empresa petrolera se salvó de la pandemia del coronavirus y ExxonMobil no fue la excepción. La compañía norteamericana presentó sus resultados del tercer trimestre con una pérdida de 680 millones de dólares por lo que comenzó a evaluar internamente sus activos. Luego del fuerte golpe que le significó transitar el tercer trimestre del año, la empresa anunció que realizará una evaluación interna para determinar el futuro de sus activos de gas […]

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El GNL fue incorporado como una categoría de estaciones de servicio

Nación reglamentó las bocas de expendio de Gas Natural Licuado y estableció normas excluyentes para operarlas. Reconocen que era una necesidad ante la demanda de vehículos propulsados con ese combustible. La secretaría de Energía, dirigida por Darío Martínez, lanzó la Resolución 61/2020 mediante la cual agregó al Registro de Bocas de Expendio de Combustibles a las personas físicas o jurídicas que expendan Gas Natural Licuado (GNL). Esto implica que los operadores del combustible deberán gestionar la inscripción ante la subsecretaría de Hidrocarburos y respetar los requisitos fijados por el gobierno. El registro de estaciones de servicio se creó a través de la Resolución 1.102 […]

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En Estados Unidos las empresas se vuelcan hacia el hidrógeno verde, pero surgen cuestionamientos por el uso del agua

Una fuente de la industria le dijo a Oilprice que la producción de una tonelada de hidrógeno mediante electrólisis puede llegar a requerir 18 toneladas de agua. Por primera vez en la historia de Estados Unidos, las empresas estadounidenses, tanto grandes como pequeñas, están presionando agresivamente para reducir su huella de carbono, y el hidrógeno se ha convertido en uno de los rincones olvidados de la energía limpia que busca hacer un regreso masivo. Los sistemas de pilas de combustible se promocionan como la próxima ola de energía renovable, especialmente ahora que hay un gran impulso hacia el hidrógeno verde, es decir, el hidrógeno producido […]

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Santander, BBVA, CIFI, BID Invest e Infra X participan de Latam Future Energy

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Latam Smart Energy, anuncian el lanzamiento de «Latam Future Energy».

Dicha alianza presenta Latam Future Energy Virtual Summit, a llevarse a cabo los días 24 y 25 de noviembre con el objetivo de difundir, promocionar y analizar las últimas tendencias tecnológicas vinculadas al sector de la energía. (INSCRIPCIÓN)

Durante la segunda jornada, un panel de debate analizará los puntos sobresalientes para el financiamiento verde de proyectos en América Latina y el Caribe.

¿Qué rol tendrá el Project Finance? ¿Está la banca comercial creando nuevos productos financieros para energías limpias? ¿Qué mecanismos están dando mayores resultados en Latinoamérica? ¿Qué lugar tendrá el Corporate Finance?

Cabe destacar que en 2021 se presentarán diversas subastas de energías renovables en Chile, Ecuador, Colombia, Brasil y República Dominicana, entre otros países que estudian programas específicos.

Estas oportunidades se agregan a los potenciales contratos que grandes consumidores están rubricando con centrales renovables. Es en este contexto que Latam Future Energy se propone discutir sobre las mejores propuestas de financiamiento para la región.

¿Cuáles son los aspectos por mejorar para que un proyecto sea bancable? ¿Cómo diseñar un esquema de financiamiento exitoso en las subastas previstas para la región? ¿Habrá nuevas emisiones de bonos verdes en 2021?

Del panel de debate participarán María Aramoni, Portfolio Manager Fixed Income Latam de Santander Asset Management; Luis Dosal, Head of Project Finance México de BBVA; Gema Sacristán, Chief Invesment Officer BID Invest; César Cañedo, CEO de Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI); el moderador será Alex de la Vega – Founder de Infra X.

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

La alianza entre dos organizaciones de experiencia y trayectoria como Latam Smart Energy y Energía Estratégica garantiza un encuentro de calidad, información exclusiva y de gran convocatoria.

«Latam Future Energy Virtual Summit  es un gran oportunidad para entender los cambios que se van a profundizar en el sector de la energía hacia 2021», destaca Gastón Fenés, Director Periodístico de Energía Estratégica.

«Estamos convencidos de la importancia de acelerar la transición energética y Latam Future Energy será un actor clave para impulsar un profundo debate en la región», resalta Rebeca González, Cofundadora de Latam Smart Energy.

INSCRIPCIÓN: Latam Future Energy Virtual Summit 24 y 25 de Noviembre – Gratuito

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Sobre Latam Smart Energy

Latam Smart Energy es la entidad líder en el impulso de la transformación Energética en Latinoamérica. Es parte de la red Invest in Latam y reúne a los líderes más destacados del sector
energético para generar sinergias y networking de calidad.

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La oportunidad del hidrógeno en América Latina: de las estrategias nacionales a la cooperación regional

El hidrógeno como combustible bajo en carbono está tomando un rol cada vez más destacado en el debate energético global. En la Cumbre de Osaka en 2019, los líderes del G20 resaltaron el papel crítico de las tecnologías de hidrógeno para posibilitar las transiciones hacia energías limpias.

Desde que Japón publicó su Estrategia Básica de Hidrógeno en 2017, muchos otros gobiernos – incluidos recientemente los de España, Alemania, y los Países Bajos, además de la Comisión Europea – han presentado estrategias y hojas de ruta de hidrógeno, y se espera que otros países presenten las suyas en los próximos meses. La industria ha respondido con anuncios importantes.

Se espera que para 2023 comiencen a operar proyectos de electrólisis de agua por un total de cerca de 3GW de capacidad, multiplicando varias veces los actuales 200MW de capacidad instalada.
América Latina podría jugar un papel clave en los esfuerzos globales para desarrollar el hidrógeno bajo en carbono.

Al igual que en otras partes del mundo, los gobiernos de la región están dando pasos decisivos para promover el hidrógeno como un ingrediente clave de sus transiciones hacia energías limpias y una fuente de ingresos a través de las exportaciones. Recientemente, en la Mesa Redonda Ministerial IEA-OLADE para América Latina, varios ministros señalaron al hidrógeno como un vector energético prometedor para las transiciones energéticas a largo plazo en la región.

Un abordaje colaborativo a nivel regional para el hidrógeno podría complementar las iniciativas nacionales, permitiendo que los países aprovechen sus complementariedades en el suminstro y la demanda, y las sinergias en el desarrollo y uso de infrastructuras.

Este abordaje estaría en línea con otros diálogos regionales que recientemente han comenzado en otras partes del mundo, por ejemplo, entre los países del Mar del Norte. Para que esto suceda, el diálogo y la colaboración regional son cruciales para asegurar la armonización regulatoria necesaria, así como la convergencia de los mercados de energía.

El creciente interés por el hidrógeno en América Latina

Actualmente, la producción y uso de hidrógeno en América Latina se limita a algunos países, donde se usa principalmente en refinerías y en la industria química, al igual que en otras partes del mundo. Muchos países están avanzando con estrategias y proyectos piloto para fomentar su uso como vector energético.

Este impulso se complementa con importantes iniciativas del sector privado, como los consorcios H2AR en Argentina y H2Chile en Chile, que reúnen a actores relevantes del sector privado y público con el objetivo de identificar oportunidades y promover el desarrollo de alianzas y cadenas de valor.

Si bien los primeros esfuerzos podrían focalizarse en reducir las emisiones relacionadas con los usos actuales del hidrógeno, varios países buscan aprovechar el potencial del hidrógeno para descarbonizar el transporte, en especial el transporte pesado y las flotas de transporte público, así como las oportunidades para exportar hidrógeno bajo en carbono a mercados fuera de la región.

País Políticas públicas Fuentes de demanda actuales Proyectos insignia Oportunidades para el hidrógeno bajo en carbono
Argentina Estrategia nacional en preparación Industria química

Refino

 

Hychico (en operación desde 2008)
  • Potencial para volverse un exportador de hidrógeno bajo en carbono
  • Descarbonización de la industria química y del refino
  • Descarbonización del transporte
Brasil Evaluando el papel del hidrógeno en su estrategia energética Industria química

Refino

 

 

  • Potencial para volverse un exportador de hidrógeno bajo en carbono
  • Descarbonización de la industria química y del refino
Chile Estrategia Nacional en vías de finalización (4T2020) Industria química

Refino

 

Cerro Pabellón Microred (en operación)

ENAEX-Engie 1+GW amoníaco verde (anunciado)

Enel Magallanes metanol/combustibles sintéticos verdes

(anunciado)

  • Potencial para volverse un exportador de hidrógeno bajo en carbono
  • Descarbonización de la minería, de la industria química y del refino
  • Descarbonización del transporte
Colombia Hoja de ruta de hidrógeno verde en preparación Refino

 

  • Descarbonización de la minería
  • Descarbonización del transporte
México Sin información Refino

 

  • Descarbonización del refino y del transporte
  • Potencial para volverse un exportador de hidrógeno bajo en carbono
Paraguay Estrategia nacional en preparación Uso limitado Omega Green (anunciado)
  • Descarbonización del transporte pesado
Uruguay Estrategia nacional en preparación Uso limitado Proyecto Verne (anunciado)
  • Descarbonización del transporte pesado

Un lugar central en la futura economía del hidrógeno

Gracias al desarrollo sostenido de la energía hidráulica durante el siglo veinte, las fuentes renovables representan un 55% de la generación eléctrica total en América Latina, muy por encima del promedio global de 35%.

Las fuentes renovables variables también están ganando terreno gracias a los abundantes recursos solares y eólicos de la región, que se reflejan en los bajos precios por MWh observados en recientes subastas de energía.

Promover el desarrollo del hidrogeno bajo en carbono y de bajo costo puede ser una manera de aprovechar esta ventaja competitiva de la región. En Chile, por ejemplo, el costo de producción de hidrógeno a partir de electricidad renovable puede estar entre los más bajos a nivel global, según el reciente informe de la AIE, The Future of Hydrogen, principalmente gracias a sus recursos renovables de bajo costo.

La producción chilena de hidrógeno a partir de electricidad renovable podría incluso competir con la producción a partir de combustibles fósiles en el mediano plazo. Los países productores de gas natural de la región – donde la producción y consumo de hidrógeno es mayor en la actualidad – pueden también encontrar oportunidades para acelerar la transición hacia el hidrógeno bajo en carbono.

Se espera que Chile sea el primer país en finalizar una estrategia nacional de hidrógeno, que será presentada para consulta pública en la tercera edición de la conferencia Chile Green Hydrogen Summit el 3 de noviembre de 2020, con la participación del Director Ejecutivo de la AIE, Dr. Fatih Birol.

 

Varios países Latinoamericanos, como Argentina, Brasil, Colombia y México, comparten muchas de las características que hacen de Chile un buen candidato para convertirse en productores competitivos de hidrógeno a partir de electricidad renovable.

A medida que aumente la demanda global de hidrógeno bajo en carbono, America Latina podría tener la oportunidad de posicionarse como un exportador competitivo.

