Esa buena noticia es además muy oportuna, dado que nos da la opción que necesitamos para revertir el cambio climático, asociado con el uso y abuso de fuentes de energía que implican altas emisiones de gases efecto invernadero.
Hasta hace no mucho había amplio consenso en la necesidad de llevar adelante la transición energética hacia una matriz más limpia, dando lugar a una reducción en la emisión de los referidos gases, moderando el incremento de la temperatura de nuestra casa común, para luego tender a su disminución; pero las tecnologías renovables no habían alcanzado la competitividad que hoy día reconocen.
No se agotan allí las buenas noticias. Si consideramos el efecto de tal fenómeno global y lo trasladamos a nuestro querido país, notaremos que Argentina cuenta con enormes recursos de fuente renovable y limpia, suficiente para abastecer las necesidades propias y de buena parte de nuestros vecinos, coadyuvando así a revertir la escasez de divisas, por la doble vía de evitar importaciones de combustibles fósiles y exportar electricidad a partir de fuentes renovables.
Encima Argentina reconoce enormes reservas de gas natural, que es el combustible fósil de la transición.
Envidiable la situación de nuestro país, sin dudas.
Pero las buenas noticias siempre tienen una contrapartida. Se trata de oportunidades que tenemos que saber aprovechar. La oportunidad que nos presenta las buenas nuevas nos obligan a ponernos serios en muchos aspectos, lamentablemente desatendidos en los últimos, digamos, 20 años.
Sin más voluntad que la de provocar el debate, debemos evaluar un sinnúmero de aspectos, que podemos principiar por intentar listar (venimos planteando esta necesidad hace tiempo, ver Revista Proyecto Energético Nº 100):
Debemos volver a los principios que ordenan e inspiran las leyes especiales (15.336, 24.065, 26.190, 27.191, 27.442, por nombrar las más relevantes), partiendo del propio mandato de nuestra Constitución Nacional, que en materia de regulación económica fue actualizado en la última reforma del año `94, reafirmando un modelo basado en la propiedad privada de los medios de producción, el libre mercado y la defensa de la competencia, tal como lo disponen sus artículos 9 a 12, 14, 17, 42 y ccds., de donde surge un criterio rector para nuestras autoridades, formulado en los siguientes términos: “Las autoridades proveerán … a la defensa de la competencia contra toda forma de distorsión de los mercados, al control de los monopolios naturales y legales…” (art. 42).
Las leyes sectoriales se inspiran sin dudas en tal mandato constitucional, pero se han visto superadas por la regulación y legislación de emergencia que, salvo por un breve intervalo, nos acompaña desde 2001. Debemos esforzarnos por superar el estado de excepción que provee la emergencia y construir un camino de estabilidad y certidumbre en las reglas de juego, regulando los monopolios naturales constituidos por la transmisión y distribución de gas y electricidad -fijando tarifas alineadas con los costos de prestación y con las exigencias de calidad que le exigimos a los licenciatarios y concesionarios, así como estableciendo una tarifa social que evite los errores de exclusión e inclusión que se siguen del subsidio generalizado que representa el retraso tarifario- y; asegurando la competencia en los demás segmentos, donde ello es posible, como quedó demostrado no sólo en el mundo sino también en nuestro país (siempre perfectible, esa fue la consecuencia de respetar los principios de las leyes especiales sectoriales cuyos resultados se apreciaron a fines de los ´90, con ofertas energéticas variadas, competitivas y con tarifas que cubrían los costos de prestación, como parece demostrar FIEL en su libro LA REGULACIÓN DE LA COMPETENCIA Y DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS – Teoría y experiencia argentina reciente).
Ello nos sugiere la necesidad, y conveniencia, de volver a los principios legales vigentes, por ejemplo, a partir de la apertura a la competencia de la generación eléctrica, donde compitan de igual a igual las fuentes renovables y las llamadas convencionales (fósiles y emprendimientos hidroeléctricos de gran escala). Se debe imaginar el camino de regreso al Mercado a Término, a fin de que demanda y oferta tengan la oportunidad de contractualizar sus prestaciones a largo plazo; posibilidad que mejora las chances de obtener la financiación para proyectos capital intensivos; así como las reglas de juego -ausentes hoy- que permitan “igualar” tecnologías tan disímiles como las renovables y las convencionales, con impactos a todas luces diferentes sobre el país y mundo en el que vivimos. Debemos crear las herramientas para “internalizar” la emisión de gas efecto invernadero de ambas tecnologías. Más allá de la obviedad de que las fuentes fósiles tienen una importante incidencia en tales emisiones, también deberíamos contemplar las emisiones de quienes producen los equipos que permiten generar a partir de fuentes renovables. La diferencia en materia de emisión de las distintas tecnologías debe verse “internalizada” y reflejada en nuevas reglas del despacho técnico del Sistema Argentino Interconectado.
También deben considerarse los incentivos de diversa naturaleza que fomentan el desarrollo de las inversiones energéticas en nuestro país, de enorme impacto fiscal, que deben explicitarse, asimismo, a fin de llegar a la “igualación” y “neutralidad” de la regulación y de los incentivos que desde aquí impulsamos.
Debemos reconocer que el costo de capital es de enorme relevancia y determinante a la hora de “aprovechar la oportunidad”. Siendo que nuestro país carece de los recursos financieros necesarios, debemos tomar nota de que necesitaremos del inversor extranjero, o del inversor local que tiene sus divisas en el exterior, camino que se debe construir sobre la base de la confianza, la seguridad jurídica y la estabilidad de las reglas, por largos periodos de tiempo (que claramente exceden un mandato presidencial).