Si bien la producción de hidrógeno a partir de electricidad renovable presenta oportunidades atractivas para la región a largo plazo, el consumo de hidrógeno bajon en carbono y la infrastructura necesaria pueden desarrollarse en el corto plazo combinando la producción de hidrógeno a partir de combustibles fósiles con proyectos de captura y utilización o almacenamiento de dióxido de carbono (CCUS).

En Argentina y Brasil, las instalaciones de producción de hidrógeno existentes podrían incorporar unidades de captura de CO2. La mayoría de estas instalaciones se encuentas en polos industriales donde se concentran muchas actividades emisoras de CO2 que requerirán captura para descarbonizarse, lo que puede presentar sinergias para el desarrollo y explotación de infraestructuras para la utilización o almacenamiento de CO2.

Además, la transición de la producción actual de hidrógeno a partir de combustibles fósiles (intensva en emisiones de CO2) hacia tecnologías bajas en carbono (generación a partir de combustibles fósiles con CCUS o a partir de electricidad baja en carbono), puede promoverse mediante la adopción de precios de carbono o incentivos similares.

En el frente tecnológico, Argentina es pionera a nivel regional y mundial en la producción de hidrógeno a partir de electricidad renovable. Desde 2008, el proyecto Hychico en la Patagonia ha estado produciendo hidrógeno por electrólisis del agua a partir de uno de los primeros parques eólicos del país.

Hacia un abordaje regional para el hidrógeno en América Latina

Para alcanzar su potencial en el impulso las transiciones hacia energía limpias, el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono no debe concentrarse únicamente en su producción sino también en desarrollar cadenas de valor completas, así como de las condiciones de mercado.

Esto implica promover la innovación y el desarrollo tecnológico, especialmente en los usos finales del hidrógeno. Deben desarrollarse la infrastructura y los marcos institucionales, ya que se requiere una regulación robusta, un mercado estructurado y una gobernanza efectiva.

En la reciente Mesa Redonda Ministerial IEA-OLADE para América Latina, el Secretario de Energía de Panamá, Dr. Jorge Rivera Staff, pidió un abordaje regional para el hidrógeno.

El díalogo regional, incluyendo un amplio espectro de partes interesadas, pero especialmente a los reguladores energéticos, es clave para que América Latina aproveche las sinergias que puedan surgir en futuros patrones de oferta y demanda.

Este diálogo es también vital para fomentar el comercio regional y global de hidrógeno mediante la adopción de estándares y códigos armonizados internacionalmente.

Este abordaje regional podría seguir lo pasos que se están dando en Europa, donde los países del Mar del Norte han establecido un foro para discutir el desarrollo de un mercado regional de hidrógeno e identificar sinergias y oportunidades.

En un panorama global en el que hidrógeno está evolucionando rápidamente, las iniciativas internacionales como la H2 Initiative del Clean Energy Ministerial, Mission Innovation, la International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy y los programas de colaboración tecnológicos de Hidrógeno y de Pilas de Combustible Avanzadas de la AIE, son herramientas poderosas para que los países compartan experiencias y mejores prácticas en materia de tecnología, políticas públicas y regulación.

La AIE seguirá acompañando los desarrollos en hidrógeno alrededor del mundo y en América Latina, en estrecha colaboración con gobiernos, organizaciones e iniciativas en la región y globales.

El 16 de noviembre de 2020, la AIE junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), coorganizarán una Mesa Redonda de Hidrógeno en la quinta edición de la Semana Latinoamericana de la Energía. Este evento podría ser un paso importante hacia un abordaje regional para aprovechar el enorme potencial del hidrógeno en América Latina.

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Dirigentes de IRENA se reúnen hoy y mañana para analizar una salida verde a la crisis covid19

El Ministro de Energía de Burkina Faso, Excmo. Sr. Bachir Ismael Ouedraogo, presidirá las reuniones de dos días del órgano rector.

Las reuniones consecutivas del Consejo se celebrarán prácticamente debido al brote de COVID-19, y en ellas más de 340 participantes de alto nivel procedentes de 97 países y de la Unión Europea entablarán debates sobre la creciente importancia de las políticas y las inversiones que respaldan una evolución acelerada hacia un sistema energético con bajas emisiones de carbono.

Los resultados de la IRENA sugieren que hacerlo añadiría más de 5 millones de empleos de transición energética a nivel mundial en los próximos tres años.

«Nos reunimos en momentos sin precedentes», expresa el Director General de la IRENA, Francesco La Camera. «Con muchas economías volviendo a las medidas de bloqueo para hacer frente a COVID-19, todos debemos ser conscientes de la oportunidad de crecimiento y estabilidad que presenta una transformación de la energía basada en las energías renovables» – un punto que será central en los debates entre los miembros esta semana.

«A través de medidas políticas claras y con visión de futuro construidas en torno a la transformación de la energía y un fuerte compromiso con la colaboración multilateral, podemos reconstruir rápidamente nuestras economías», continuó el Sr. La Camera, «al mismo tiempo que aseguramos una recuperación económica duradera que se ajuste a las metas de desarrollo sostenible y a los objetivos del Acuerdo de París».

La ‘Recuperación post-COVID’ de IRENA: Una agenda para la resiliencia, el desarrollo y la igualdad’, lanzado a principios de este año, muestra que la transición energética puede representar una inversión con visión de futuro cuando se incorpora a los planes de estímulo y recuperación.

Un paquete de inversiones centrado en la transición energética puede ayudar a superar la recesión económica y a crear los tan necesarios puestos de trabajo, a corto plazo y en el futuro.

Su Excelencia el Dr. Abdullah Belhaif Al Nuaimi, Ministro de Cambio Climático y Medio Ambiente de los EAU, dijo: «Las reuniones 19 y 20 del Consejo de la IRENA no podrían ser más oportunas. El brote de coronavirus ha puesto de relieve la importancia vital de la energía como la clave para mantenerse conectado a las instalaciones sanitarias de energía, y asegurar una producción y suministro ininterrumpido de alimentos y agua. Por lo tanto, es más crucial que nunca que unamos nuestras fuerzas para avanzar en una recuperación verde y sostenible, crear capacidad de recuperación e impulsar una transición mundial de energía limpia para proporcionar un acceso justo a la energía para todos».

«El progreso de Burkina Faso en los últimos años para abordar el acceso a la energía y fomentar el aumento de la actividad económica a través de la electrificación ha sido notable», dijo el Excmo. Sr. Bachir Ismael Ouedraogo, Ministro de Energía de Burkina Faso. «Hemos duplicado el número de personas con acceso a la energía en los últimos cinco años, al mismo tiempo que hemos reducido los costos de la electricidad y disminuido los subsidios estatales gracias a la energía renovable».

«Nuestra historia es sólo un ejemplo del impulso que se ha dado en todo el mundo a la transformación de la energía, ya que proporciona sólidos beneficios socioeconómicos», continuó el Excmo. Sr. Ministro Ouedraogo.

«Con la ayuda de la cooperación multilateral y de instituciones como la IRENA, creo que los alentadores progresos que se están realizando hasta ahora pueden acelerarse aún más, y personalmente creo que existe una necesidad concreta de establecer un foro de construcción de visión en el que los miembros de la IRENA puedan debatir sus aspiraciones colectivas en materia de transición energética».

Como preparación para las reuniones del Consejo de este año, la IRENA recibió comentarios de los miembros sobre las actividades programáticas de la Agencia. Los debates, que tuvieron lugar los días 19 y 21 de octubre, exploraron la forma en que la IRENA puede proporcionar a sus miembros de la forma más eficaz posible apoyo para la facilitación de proyectos, investigación, modelización, trabajo analítico y asesoramiento en materia de políticas.

En el período previo al Consejo, la IRENA también celebró una serie de reuniones del Marco de Colaboración, diseñadas para fomentar el diálogo y la acción coordinada entre los miembros sobre cuestiones clave como el desarrollo de la energía hidroeléctrica, las estrategias para apoyar las altas cuotas de energías renovables, el futuro de la economía del hidrógeno renovable, las energías renovables oceánicas y marinas y la geopolítica de la transformación de la energía.

Las conclusiones y resultados de los debates programáticos y los marcos de colaboración se comunicarán a los miembros del Consejo junto con el camino a seguir. Durante las reuniones del Consejo, los miembros de la IRENA también discutirán el trabajo futuro de la Agencia como parte del Programa de Trabajo y Presupuesto de la IRENA.

El Consejo de la IRENA está compuesto por 21 miembros elegidos por un período de dos años y que prestan servicios de forma rotativa para garantizar la participación efectiva tanto de los países en desarrollo como de los países desarrollados y una distribución geográfica justa y equitativa. Las responsabilidades del Consejo incluyen facilitar la consulta y la cooperación entre los miembros de la IRENA y revisar el programa de trabajo, el presupuesto y el informe anual de la organización.

Traducción realizada con la versión gratuita del traductor www.DeepL.com/Translator

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CADER crea un comité para potenciar desarrollo de la industria nacional de las energías renovables

La Comisión Directiva de CADER celebra su lanzamiento, valorando que uno de los objetivos será demostrar fehacientemente que la Industria Nacional pueda aprovechar su potencial, desarrollando una mayor competitividad a partir de los programas de incentivos a la integración nacional y sustitución de importaciones.

La intención es fomentar una integración inteligente con la tecnología importada, trabajando en equipo con las firmas asociadas y los actores involucrados tales como las Provincias, el Gobierno Nacional, Universidades, Cámaras empresarias y asociaciones asociadas, el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), entre otros.

El comité convocará a las primeras reuniones para trazar la agenda en los próximos días. Rubén Sánchez Perco, representante de Sidergy, y Oscar Balestro, Presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos (EEDSA), serán coodinadores del comité de Industria Nacional.

La propuesta apunta a ponderar de manera eficaz y competitiva los productos y servicios manufacturados y elaborados para el sector de las energías renovables.

De esta manera, CADER busca alcanzar un sendero de integración incremental que permita acceder de manera escalonada a beneficios fiscales simplificados que incentiven un desarrollo industrial local creciente.

Estas acciones ampliarán la generación de empleo y la sustitución de importaciones.

Debido a la escasez de financiamiento externo, CADER trabajará en conjunto con el Comité de Financiamiento para alcanzar una ingeniería financiera en moneda nacional, sustentable y competitiva entre otras alternativas, como con los entes multilaterales de credito.

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Cómo será la curva de crecimiento de los PMGD hasta 2022 en Chile

Ayer, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) organizó junto a la consultora Antuko un webinar titulado ‘Perspectivas de Costos Marginales y Tarifas para Clientes Finales’.

Las expositoras fueron Celine Assemat y Juan Pablo Vergara, referentes de Antuko, quienes hicieron especial énfasis sobre las perspectivas de crecimiento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (proyectos de hasta 9 MW).

Con gráficos técnicos, Assemat mostró una tendencia que se viene pronunciando desde hace tiempo en la industria de las renovables: que con la aplicación del Decreto Supremo 88 (DS88), que reemplaza una tarifa estabilizada por otra de bandas horarias, va a haber un crecimiento fuerte en el inicio de construcción de PMGD solares; luego un amesetamiento.

Esto se debe a que hasta abril del año entrante el DS88 contempla un régimen transitorio para los emprendimientos que obtengan el Informe de Criterio de Conexión (ICC) o hayan ingresado el trámite ambiental correspondiente, el cual les permite acceder al precio estabilizado.

El nuevo esquema de bandas horarias afecta particularmente sobre el precio en las horas del día, naturalmente impactando en la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos. Según Assemat, la diferencia entre intervalos diurnos respecto a los nocturnos es de 20 dólares por MWh.

En conclusión, desde Antuko pronostican que habrá un crecimiento importante de PMG(D) solares hasta el 2022 y luego una estabilización.

“Del lado de otras tecnologías (mini hidro, eólica, biomasa) no vemos muchas diferencias”, observa Assemat, en referencia a que no calculan un aumento exponencial de proyectos pero sí una constancia a la alza, ya que el DS88 afecta principalmente a los emprendimientos solares.

Por su parte, Vergara aclaró que el panorama de Antuko no es que los PMGD fotovoltaicos ya no serán atractivos, sino que deberán buscar otros vehículos de venta de energía quizá más eficientes.

En ese sentido, el especialista destacó la Ley de Portabilidad Eléctrica (actualmente en debate en la Cámara de Diputados), que crea la figura del Comercializador, podría «darle fluidez a este mercado”, enfatizó.

En efecto, para Vergara la nueva normativa (una vez aplicada) podría ser un buen destino para los PMGD fotovoltaicos.

Fuente: Antuko

 

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Ingresan los primeros contenedores de módulos Yingli que comercializará Enersis en México

Noviembre inició con buenas noticias para el sector fotovoltaico en México. Esta semana ingresarán los primeros dos contenedores con paneles solares marca Yingli que comercializará Enersis en el mercado mexicano. 

Desde la empresa informaron a Energía Estratégica que cada unidad trae unos 700 paneles solares y adelantaron que sumarán dos contenedores adicionales la semana próxima. Con lo cual, unos 2800 paneles estarán disponibles pronto para instaladores solares en el mercado mexicano. 

“Entre hoy y mañana saldrían de la aduana de Manzanillo y antes del fin de semana ya estarán en la fábrica para inciar su comercialización. La expectativa de instaladores aumenta porque el próximo 7 de noviembre es la fecha estimada para el ingreso de los nuevos contenedores”, anunció Javier Campo, Country Manager de Yingli Solar en México.   

Su abanico de ofertas abarca distintas escalas de tecnologías fotovoltaicas; con lo cual, se adapta a distintos requisitos de clientes en México. 

“México es un país que tiende a potencias máximas. Todos los instaladores buscan paneles por encima de 400 watts pico. Nosotros hemos definido cubrir los tres niveles de potencias”, explicó Javier Campo a Energía Estratégica. 

En detalle, los módulos van desde 335 Wp en policristalinos y módulos intermedios mono perc entre 385 Wp a 410 Wp, hasta 445 Wp mono perc.

Yingli acelera su estrategia de inversión: duplicará su capacidad de producción a 2021 y apostará al reciclaje de módulos solares

En relación al arancel de este tipo de productos en México, si bien la última sentencia del Tribunal Superior de Justicia fue favorable para la industria solar, aún no se efectiviza en las oficinas de importación del SAT. 

“Esperamos que antes de finalizar el año, los módulos fotovoltaicos estén liberados del 15% de arancel que hasta la fecha repercuten en los precios”, amplió el Country Manager en México de esta compañía con más de 30 años de historia en la industria solar y con presencia activa en los cinco continentes.

En conversación con Energía Estratégica, el empresario detalló que la empresa ha registrado sus productos en el FIDE – Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica, para ubicar a sus módulos entre los más competitivos del mercado mexicano para instaladores del sector residencial. 

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Sunai lanza nueva solución para el mantenimiento de parques solares en Latinoamérica

SUNAI continúa destacándose por su oferta de servicios de inteligencia de datos para la industria solar. Entre ellos, se destaca su programador de limpiezas para maximizar la generación de energía anual en centrales de mediana a gran escala.

El algoritmo desarrollado por SUNAI es capaz de identificar los días de limpieza óptimos para cada realidad meteorológica donde se encuentran las instalaciones, considerando presión atmosférica, humedad del aire, precipitaciones y demás parámetros. 

En detalle, Jorge Arriagada, cofundador y gerente comercial en SUNAI, clarificó que con su programador de limpiezas se pueden realizar dos grandes operaciones: tomar la cantidad de limpiezas disponibles que tienen las empresas solares de acuerdo a su presupuesto (como ser 4 limpiezas anuales por año) y agenda su actividad de mantenimiento de modo que los paneles generen más energía. 

La diferencia con otros proveedores de este tipo de soluciones es que SUNAI basa sus decisiones de mantenimiento a partir del monitoreo y machine lerning de las instalaciones en particular. 

“Tenemos varios módulos con planificadores de operaciones que permiten brindar nuestros servicios holísticamente dentro de la misma plataforma”.

“Es un algoritmo genético porque tomamos los datos históricos y meteorológicos de cada caso, generando ´hijos´ que permiten tomar decisiones significativas para maximizar la producción. Partimos de una base aleatoria y se sofistica con los resultados que se van obteniendo”, agregó Jorge Arriagada en conversación con Energía Estratégica. 

Este servicio sería uno de los más competitivos de la región siendo que tiene un costo de USD 0,2 el kW adicional al plan base del software de SUNAI

En menos de un año, esta empresa emergente logró una presencia activa en más de cinco países de Latinoamérica. Y este servicio ya está disponible para mercados como el brasileño, chileno,colombiano, dominicano y uruguayo. 

“En Chile por ejemplo, apuntamos a los generadores de PMGD porque ellos necesitan programar las limpiezas y predecir la generación de las plantas porque lo pide el Coordinador Eléctrico Nacional”, confió el gerente comercial en SUNAI a este medio. 

Este tipo de soluciones con monitoreos e inteligencia artificial tendrían un atractivo especial porque todos los parámetros relevados podrían entrecruzarse y poder brindar un servicio adicional que sirva a inversionistas del sector para decidir en qué zonas ubicar nuevos parques solares dentro de la región.  

“Hoy, estamos enfocados a desarrollar 100% soluciones para la industria. Luego, evaluaremos si integrar nuevas funciones a nuestro sistema o bien ofrecer un explorador solar gratuito que permita acelerar la transición energética en la región”, concluyó Jorge Arriagada, cofundador y gerente comercial en SUNAI.

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Colombia asigna becas por 725 mil dólares para desarrollar el hidrógeno y movilidad eléctrica

El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunciaron el viernes pasado los resultados de la Convocatoria Conjunta 879.

Se trata de una beca por 2.800 millones de pesos (unos 725.000 dólares), para Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) sobre cuatro áreas consideradas como estratégicas para Colombia en el futuro próximo: el hidrógeno, la movilidad eléctrica, la eficiencia energética y mejoras para la gestión interna de la UPME.

En hidrógeno, el proyecto ganador se titula “MEC-H2 Modelo del Sistema Energético Colombiano para la evaluación de escenarios de transición energética hacia la economía del Hidrógeno”.

Lo llevará a cabo la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar, Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla“.

El emprendimiento será llevado a cabo en coordinación con la empresa gasífera Drummond. El Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares).

En lo respectivo a movilidad eléctrica, la iniciativa “FerroFluvial 4.0 – Plan de investigación para la evaluación y priorización de tecnologías orientadas hacia la electromovilidad y su penetración e impactos en el fortalecimiento de encadenamientos productivos de Colombia en sus modos férreo y fluvial” se quedó con la beca de hasta 700 millones de pesos.

El ejecutor será COTECMAR y lo desarrollará junto a la Universidad Nacional de Colombia, Universidad de Cartagena, Universidad de la Sabana, Fundación Universitaria CEIPA, Instituto Tecnológico Metropolitano de Medellín, Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla».

En cuanto a estándares mínimos de desempeño energético, MEPS y etiquetado para los equipos de uso final de energía, el ganador fue la Universidad Nacional de Colombia (Sede Bogotá), que llevará a cabo su proyecto con la Universidad ECCI. El monto de la beca es de hasta 650 millones de pesos.

Finalmente, en lo respectivo a innovación de procesos para seguimiento a proyectos en la UPME, el proyecto ganador fue el de “Desarrollo de un sistema de gestión del portafolio de planes, programas y proyectos para La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”.

Su ejecutor será la Universidad Industrial de Santander y contará con hasta 838 millones de pesos para hacerlo.

Esta iniciativa está alineada con el foco de energía sostenible de la misión internacional de sabios para el avance de la ciencia, la tecnología y la innovación llevada a cabo en el país en 2019 que priorizó temáticas de alta incidencia para afrontar desafíos productivos, ambientales y sociales del país.

“Colombia tiene un enorme potencial en investigación, desarrollo e innovación y de ello dan cuentan las más de 57 iniciativas recibidas durante la convocatoria, de las cuales 50 continuaron en etapa de evaluación técnico financiera y 4 fueron las seleccionadas”, destacó el director de la UPME, Cristian Jaramillo Herrera, sobre el proceso de selección.

Y enfatizó: “Esperamos con estos procesos seguir fortaleciendo el planeamiento minero energético que realiza la entidad, sobre la base de un mayor conocimiento científico y tecnológico en las temáticas seleccionadas”.

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En Vaca Muerta siguen con atención las elecciones de Estados Unidos que definen el futuro del fracking

El fracking fue uno de los principales temas de debate en la previa a las elecciones en Estados Unidos. En la última década, el desarrollo de las técnicas de explotación no convencionales llevó a este país a ser el mayor productor de petróleo del mundo. Sin embargo, el candidato demócrata Joe Biden hace foco en las energías renovables y el cambio climático y busca ponerle un límite al shale debido a su impacto sobre el medio ambiente. Además, propone la vuelta de ese país al Acuerdo de París, espacio que abandonó a fines de 2019 por decisión de Donald Trump, quien reivindica abiertamente el fracking.

Esta disputa en torno al modelo energético le agregó un interés adicional a las elecciones de la principal potencia mundial, sobre todo para Argentina, que ha venido desarrollando intensamente Vaca Muerta y ahora podría verse impactada de lleno si Estados Unidos comienza a desincentivar la producción no convencional.

Vaca Muerta ha venido aprovechando durante los últimos años los avances que han realizado los Estados Unidos en la producción no convencional. La curva de aprendizaje que transitó el país del norte fue seguida con atención en Argentina, ya que esos desarrollos permitieron bajar los costos también en el país y proyectar la evolución del negocio. Si ahora el no convencional se frena en Estados Unidos, es imposible que esa decisión no termine impactando en la industria local.  

La candidata demócrata a la vicepresidencia, Kamala Harris, es una impulsora del New Green Deal, un acuerdo de desarrollo económico y social basado en la reducción a cero de la emisión de gases de efecto invernadero para las próximas décadas en Estados Unidos, que es el segundo país con mayores emisiones detrás de China.

Durante la campaña, Harris fue la abanderada demócrata del Green New Deal para descarbonizar la energía estadounidense y poner el foco en el desarrollo de las energías renovables. Además, este “Nuevo Acuerdo Verde” promueve un “transporte limpio” en autos, camiones, aviones y barcos, entre otros, y adaptar la industria, la agricultura y la construcción a los estándares de energía limpia en la economía de Estados Unidos.

Qué dijeron los candidatos

Durante las últimas semanas de campaña, el candidato republicano y actual presidente Donald Trump y el demócrata Joe Biden visitaron el disputado estado de Pensilvania, donde se encuentra la formación de hidrocarburos no convencionales Marcellus, el mayor campo de shale gas de ese país.

“Biden prohibirá el fracking”, sentenció Trump en el segundo estado en producción de shale gas detrás de Texas. El demócrata respondió: “No, no, no voy a prohibir el fracking, punto”, y señaló: “Nunca dije que me opongo al fracking”. Además, agregó que –en realidad- propone «prohibir los nuevos permisos de petróleo y gas en tierras y aguas públicas». Por su parte, la candidata a vicepresidenta y actual senadora por el estado de California, Kamala Harris, indicó que “si gana, Biden no prohibirá el fracking”.

Propuesta energética demócrata

“Desde los pueblos costeros hasta las granjas rurales y los centros urbanos, el cambio climático representa una amenaza existencial, no solo para nuestro medio ambiente, sino también para nuestra salud, nuestras comunidades, nuestra seguridad nacional y nuestro bienestar económico”, afirma en el primer párrafo la extensa propuesta energética oficial de Biden. Además de la vuelta de Estados Unidos al Acuerdo de París, las principales propuestas energéticas del Partido Demócrata para las elecciones del 3 de noviembre son:

– “Convertir a Estados Unidos en la superpotencia de energía limpia del mundo. Podemos exportar nuestra tecnología de energía limpia y crear empleos de alta calidad”.

-“Lograr una economía de energía limpia al 100% y emisiones netas cero a más tardar en 2050”.

-“Uso de energías renovables para producir hidrógeno libre de carbono al mismo costo que el shale gas”.

– “Realizar inversiones inteligentes en infraestructura para reconstruir la nación y garantizar que nuestros edificios, agua, transporte e infraestructura energética puedan soportar los impactos del cambio climático”.

– “Inversión histórica en nuestro futuro de energía limpia y justicia ambiental, echando atrás los incentivos fiscales de Trump que enriquecen a las corporaciones en detrimento de los empleos estadounidenses y el medio ambiente. La propuesta es realizar una inversión federal de US$ 1.700 millones durante los próximos diez años, aprovechando inversiones adicionales estatales y locales y del sector privado, para un total de más de US$ 5.000 millones”.

– “Exigir límites agresivos a la contaminación por metano de las operaciones nuevas y existentes de petróleo y gas”.

– “Usar el sistema de compras del gobierno federal, que gasta US$ 500.000 millones cada año, para movernos hacia vehículos 100% de energía limpia y sin emisiones”.

– “Duplicar los combustibles líquidos del futuro, que hacen de la agricultura una parte clave de la solución al cambio climático. Los biocombustibles avanzados están ahora más cerca que nunca, mientras comenzamos a construir las primeras plantas y creamos empleos”.

– “Exigir a las empresas públicas que revelen los riesgos climáticos y las emisiones de gases de efecto invernadero en sus operaciones y cadenas de suministro”.

– “Almacenamiento a escala de red a una décima parte del costo de las baterías de iones de litio”.

– “Pequeños reactores nucleares modulares a la mitad del costo de construcción de los reactores actuales”.

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Puma Energy presenta “TabletAsado”

Puma Energy lanzó la promoción “TabletAsado” para acompañar a sus clientes en esta etapa de distanciamiento social, brindándoles la oportunidad de prepararse para cuando puedan volver a encontrarse con la familia y amigos. ¡Y qué mejor que hacerlo a través de un buen asado!

Por ello, con cada carga de naftas o compra de lubricantes en las Estaciones de Servicio Puma Energy más 470 pesos, cada cliente se podrá llevar una tabla individual de madera de eucalipto y un par de cubiertos parrilleros marca Tramontina.

La acción se inició el 25 de octubre y continuará activa hasta el 30 de noviembre o hasta agotar stock de 55.000 unidades, y es válida en todo el territorio nacional.

De esta manera, Puma Energy reafirma su compromiso para mejorar la atención a sus consumidores y continúa con su programa de actividades para estimular el crecimiento de la marca e impulsar su posicionamiento en el país.

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En Estados Unidos las empresas se vuelcan hacia el hidrógeno verde, pero surgen cuestionamientos por el uso del agua

Por primera vez en la historia de Estados Unidos, las empresas estadounidenses, tanto grandes como pequeñas, están presionando agresivamente para reducir su huella de carbono, y el hidrógeno se ha convertido en uno de los rincones olvidados de la energía limpia que busca hacer un regreso masivo.

Los sistemas de pilas de combustible se promocionan como la próxima ola de energía renovable, especialmente ahora que hay un gran impulso hacia el hidrógeno verde, es decir, el hidrógeno producido al 100% a partir de energías renovables.

Sin embargo, surgen a su vez advertencias acerca del uso excesivo de agua que se requiera para el proceso de electrólisis. Una fuente de la industria le dijo a Oilprice que la producción de una tonelada de hidrógeno mediante electrólisis requería un promedio de nueve toneladas de agua. Además, el agua que el electrolizador descompone en elementos constituyentes debe purificarse. El proceso de purificación del agua, por su parte, es bastante derrochador.

Según la misma fuente, los sistemas de tratamiento de agua generalmente requieren unas dos toneladas de agua impura para producir una tonelada de agua purificada. En otras palabras, una tonelada de hidrógeno en realidad necesita no nueve, sino 18 toneladas de agua. Teniendo en cuenta las pérdidas, la proporción se acerca más a las 20 toneladas de agua por cada tonelada de hidrógeno.

https://oilprice.com/Alternative-Energy/Fuel-Cells/The-Most-Explosive-Hydrogen-Stocks-Of-The-Year.html

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/The-Green-Hydrogen-Problem-That-No-One-Is-Talking-About.html

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PetroChina cree que la demanda de gas natural se disparará en los próximos 15 años

PetroChina, el mayor proveedor de gas natural de China, ha pronosticado que la demanda se duplicará en los próximos 15 años hasta alcanzar los 620 billones de metros cúbicos, a pesar de los efectos de la pandemia y la creciente importancia de las energías renovables.

Dos aspectos de esta predicción son notables. En primer lugar, el momento de la publicación, en medio de la pandemia de COVID-19 que ha diezmado los mercados energéticos mundiales. En segundo lugar, el reciente anuncio de China de que será neutral en cuanto a emisiones de carbono para 2060, lo que sugeriría un menor, y no mayor, consumo de combustibles fósiles. Sin embargo, varias características clave del gas natural lo hacen indispensable en un futuro en el que las energías renovables dominan la combinación energética.

El sistema político chino está altamente centralizado, lo que significa que el gobierno frecuentemente logra cumplir los objetivos que se propone. El impresionante crecimiento económico, a lo largo de los años, ha causado un importante daño ambiental y contaminación. Ahora, la población china se está haciendo cada vez más fuerte en su demanda de mejores condiciones de vida.

Beijing, por lo tanto, introdujo la política de carbón a gas para transformar los hábitos de consumo. El cambio a un gas natural más limpio ya está dando sus frutos en las grandes ciudades, donde la calidad del aire ha mejorado considerablemente, especialmente durante la temporada de calefacción de invierno.

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Royal Dutch Shell muestra una recuperación financiera y Exxon continúa en caída

Royal Dutch Shell anunció el jueves 29 de octubre una estrategia de asignación de efectivo que le permitirá reducir la deuda, aumentar las distribuciones a los accionistas y permitir un crecimiento a medida que reestructura su negocio para el futuro de la energía. A su vez, Exxon informó el viernes 30 de octubre su tercera pérdida trimestral consecutiva.

Se espera que el trabajo en curso para remodelar la cartera de Royal Dutch Shell proporcione una generación continua de efectivo para hacer crecer sus negocios de bajas emisiones de carbono, así como para aumentar las distribuciones a los accionistas.

Al confirmar su política de dividendos progresivos, Shell anuncia un crecimiento del dividendo por acción de alrededor del 4% a 16,65 centavos de dólar estadounidense para el tercer trimestre de 2020 y anualmente a partir de entonces, sujeto a la aprobación del Directorio.

En tanto, en Exxon informó el viernes 30 de octubre una perdida de 680 millones de dólares en el tercer trimestre, equivalente a 15 centavos por acción, frente a una ganancia de 3.170 millones de dólares, o 75 centavos por acción, registrada hace un año.

El mayor productor de petróleo de Estados Unidos por volumen anticipó además que planea recortar su gasto de capital para 2021 entre 16.000 y 19.000 millones de dólares.

También dijo que está reevaluando sus negocios de gas natural en América del Norte y podría asumir una desvalorización de activos de entre 25.000 y 30.000 millones de dólares, pero solo si cambia sus planes de desarrollo a largo plazo.

Las acciones de la compañía fueron retiradas del histórico Dow Jones Industrial Average después de casi un siglo de afiliación, y se enfrenta a dudas sobre si puede mantener su dividendo.

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El plan de Kicillof para ahorrar 600 millones por año en combustibles

Axel Kicillof busca ahorrar un 30% del combustible y lubricante que consume la flota de vehículos del gobierno. Esto incluye autos oficiales, aeronaves, patrulleros, ambulancias y bomberos. El gobierno gasta por año casi 2.000 millones y el Gobernador está decidido a achicar ese gasto a través de controles en las cargas. Durante la semana se reunió con Vicente Impieri, presidente de la Federación de Empresarios de Combustible (Fecra) a quien le garantizó que desestimaría un proyecto de ley que impulsaba el peronismo en la Legislatura y que beneficiaba a YPF en la compra exclusiva de combustibles. Kicillof frenó un proyecto […]

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MSU Energy finalizó las obras de cierre de ciclo en la central térmica Barker

MSU Energy, compañía argentina dedicada a la generación eléctrica, anunció la finalización de la expansión y conversión a ciclo combinado de la Central Térmica Barker, ubicada en la provincia de Buenos Aires.

La confirmación se dio a conocer luego de que Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.), como organismo encargado del despacho del Mercado Eléctrico Mayorista, otorgara la habilitación comercial de la Turbina de Vapor 01 en CT Barker.

Con esto se completa el proyecto de expansión y conversión a ciclo combinado de sus tres centrales.  La CT Villa María, en la provincia de Córdoba, y la CT General Rojo, en Buenos Aires, habían logrado su habilitación en agosto.

Cada central ahora cuenta con una nueva turbina de vapor que se suma a las cuatro turbinas de gas que fueron habilitadas entre 2017 y 2019, conformando así centrales de ciclo combinado con una capacidad instalada total de 750 MW. Esta conversión permite aumentar la eficiencia energética de las centrales en un 25%, posicionándolas entre las más eficientes del país, al reutilizar el calor residual de las turbinas de gas para alimentar a la de vapor y, de esta forma, generar electricidad adicional a partir del mismo consumo de combustible.

La capacidad incorporada por el proyecto en cada central será remunerada por un plazo de 15 años, según los términos y condiciones del contrato de Demanda Mayorista suscripto el 6 de abril de 2018 con Cammesa, y conforme lo establecido por la Resolución S.E.E. N0 287-E/2017 y S.E.E N0 926-E/2017.

Las obras estuvieron a cargo de AESA S.A., empresa constructora subsidiaria de YPF, mientras que todos los equipos fueron provistos por General Electric, incluyendo las turbinas de última generación, que se encuentran entre las más probadas y confiables del mundo.

El proyecto de expansión de las tres centrales demandó 30 meses y una inversión de 490 millones de dólares, y generó, en promedio más de 500 puestos de trabajo directos y cerca de 1.500 en los períodos de mayor actividad. Desde el 2016, MSU Energy SA lleva invertidos más de 1.000 millones de dólares en las centrales de General Rojo, Barker y Villa María.

Con esta inversión, MSU Energy redobla su compromiso con el país incorporando tecnología de punta, confiable y eficiente, contribuyendo a mejorar la capacidad, eficiencia y confiabilidad del sistema eléctrico nacional. La compañía se convirtió en uno de los generadores térmicos más eficientes del sistema eléctrico con el 100% de su capacidad operando bajo ciclo combinado.

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Naturgy inauguró su nuevo laboratorio de calibración

Naturgy inauguró su nuevo Laboratorio de Calibraciones, el cual tiene el objetivo de asegurar la confianza en la exactitud de las mediciones de los equipos que intervienen en las mediciones del volumen de gas. La obra demandó una inversión de $ 45.300.000.   

El laboratorio, de más de 250 m2, cuenta con un sistema de climatización de precisión, el cual garantiza los requerimientos ambientales de los ensayos. Allí, se realizan calibración de medidores, calibración de instrumentos de presión y calibración de instrumentos de temperatura, entre otros servicios, teniendo el reconocimiento del Organismo Argentino de Acreditación OAA desde el año 2000.

Entre el equipamiento adquirido para el laboratorio se destacan:

  • Banco de calibración de toberas críticas, el cual permite calibrar de a 10 medidores domiciliarios en forma simultánea, reduciendo los tiempos de ensayo y mejorando la exactitud de los resultados informados.
  • Banco de calibración de medidores industriales: El mismo permitió ampliar el alcance del laboratorio a medidores de hasta 3000 m3/h.

Cabe destacar que el laboratorio de Naturgy es el único del país para calibración de medidores que cuenta con la acreditación bajo norma ISO 17.025-2017 (OAA)

Desde el año 1992 la licenciataria hoy denominada Naturgy BAN S.A. brinda su servicio de distribución de gas natural por redes. Es la segunda distribuidora de gas de la República Argentina por volumen de ventas, con más de 1.620.000 clientes residenciales, 49.000 comerciales y 1.200 industrias, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. La extensión de las redes de gas natural asciende a 26.200 kilómetros.

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La estrategia de precios de Cammesa para exportar 1600 MW de energía a Brasil

La Argentina cerró el viernes por la tarde la exportación a Brasil de 1600 megawatt (MW) de energía. Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), logró colocar cinco bloques de potencia en la licitación realizada por el ONS, el organismo encargado del despacho eléctrico en el país, a un precio promedio de US$ 89 por MWh.

Brasil compulsó en las últimas dos semanas la compra de energía desde países limítrofes para evitar utilizar sus reservas hidroeléctricas. Su sistema de generación tiene un costo marginal de unos 55 US$/MWh, pero aún así optó por importar energía para preservar la capacidad de sus embalses para cubrir la demanda eléctrica del verano.

Al igual que en la Argentina, en Brasil también existe preocupación acerca de un eventual crecimiento del consumo en los meses de verano por efecto de la pandemia, que reducirá el traslado la población desde los centros urbanos a emplazamientos turísticos.

¿Cuál fue la estrategia de pricing de Cammesa?

  • Cotizó un primer bloque de oferta de 200 MW a un precio de 50 US$/MWh.
  • Un segundo tramo de 300 MW a 60 dólares.
  • Un tercero y un cuarto de de 400 MW a 85 y 100 dólares, respectivamente.
  • Un quinto de 300 MW a 135 dólares.
  • Y un sexto de 350 MW a 200 dólares, que no fue tomado por el ONS brasileño.

Cammesa, que es controlada por el gobierno argentino, alcanzó el objetivo que se había propuesto: durante esta semana (hasta el viernes 6 de noviembre) exportará energía a un precio promedio de 89 dólares, que garantiza un nivel de rentabilidad competitivo para el segmento de generación.

¿Qué criterios se utilizaron para cotizar?

El precio marginal del parque de generación brasileño ronda los 55 US$/MWh; un precio bajo si se compara con el que se registra durante los picos de consumo en nuestro país. Es decir, si bien la estrategia de Brasil apuntó a comprar energía a países vecinos para no utilizar sus embalses hidroeléctricos, tampoco atraviesa una emergencia técnica por falta de reservas. No había margen para cotizar mucho más alto el precio de la energía exportada desde la Argentina.

Si poníamos precios de base superiores a los 100 dólares (como proponían algunas voces del sector eléctrico) corríamos el riesgo de que Brasil decida no comprarnos energía. Por eso, priorizamos un esquema no predatorio que defienda la asistencia mutua en condiciones de riesgo. El riesgo de pricear más alto era quedarnos sin mercado”, explicaron a EconoJournal en un despacho oficial.

Con sus ofertas, la Argentina desplazó a Uruguay, que la semana pasada había exportado energía a Brasil desde sus parques eólicos a precios más caros. Existe una evidente diferencia de escala con relación al país oriental.

La Argentina registra hoy saldos exportables por una cuestión estacional: a fines de octubre y noviembre, la demanda eléctrica cae porque las temperaturas aún no son altas. Pero en el verano, es normal que Cammesa recurra a sus socios de la región (fundamentalmente a Brasil) para importar energía durante los picos de consumo.

Por eso era importante preservar una relación a largo plazo con el ONS brasileño. “Hicimos un buen negocio, pero a la vez cuidamos la relación bilateral. Sabemos que es probable que en el verano tengamos que comprarles energía”, agregaron las fuentes consultadas.

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Último tren al futuro

Durante el último mes, los más importantes Centros de Planificación Energética Internacional (BP, EIA, IEA, etc.) anunciaron que el fin de la Era del Petróleo se está acercando. La supremacía del Oro Negro se limitaría a la próxima década y en parte, ello podría verse influenciado por el resultado electoral en los EE.UU. De allí en más será cada vez mayor la participación de las energías renovables en la matriz energética mundial. Mientras tanto, en algún lugar del Tercer Mundo, se anuncia el lanzamiento de un Nuevo Plan Hidrocarburífero que vendría a dar sustentabilidad al sector y un respiro a la macroeconomía del país por los próximos 4 años. Lo que se dice un auténtico dejá vu.

Escribe Alberto Montebello

Hasta lo que se conoce de los prolongados anuncios y postergadas puestas en marcha, este Plan no es sino la continuidad del que, con algunas interrupciones operativas, estuvo vigente desde 2013 (cuando irrumpe el potencial de Vaca Muerta como maná potencia de divisas salvadora) y que, con horizontes cuatrienales, ha mostrado un viso de continuidad en un sector signado por los cambios de rumbo político. 

La clave del programa consiste en que el Estado le asegura al productor un valor acordado por el gas suministrado, que es independiente del precio contenido en la tarifa. Inicialmente fue 7,5 dólares por millón de BTU y hasta la aplicación de la Resolución 48/17, que con serios errores de diseño al no considerar un tope de producción subsidiable se focalizó en la producción No Convencional, se definía un esquema descendente, partiendo del mismo valor (vagamente justificado), y reduciéndolo en 0.5 dólares por año. En términos generales la lógica del programa consiste en que existe un precio que paga la demanda y otro, muy superior, que recibe la oferta. La diferencia la pone el Estado, es decir la sociedad en su conjunto. Y ese aporte está definido, institucionalmente, en las pautas y Programas del Presupuesto Nacional.

Más allá de los resultados estadísticos que funcionarios y especialistas del sector se han dedicado a revelar y cotejar, la evidencia irrefutable observada es que la oferta de hidrocarburos responde a incentivos de precios o; en otros términos, la elasticidad precio es positiva, con más o menos rezago temporal. La continuidad de los sucesivos Plan Gas, iniciados a partir de la Resolución 1/2013, implicaron una notable transferencia de la renta petrolera en favor de las empresas hasta el año 2018, con un máximo histórico en el año 2015, como lo muestra Alejandro Einstoss en un estudio reciente . 

La historia a partir de mediados del año 2018 muestra cierta continuidad del modelo de incentivos a la oferta, aunque la incorporación de un esquema de subastas (que vino a establecer un régimen de competencia con impacto favorable en los precios que paga la demanda), con la llegada del Secretario Iguacel, incorporó una lógica “hacia los mercados”, que también estaría contemplando el Plan GasAr o Plan Gas IV. Otro componente del próximo programa sería que el precio que percibiría la oferta tendría un techo inferior a los 4 dólares por millón de BTU, con lo que la asignación de renta petrolera encontraría una posición más balanceada entre productores, consumidores y Estado.

Lamentablemente la falta de políticas económicas consistentes ha generado en Argentina recurrentes crisis cambiarias, y por tanto la formación de precios de la energía en el mercado interno mostró, bajo los distintos signos políticos, relativa inviabilidad del modelo de negocio, en un contexto en que los costos dolarizados no pueden ser sostenidos por tarifas en pesos. De allí que el modelo regulatorio del gas natural, dado por la Ley 24.076, resulta insostenible.

Prueba de ello es que los ajustes por devaluación que fueron irrelevantes durante el período de Convertibilidad, pero que eran parte del modelo tarifario, se volvieron inaplicables en el año 2018, cuando el Decreto 1053 dispuso que fuera el Estado quien le retribuyera a las empresas por ese concepto, en varias cuotas. No obstante, de acuerdo a la interpretación de la Intervención actual del ENARGAS ello constituye una violación a la ley, y hay ex funcionarios imputados penalmente por esa decisión. Asimismo, parte de la inacción del Secretario de Energía que se fue en septiembre pasado estuvo, entre otra serie de factores, vinculado a la incertidumbre en la gestión de la política sectorial (en términos de la legalidad de la deuda a cobrar por parte de las empresas petroleras) que existía en función de este proceso. Más allá de esta incertidumbre, la falta de liderazgo político y ejecutivo ha sido, hasta el momento, una debilidad manifestada al interior de la coalición de gobierno.

De instituciones y liderazgos a mezquindades personales

La capacidad de liderazgo no es un atributo menor en nuestra sociedad. Según el gran escritor Tomás Eloy Martínez, el fracaso de la Argentina en relación a otros países de la región consiste en que la elite que conduce los destinos de nuestras Pampas no muestra aptitudes por encima del ciudadano promedio, sino todo lo contrario. Puede que esa teoría sea aplicable al sector petrolero en que existe algún grado de correlación (intuitivo) entre liderazgo y desempeño. Ha habido algunas figuras que dejaron su impronta, como Mosconi o Estenssoro, para mencionar sólo algunos ejemplos. Otro liderazgo positivo apareció tras la nacionalización de YPF. 

Se ha cuestionado el endeudamiento de la compañía post (más reciente) nacionalización, pero en este caso el incremento del pasivo de la Compañía vino acompañado por un aumento de sus activos y un meritorio proceso de aprendizaje en la explotación del recurso No Convencional. Según trascendidos, existía un interés genuino del nuevo presidente de la Nación en la continuidad en la gestión de Galuccio, tras el cambio de gobierno de diciembre 2015, pero el contundente “o él o yo” del flamante ministro torció el rumbo y terminó en un muy pobre desempeño de la empresa de bandera durante esa gestión de Gobierno. Podríamos imaginar (inútil y tristemente) cuán distinta hubiera sido la historia si el tiro de esa bala de plata hubiera salido por la culata.

De la YPF de los años 2016-2019, conducida por un financista, queda en la estadística una baja performance productiva y la expansión hacia proyectos antieconómicos como los casos de la exportación de GNL o la pobre gestión de energías renovables y otros proyectos antieconómicos vinculados al sector eléctrico. Sin mencionar que la conducción operativa de YPF estuvo a cargo de un nuevo CEO que duró poco más de un año en el cargo.

Simultáneamente el ex CEO de YPF fue consolidando el gerenciamiento de su nueva firma VISTA OIL que, junto a otras empresas locales, como PAE y Tecpetrol han tenido un rol sectorial muy activo, y dan cuenta del potencial de la burguesía nacional que podrían liderar un nuevo y prolongado ciclo de crecimiento y desarrollo económico, tan largamente esperado. Seguramente este potencial productivo podrá dar todo de sí en la medida que el liderazgo político se consolide, de la mano del rol protagónico que se espera de YPF y en la medida que la estructura productiva se adapte a convivir con la (post) pandemia.

Otro liderazgo relevante se ha visto en la figura del gobernador de Neuquén, que es quien mejor interpreta la necesidad que el nuevo Plan GasAr se ponga en marcha cuanto antes. Su empuje está vinculado posiblemente a la plena conciencia que, de no existir un Plan sustentable, tanto en lo macroeconómico como en lo energético (con plena coordinación de ambos), los recursos de Vaca Muerta terminarían enterrados y desaprovechados, como su propia gestión. Pero si finalmente se pone en marcha, podría tener aspiraciones políticas a nivel Nacional. Es notoria, en este sentido la diferencia en la capacidad de liderazgo respecto a su par de la provincia de Rio Negro, que compartió el anuncio del lanzamiento del Plan desde el corazón de Vaca Muerta, pero que a diferencia del líder neuquino no termina de consolidar un liderazgo ejecutivo ni político en su provincia.

El núcleo de la contradicción y su posible Resolución

Como señalamos, el problema del pase a tarifas en el precio del gas forma parte del conflicto distributivo en términos del reparto de la Renta petrolera, y constituye el nudo gordiano a desatar. 

La posibilidad de financiamiento desde el Estado es uno de los principales interrogantes bajo un esquema de “ventanillas múltiples” donde las demandas sectoriales y federales sobrepasan ampliamente los recursos disponibles, produciéndose así una puja entre una multiplicidad de proyectos, donde la emergencia sanitaria también impone sus prioridades. 

El Plan GasAr es sin dudas un paso adelante para la salida de la situación crítica del sector, pero que requiere de mayores precisiones aún por definir, en especial en materia presupuestaria. Y sobre todo dirimir el conflicto entre asequibilidad y sostenibilidad económica del servicio energético a suministrar. El conflicto parte del diferencial que existe entre el costo del servicio y sobre todo la posibilidad de acceder al mismo, y la capacidad de pago de los usuarios, en un contexto de escasez de recursos fiscales.

El dilema no es de fácil resolución. La solución debe encaminarse a un modelo temporalmente auto sustentable con inclusión social, a partir de mejorar el foco de la población a subsidiar tanto como la modalidad del subsidio. En este sentido, si bien el modelo de Tarifa Social ha sido un avance en términos distributivos respecto al modelo de los años 90’, su resultado ha sido parcial para los usuarios del servicio y mucho menos eficaz para los no usuarios. Por más que se incluyan criterios de elegibilidad de la población a incorporar bajo esta tarifa diferencial (como lo anunció recientemente el Enargas), el problema está en la génesis del modelo, amén que la mayor inequidad está dada por la restricción de acceso al servicio, pues más de un tercio de la población carece del mismo.

En regiones frías el problema se plantea con más evidencia. Ocurre que los pobladores con acceso y menores recursos consume más cantidad de gas, pues son quienes peores condiciones habitacionales poseen, y si bien perciben un descuento tarifario, los niveles de gasto energético siguen siendo abrumadores. Son “pobres energéticos con tarifa social”. Es por eso que el diseño del mecanismo de subsidio debería apuntar a financiar mejoras en la infraestructura, de la mano del paquete tarifario. Naturalmente este tipo de medidas requiere de un apoyo de información estadística y geo referencial sustantiva. 

Este tipo de medida sería de más fácil concreción en un régimen nacional como el del gas natural, con delegaciones dispersas en todo el país, que podrían coordinar un seguimiento más cercano hacia los usuarios, del tipo del aquí propuesto. 

Necesariamente, esto también requiere de mayor coordinación con el área de infraestructura y obra pública, pero a su vez garantiza una mejor asignación de recursos ya que mayormente se trata de inversiones (ej: aislación térmica; mejoramientos de combustión; cambios de instalación, etc.) relativamente menores. Ciertamente el manejo de datos censales no es ni ha sido muy eficiente en nuestro país, pruebas al canto, las deficientes estadísticas de contagios de COVID han motivado críticas internacionales, y correcciones sobre la marcha, bastante inquietantes. Pero justamente, sin un buen diagnóstico, basado en datos estadísticos, no habrá medidas correctivas eficaces. 

La otra gran carencia que tiene nuestra política pública es el análisis costo-beneficio. Y en este sentido hay un llamado de atención para mejorar las condiciones de acceso. Mientras el país exhibe con orgullo varios avances tecnológicos en el uso del GNC y GNL para suministros en localidades sin red de gas natural, y en usos para el transporte, resulta controversial que predomine el uso de GLP y combustibles líquidos, allí donde el gas natural tiene amplio espacio de sustitución con ahorros presupuestarios y mejora en las condiciones ambientales.

En síntesis, Argentina mantiene una iniciativa interesante en el campo de la innovación y la aplicación de buenas prácticas productivas a nivel del sector privado (aspectos de tipo microeconómicos). Pareciera que están faltando ideas desafiantes, mayor coordinación en la gestión (aspectos macro), y otro modelo de liderazgo en el plano de las políticas públicas (institucional) para lograr convergencia y uniformidad de criterio en las medidas a aplicar, y así poder cumplir el arduo objetivo de poner a la Argentina de pie.

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Marcan inconsistencias en la política energética de México que reprime al sector privado

En México, autoridades federales tendrían diferencias a la hora de referirse a temas de la política energética y los contratos con empresas privadas que generan electricidad a partir de energías renovables. 

Para algunos, inclusive la secretaria de Energía Rocío Nahle “tiene una serie de conceptos confusos” como ser entre los contratos legados y los provenientes de las subastas eléctricas a largo plazo.

“Cuando dijo que se pararon los contratos de subastas por que no pagaban tarifas de porteo, brinqué de mi asiento. Si la secretaria de Energía no entiende que son dos cosas diferentes y si con esa información ella ha tomado decisiones creo que es muy riesgoso”, advirtió Xochitl Gálvez Ruiz, senadora que participa en las comisiones de Energía, Seguimiento de la Agenda 2030, Zonas Metropolitanas, Reforma Agraria y Medio Ambiente. 

“Una cosa es lo que dicen los líderes por acá, y otra cosa es lo que los técnicos tienen que hacer para suministrar la energía todos los días”, agregó. 

Durante su participación en el evento “Amparos, Controversia Constitucional y Comparecencia de la Secretaría de Energía”, organizado por la Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF), la senadora marcó una por una las inconsistencias que desde su lectura tiene la secretaría de Energía al referirse a la política energética de México:

1- Rocío Nahle dijo que había 15000 proyectos de generación distribuida con inversión del Gobierno. Pero cuanto mucho, a lo mejor el FIDE tiene algo de financiamiento, pero finalmente el sector privado y el usuario es quien lo paga 

2- También dijo que se suspendieron las subastas de CFE por los altos costos de porteo. Pero las subastas no tienen costos de porteo, está confundida con los proyectos de autoabastecimiento de la Ley anterior 

3- Otra es que estamos cumpliendo con el Acuerdo de Paris. En su gráfica aparece 29% de cumplimiento y creo que ahí tiene una confusión entre instalado y generado. Si considera lo instalado, seguramente lo cumplamos. Pero la realidad es que estamos al 25% 

4- Otra que los comisionados no se pueden reunir con las empresas reguladas y eso es absolutamente falso. Hay un Comité de Ética y un mecanismo para que lo hagan: deben haber otras dos personas y se debe grabar la conversación

5- Que los contratos son leoninos. Dicen que se involucraron 4.500 millones pero no aclara de dónde sacó la información, la Secretaría de Energía no tiene elementos para saberlo

6- Que PEMEX es la empresa más rentable. Pero vimos sus estados financieros y sigue perdiendo dinero. Nada más en el 2019 perdió 9000 millones de pesos

7- Sobre el T-MEC, dijo que el capítulo 8 y parte del 22 hablan de la energía. Pero se le olvidó leer el 11, 14, 15, el resto del 22, 23, 28 y 32

8-Dijo que la generación es un negocio y deja ganancias a los privados y a CFE le da pérdidas… pero las energías limpias tienen los precios más competitivos

9-Que el gas natural no bajó. Pero cuando yo reclamé que el gas había bajado, porqué no bajaron las tarifas porque el 60% de la energía se genera con gas

10-Que la COFECE no manda al presidente. Pero sí está en la constitución lo que la COFECE puede hacer y la Controversia Constitucional era posible

Concluyendo su participación en el evento de la AMIF, la senadora consideró: 

“Pareciera que el país camina en dos bandas. Mi esperanza primero es que Nahle de verdad quiera cumplir con las metas del milenio (…) porque entonces va a tener que abrir el mercado de las renovables al sector privado”.

“Si elijo quedarme con una sola cosa que dijo Rocío Nahle en su comparecencia es que vamos a cumplir con los acuerdos de París; para cumplir con los mismos, tiene que dar apertura a lo que se está haciendo en materia de energías limpias y necesita del sector privado para hacerlo”, reforzó Xochitl Gálvez Ruiz.

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Impulsan tutorías para emprendimientos de energías renovables y eficiencia energética

Todos los años, el Centro de formación y asesoría en sustentabilidad para Gobiernos Locales – CeSus – ofrece capacitaciones sobre planificación, desarrollo e implementación de proyectos y políticas públicas que garanticen el cuidado del ambiente.

Entre sus alternativas de formación, el Programa ejecutivo en Energías Renovables y Proyectos Sustentables se destaca por estar destinado a interesados en elaborar proyectos transversales y coincidentes con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

“Buscamos que los emprendimientos que se impulsen sean soluciones sostenibles para realidades concretas en la región”, señaló Gustavo Roldán, socio fundador de ON Networking Business, quien también se desempeña como docente en el Centro de Sustentabilidad

En su última edición, las tutorías para emprendimientos de energías renovables y eficiencia energética, además de acompañar a profesionales en el desarrollo de emprendimientos en provincias de Argentina, trascendieron las fronteras del país y alcanzaron a futuros líderes locales de proyectos en otros rincones de la región latinoamericana. 

“Tuvimos una gran respuesta en provincias como Buenos Aires, Corrientes, Neuquén, Tucumán y Ushuaia; y lo que nos sorprendió este año fue que, como el cursado se llevó a cabo de manera virtual, tuvimos respuesta de otros países como Colombia y México”. 

Una particularidad de este programa del CeSus es que tiene cupos limitados; esto es así, porque los instructores asesoran uno a uno a los futuros líderes de nuevos proyectos sostenibles. 

Este año, las inscripciones concluyeron. Pero el referente del Programa ejecutivo en Energías Renovables y Proyectos Sustentables abrió la puerta a que quienes tengan nuevas ideas de emprendimientos en energías renovables y eficiencia energética puedan considerar inscribirse a su próxima edición y encarar su proyecto desde cero junto a las tutorías del CeSus e implementarlo en 2021 en empresas y municipios de la región latinoamericana. 

“Las aplicaciones que proponemos a los interesados en proyectos de energías renovables son en bajas potencias y escalas, de modo que podamos asesorarlos desde la planificación, desarrollo, búsqueda de financiamiento, implementación y gestión del mismo”, amplió Gustavo Roldán, en conversación con Energía Estratégica.

Entre quienes ya se comunicaron con el CeSus para impulsar nuevos proyectos, existiría mucha expectativa sobre el potencial que puede tener la generación distribuida, las microrredes en zonas aisladas y el turismo sostenible.  

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Colombia licita el desarrollo de proyectos pilotos para la explotación de hidrocarburos no convencionales

Durante casi una década, Colombia ha estado luchando para aumentar significativamente sus escasas reservas probadas de petróleo y alargar la vida útil de su industria petrolera. A principios de octubre, la Agencia Nacional de Hidrocarburos finalizó el marco y los términos de licitación para los pilotos de fracking. Los proyectos, que serán operados por la petrolera nacional Ecopetrol, se encuentran en el Valle del Magdalena Medio.

La compañía petrolera nacional de Colombia declaró en julio de 2020 que estaba buscando firmar un acuerdo con la tercera compañía de energía que cotiza en bolsa más grande del mundo, ExxonMobil. Esto le permitirá aprovechar la considerable experiencia de Exxon en la producción no convencional de petróleo y gas natural, así como su tecnología avanzada.

También se cree que las empresas petroleras privadas, incluidas ConocoPhillips, Drummond y Parex Resources, han desarrollado y presentado planes para proyectos piloto de fracking en Colombia. A principios de octubre, el ministro de Energía, Diego Mesa, declaró que se esperaba perforar los primeros pozos piloto para fines de 2021.

Si bien hay una amplia gama de estimaciones, se cree que Colombia tiene hasta 7 mil millones de barriles de petróleo de esquisto recuperable y hasta 30 billones de pies cúbicos de gas de esquisto recuperable. La amenaza que representa para las perspectivas económicas de Colombia el hecho de que solo posea alrededor de seis años de reservas probadas de petróleo convencional es grave, particularmente con la inversión en exploración y producción de petróleo crudo que se mantiene baja debido a los precios del petróleo mucho más débiles.

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Could-Fracking-Help-Save-Colombias-Oil-Dependent-Economy.html

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El más grande es de Genneia con 222 MW: la lista «Top ten» de los parques eólicos en Argentina

El Parque Eólico de Puerto Madryn, Chubut, es el más grande de Argentina, desarrollado por la firma Genneia, con 222,3 MW instalados. Sus aerogeneradores son de la marca Vestas.

En segundo lugar se ubica «El Mataco y San Jorge», de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) con 203,4 MW. También presenta tecnología Vestas.

En tercer lugar se posiciona el Parque Eólico de Arauco, La Rioja, con 150,2 MW operativos. Sus molinos son de tecnología Siemens Gamesa e IMPSA. A través de licitaciones del Programa RenovAr, este emprendimiento consiguió nuevos contratos que prometen una pronta expansión.

El Parque Eólico Bicentenario, de PCR, en Santa Cruz, con 126 MW, alcanza el cuarto puesto. Mientras que YPF Luz, con su Parque Eólico Los Teros de 118 MW, Provincia de Buenos Aires, llegó al quinto puesto.}

Sexta en el ranking aparece la firma Central Puerto con su proyecto La Castellana de 116 MW en Buenos Aires. Séptima y octava Genneia con sus parques Pomona (113 MW) y Rawson (108,7 MW).

En el décimo lugar Pampa Energía con su emprendimiento de 100,8 MW, Provincia de Buenos Aires.

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Tras recibir a funcionarios nacionales EPM confía la puesta en marcha de Hidroituango en 2022

El viernes 30 de octubre, funcionarios nacionales visitaron el centro de monitoreo técnico (CMT) del campamento Tacuí, donde se revisan  permanentemente las principales variables y frentes de trabajo del proyecto hidroeléctrico Ituango (Hidroituango).

También se desplazaron por las obras principales para ver la operación del vertedero, el estado del embalse y las labores que se adelantan en la casa de máquinas, donde serán instaladas las primeras cuatro unidades de generación de energía.

El ingeniero William Giraldo, vicepresidente proyectos generación energía de EPM, informó que la recuperación de la casa de máquinas que fue afectada por la contingencia se está llevando a cabo exitosamente.

“Esperamos en los próximos dos meses ya tener todo estabilizado y regularizado para empezar a instalar unos equipos antes de que termine el año”, destacó el ejecutivo.

Giraldo precisó que los ingenieros de la empresa General Electric, encargada de las turbinas que se instalarán en la mega represa, “ya están en el campo” con personal “trabajando para planear su montaje e ir cumpliendo con los cronogramas”.

“Seguimos convencidos de que en el primer semestre del año 2022 vamos a instalar y poner en servicio a los dos primeros generadores”, adelantó el vicepresidente proyectos generación energía de EPM. Cada uno de los generadores cuenta con una potencia de 300 MW.

Detalló que sobre el segundo semestre del 2022 se instalarán otras dos turbinas, alcanzando así los 1.200 MW operativos durante ese año.

Cabe señalar que la obra final constará de 2.400 MW, por lo que en dos años se completaría sólo la mitad del megaproyecto.

Funcionarios en el terreno

La comitiva de funcionarios y ejecutivos que recorrieron la obra de Hidroituango estuvo encabezada por Diego Mesa Puyo, Ministro de Minas y Energía, junto a Álvaro Guillermo Rendón López, Gerente General de EPM.

En la visita también estuvieron presentes Juan Emilio Posada, Consejero Presidencial de Gestión y Cumplimiento; Francisco Cruz Prada, Viceministro de Políticas y Normalización Ambiental del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible; Miguel Lotero, Viceministro de Minas y Energía.

La comitiva además conto con William Giraldo Jiménez, Vicepresidente de Proyectos Generación EPM; Ana Mercedes Casas Forero, subdirectora de seguimiento de Licencias Ambientales de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA); Ignacio Corlazzoli, Representante del Banco Interamericano de Desarrollo (BID); William Yeffer Vivas Lloreda, Personero de Medellín; Andrés Uribe, Vicepresidente Riesgos EPM y Alexander Sánchez Pérez, Vicepresidente Asuntos Legales EPM.

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Larraín se planta al Gobierno y asegura que la descarbonización acelerada al 2025 traerá mejoras a Chile

El pasado 27 de octubre la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile aprobó por amplia mayoría el proyecto de Ley que prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales a carbón en todo el país a partir del 2026.

La votación culminó con 145 votos a favor, dos negativos y cinco abstenciones. Sin embargo, la iniciativa retornó a la Comisión de Medioambiente y Recursos Naturales para incorporar algunas indicaciones convenidas durante la sesión.

Para Sara Larraín, destacada activista chilena, quien en 1999 se presentó a elecciones presidenciales, hay altas chances y expectativas en que el proyecto de Ley vuelva a aprobarse en Diputados, y que culmine con la sanción definitiva tras su paso por el Senado.

Cabe señalar que esta propuesta adelanta en 15 años al Plan de Descarbonización que había delineado el Gobierno nacional, junto a las empresas, para que las carboneras salgan de operaciones en el 2040.

En diálogo con Energía Estratégica, Larraín no descarta que el Ejecutivo termine por vetar el proyecto una vez sancionada Ley por el Congreso, pero advierte: “sería dispararse en los pies”.

Para la Directora del Programa Chile Sustentable no aplicar la Ley sumaría mayor descontento social sobre un Gobierno que no goza de popularidad.

“La mayoría de estas carboneras están en zonas saturadas de contaminantes, particularmente material particulado de dióxido de azufre, que afecta a miles de personas en Puchuncaví-Quinteros, Coronel, Tocopilla, Mejillones y Huasco”, alarma Larraín.

Hasta el momento, sólo 8 de las 25 centrales a carbón operativas tienen fecha de cierre antes del 2025. Las 17 restantes aún no. De reglamentarse el proyecto, en los próximos cinco años debieran cerrar todas estas plantas, las cuales explican el 20% de la potencia instalada de Chile.

En esa línea, el Ministerio de Energía junto al Coordinador Eléctrico Nacional plantearon análisis técnicos, como el Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea), que advierten que la salida anticipada de estas centrales redundaría en distintas peripecias, como aumentos del costo de la energía.

“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, señala del Coordinador.

Por su parte, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, oportunamente indicó que con este proyecto “se perderían más de 13 mil puestos de trabajo, alto riego de racionamiento eléctrico, alza de cuentas de la luz, riesgo altísimo de demandas contra el Estado y vicios de constitucionalidad”.

Pero para Larraín nada de esto va a suceder. Explica que el parque a carbón actual, de unos 5.000 MW, se está reemplazando por energías renovables que prometen no sólo puestos de empleo sino energía suficiente y barata.

Por un lado, la especialista observa que hoy Chile cuenta con casi 25.000 MW de oferta energética, mientras que el pico histórico de consumo no ha llegado a los 12.000 MW. “Tenemos una matriz con sobrecapacidad”, precisa.

Indica que dentro de ese volumen de potencia existen centrales termoeléctricas a gas (que no se están despachando) e hidroeléctricas que pueden oficiar como respaldo a la intermitencia de las plantas de energía eólica y solar existentes. Sin necesidad del carbón.

Un argumento del Ministerio de Energía decía que el gas, al ser más caro que el carbón, generaría una suba de tarifas. “No es verdad –arremete Larraín- porque al año 2022 para los clientes regulados empieza a ingresar la energía que se licitó durante el Gobierno pasado (2015) donde se adjudicaron bloques de energía del orden de 40 dólares el MWh”.

“En dos años va a ingresar energía más barata”, retruca la Directora de Chile Sustentable, al tiempo que argumenta: “las grandes mineras y empresas están cambiando todos sus contratos a energías renovables, básicamente porque el precio es mucho más barato”.

Consultada sobre el marco de inseguridad jurídica que según el Gobierno podría ocasionar este anticipo de la salida de las plantas a carbón, Larraín opina: “ninguna empresa puede alegar un cambio en reglas de juego cuando hoy día la comunidad internacional en su conjunto, y particularmente en relación a los compromisos del Acuerdo de París, está conminada a hacer una transición energética acelerada”.

Y agrega: “además, si hay un cambio en la legislación no es que mañana hay que cerrar todo. Sino que hay un plazo de 5 años para adaptarse a un cambio normativo”.

En esa misma línea, Larraín argumenta que el propio gobierno presentó el plan de reactivación económica frente al COVID-19 donde el 80% de los emprendimientos son renovables. “Debe hacerse un cronograma acelerado (para el cierre de las centrales a carbón) porque hay que darle un espacio a esos proyectos para que puedan despachar su energía”, observa.

Y concluye: “si queremos dar una señal de mercado, hay que acelerar la descarbonización”.

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Gran expectativa por “Latam Future Energy”: el mega evento virtual que marcará la agenda 2021

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Latam Smart Energy, anuncian el lanzamiento de «Latam Future Energy».

Dicha alianza presenta Latam Future Energy Virtual Summit, a llevarse a cabo los días 24 y 25 de noviembre con el objetivo de difundir, promocionar y analizar las últimas tendencias tecnológicas vinculadas al sector de la energía. (INSCRIPCIÓN)

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

La alianza entre dos organizaciones de experiencia y trayectoria como Latam Smart Energy y Energía Estratégica garantiza un encuentro de calidad, información exclusiva y de gran convocatoria.

«Latam Future Energy Virtual Summit  es un gran oportunidad para entender los cambios que se van a profundizar en el sector de la energía hacia 2021», destaca Gastón Fenés, Director Periodístico de Energía Estratégica.

«Estamos convencidos de la importancia de acelerar la transición energética y Latam Future Energy será un actor clave para impulsar un profundo debate en la región», resalta Rebeca González, Cofundadora de Latam Smart Energy.

INSCRIPCIÓN: Latam Future Energy Virtual Summit 24 y 25 de Noviembre – Gratuito

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Sobre Latam Smart Energy

Latam Smart Energy es la entidad líder en el impulso de la transformación Energética en Latinoamérica. Es parte de la red Invest in Latam y reúne a los líderes más destacados del sector
energético para generar sinergias y networking de calidad.

Sobre Energía Estratégica

Energía Estratégica es el portal de noticias más leído de Latinoamérica con la información más actualizada y rigurosa sobre el sector de las energías renovables.

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Organizaciones incluyen a las energías renovables en su Hoja de Ruta pospandemia

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México, por sus siglas en inglés), en conjunto con las organizaciones aliadas Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Embajada Británica en México, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ), la Iniciativa Climática de México (ICM), The Climate Reality Project América Latina, la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), y el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), hicieron pública este martes la Hoja de ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19 de la iniciativa Revolución Sostenible.

El documento puede descargarse AQUÍ

La Hoja de ruta recoge 52 líneas de solución basadas en evidencia, datos y experiencias provenientes de expertos, ONG locales e internacionales, autoridades gubernamentales de los tres niveles de gobierno de México y América Latina, el sector empresarial, el sector financiero, la sociedad civil organizada, los jóvenes y agencias de cooperación internacionales, las cuales se busca que sean integradas a los planes de recuperación postpandémicos de México y la región, y que permitan no sólo atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que también conduzcan a la transición hacia sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

Adriana Lobo, directora ejecutiva de WRI México, inició la presentación del documento, y explicó que atravesamos la peor crisis económica y humanitaria en 100 años, por lo que es crucial una respuesta conjunta.

“Es indispensable que busquemos soluciones que atiendan de manera simultánea los desafíos a los que nos enfrentamos como humanidad, bajo el entendimiento que estas crisis están interconectadas, y que todas ellas afectan de manera desproporcionada a los más pobres y a los más vulnerables”, dijo.

Lobo añadió que la coalición de 10 organizaciones que encabezan la iniciativa están convencidas creemos que a través de políticas e inversiones inteligentes, respaldadas e impulsadas por un liderazgo audaz, las naciones del mundo pueden, en el corto plazo, reconstruirse de mejor manera, y, en el lago plazo, reactivar y reconfigurar sus economías para que sean más fuertes, resilientes, justas, seguras y sostenibles.

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y Asentamientos Humanos de la CEPAL, dijo que si bien muchos de los problemas de América Latina y el Caribe no iniciaron con la pandemia de COVID-19, el nuevo coronavirus hizo evidente la importancia de la inversión en bienes públicos para la región y la necesidad de revisar el modelo de desarrollo imperante. En este sentido, afirmó que para resolver las brechas sociales, ambientales y económicas no cabe cualquier política pública ni cualquier inversión, sino que se debe ser selectivo.

“La Revolución Sostenible tiene que ser ambiciosa, y va más allá del lema #BuildBackBetter, acá proponemos una transformación. El documento que tienen en la mano es el primer paso para un futuro mejor, es un documento que exhorta a darle su lugar a la ciencia, a apostar por ciertos sectores, entre otras cosas”, dijo.

Dominic Curran, jefe de Finanzas Climáticas Internacionales de la Embajada Británica en México, afirmó que, como anfitrión de la cumbre climática COP26, para Reino Unido la noción de reconstruirse y reinventarse es una guía, y resaltó tres aportaciones de la Hoja de ruta de Revolución Sostenible.

La primera, explicó, es la identificación del papel de cada actor y sector de la sociedad en la recuperación postpandémica.

“Segundo, que no se pueden separar las dimensiones del medio ambiente de la igualdad y la inclusión y de la recuperación económica, esto es el hilo conductor de la RS, y es un principio imprescindible. Y tercero, que las recomendaciones de la hoja de ruta no son sueños, es un plan práctico y que se puede implementar desde hoy”, dijo.

Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project resaltó la participación de la sociedad en la implementación de las soluciones esbozadas en el documento.

“Es suficiente con que el 3% de una población tome postura para garantizar un cambio, lo que se conoce como un movimiento de masas, es necesario que sólo una porción tome acciones articuladas”, dijo.

Por su parte, Jorge Rickards, director Ejecutivo de WWF México recordó que la pandemia es una consecuencia directa de la degradación ambiental, y llamó a repensar el concepto de salud global.

“(Hay que pensar) en la conexión entre la salud humana, la salud de los ecosistemas y de las economías, y creo que (la Hoja de ruta) de Revolución Sostenible es un primer paso que nos lleva hacia allá”, dijo, y llamó a fortalecer también los mecanismos de gobernanza de los sistemas ambientales.

La iniciativa Revolución Sostenible: diálogos para la recuperación, la resiliencia y la equidad inició el 9 de junio con el lanzamiento de una serie de diálogos multisectoriales que tuvieron lugar durante siete semanas y en los que se identificaron las líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta. La oferta digital se conformó de 30 sesiones repartidas entre 8 paneles de alto nivel, 14 conversatorios y 8 sesiones aliadas, y contó con la participación de casi 200 panelistas.

Revolución Sostenible se dividió en 5 grandes ejes temáticos: Ciudades, Movilidad, Bosques, Energía y Financiamiento, y en tres ejes transversales: el rol de los gobiernos subnacionales, el sector empresarial, y la calidad del aire. El documento también recopila una docena de propuestas de jóvenes de preparatoria y secundaria que participaron en las sesiones aliadas de la iniciativa.

Las líneas de solución

Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México, presentó las líneas de solución correspondientes al apartado de Ciudades, el cual plantea la transición hacia un nuevo modelo de desarrollo urbano para tener ciudades más equitativas y resilientes a las crisis económica, climática y de salud globales.

Entre otras soluciones, el documento menciona la reducción de las brechas de inequidad en el acceso de las personas a los bienes, servicios y oportunidades de las ciudades y la relocalización de las estrategias de recuperación a la escala de barrio.

Dennis Quennet, director de los Programas de Ciudades, Transporte e Industria Sustentable de GIZ México, presentó las líneas de solución del apartado de Movilidad, el cual expone el papel del sector como medio para proteger la vida y lograr la equidad y justicia social.

“No puede haber una recuperación sostenible sin un cambio en la forma en que nos movemos, la movilidad también es un reto de justicia social y se puede organizar de otra manera”, dijo.

Quennet señaló que la reorganización de la movilidad está estrechamente ligada con el desarrollo urbano, el cual debe ser organizado y con visión a largo plazo, y destacó que entre las líneas de solución sobre este tema el documento cubre la movilidad de personas y mercancías, la reducción de emisiones para la mejora de la calidad del aire, y la incorporación a los planes de las personas más vulnerables y las que tienen que hacer trabajos de cuidado y los trabajos esenciales.

Teresa Tattersfield, gerente del programa de bosques de WRI México, abordó las líneas de solución del apartado de Bosques del documento, y resaltó que la particularidad y gran aporte de esa sección es que rescata las soluciones planteadas por las mismas comunidades forestales.

Entre las soluciones planteadas por la Hoja de ruta para Bosques destacan potenciar el capital humano comunitario y detonar el desarrollo agrícola y silvícola mediante la educación y capacitaciones técnicas, con un enfoque en la conservación de los recursos naturales, y reconocer a la actividad forestal como prioritaria para incluirla en los planes de reactivación económica y de respuesta a la pandemia.

Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM, expuso las líneas de solución del apartado de Energía, el cual aborda el desafío de impulsar un sistema energético eficiente y justo.

Fernández destacó que el sector energía es uno de los que ofrece mayores oportunidades, pues puede ayudar a incentivar la economía a la vez que aborda problemas ambientales y climáticos.

Roberto Manrique, representante en México del BID, habló de las líneas de solución del apartado de Financiamiento, el cual habla del rol facilitador del sector para lograr una recuperación equitativa y alineada con las metas climáticas nacionales.

Manrique habló de las oportunidades que tienen por delante y del rol de la banca multilateral para lograr una recuperación sostenible, y añadió que dicha recuperación debe ser también socialmente inclusiva, que genere mayor bienestar y más y mejores empleos. Dijo que en el caso concreto del BID, todo lo que harán en el futuro estará guiado por los compromisos que han adoptado en términos ambientales y climáticos.