Hacemos votos desde aquí para que los argentinos pasemos de las buenas noticias, las oportunidades, a su concreción. Por suerte, somos cada vez más los convencidos (mucho de lo cual se lo debemos a quienes primero tuvieron la inquietud: Marcelo Alvarez en INFOBAE)
La Junta Directiva del Fondo Verde del Clima aprobó este martes $54.1 millones en fondos no reembolsables que dará a Costa Rica bajo la modalidad de “pago por resultados”, en el marco del financiamiento climático de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).
Esta modalidad reconoce los esfuerzos que hacen países como Costa Rica por responder ante la crisis climática y aporta fondos para que puedan continuar políticas públicas exitosas.
Costa Rica contó con el apoyo técnico del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y la Secretaría REDD+ para desarrollar y presentar la propuesta ante del GCF, la cual pedía reconocer 14,7 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono capturadas en ese período por los bosques del país.
Los $54,1 millones de este fondo beneficiarán directamente a miles de costarricenses mediante tres destinos, a ejecutar durante los próximos cinco años (2021-2026) a través de tres programas del Ministerio de Ambiente y Energía (Minae):
Fortalecerá el Programa de Pago por Servicios Ambientales (PSA) que recientemente ha modificado sus criterios de selección de beneficiarios para favorecer también el ingreso de mujeres rurales.
Ampliará las modalidades de Pago por Servicios Ambientales en territorios indígenas.
Mejorará las medidas de prevención de incendios forestales en comunidades rurales por medio del Sistema Nacional de Áreas de Consevación (SINAC).
“Estos fondos llegan en un momento crítico para Costa Rica, dado que la crisis económica ha puesto en grave riesgo financiero a dos de nuestros programas claves en materia ambiental: el de Prevención y Control de Incendios Forestales y el Programa de Pagos por Servicios Ambientales, que beneficia a 24 mil personas de forma directa cada año”, comentó la ministra de Ambiente y Energía, Andrea Meza.
Agregó que “el apoyo financiero en el que se traduce este importante reconocimiento internacional nos permitirá fortalecer ambos programas y beneficiar a muchísimas familias de nuestro país».
Por su parte, el presidente de la República, Carlos Alvarado, reiteró el compromiso de Costa Rica de seguir trabajando arduamente “para que la protección del ambiente se convierta en una fuente de riqueza que mejore la calidad de vida de las personas de nuestro país, beneficie la generación de empleos en las comunidades y que nos lleve a buen ritmo hacia nuestra meta de ser un país descarbonizado para el año 2050″.
Carlos Alvarado, presidente de la República.
Liderazgo internacional. Como líder mundial en sostenibilidad, Costa Rica se ha destacado por implementar por más de 20 años, un Programa de Pago por Servicios Ambientales (PSA) para revertir la deforestación ejecutado por el Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (FONAFIFO), y por el combate a incendios forestales liderado por el Sistema Nacional de Áreas de Conservación del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE).
Luego de décadas de pérdida de bosque continúa, Costa Rica logró detener y revertir la tasa de deforestación en la década de 1980, en parte gracias al apoyo de programas exitosos como el PSA. Hoy, gracias a la implementación de políticas públicas y acciones tendientes al reconocimiento de la importancia que juegan los bosques, tiene una cobertura forestal de cerca del 52%, protege más de una cuarta parte de su territorio y alberga el 6% de la biodiversidad del planeta.
Actualmente, la mayoría de los esquemas de PSA en Costa Rica se financian a través del impuesto sobre el consumo de hidrocarburos. Sin embargo, la pandemia de COVID-19 generó una reducción en los ingresos fiscales del gobierno, lo que pone en peligro el funcionamiento del Programa.
Costa Rica reportó a finales del 2019 su Segundo Reporte Bianual de Actualización, un informe oficial a la Convención Marco de Naciones Unidas de Cambio Climático en que detalla sus esfuerzos y logros en materia climática con base en las emisiones del año 2015. En ese reporte, Costa Rica documentó 14,7 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono capturadas en ese período por los bosques del país.
“Una vez más Costa Rica le demuestra al mundo que la sostenibilidad ambiental es económicamente viable y socialmente inclusiva. Nos llena de alegría poder apoyar la movilización de importantes recursos y así avanzar en la ruta de desacoplar el financiamiento de la protección ambiental de aquellos ingresos fiscales que provienen del consumo de carbono”, afirmó José Vicente Troya Rodríguez, Representante Residente del PNUD.
El gerente general de Siemens Energy, Javier Pastorino, participó en el Ciclo de Entrevista de Econojournal. El ejecutivo de la compañía de origen alemán, que tiene presencia en 190 países, indició que “a nivel mundial estamos en un proceso de descarbonización”. Respecto a la agenda energética de la Argentina para la post pandemia, afirmó que tiene que hacer foco en el desarrollo de Vaca Muerta y en alcanzar una mayor penetración de las energías de fuentes renovables y en la red de transmisión del país. Pero también incorporó la incipiente tecnología del hidrógeno verde, donde la Argentina -a partir de sus recursos naturales- también tiene posibilidades de desarrollar.
Pandemia y medio ambiente
Pastorino señaló que “estamos viviendo una nueva revolución industrial, sobre todo teniendo en cuenta los avances en energía y en digitalización y datos”. En este sentido, subrayó que «la agenda energética está marcada por la descarbonización, que tiene que ver con reducir la huella de dióxido carbono que generan todos los procesos industriales. No es un proceso que pasa de la noche a la mañana, pero lo importante es generar sentido de urgencia para que estos pasos se vayan dando».
También resaltó: “desde la variable de la sostenibilidad tenemos que lograr que la temperatura promedio de la tierra, comparada a la era preindustrial, no tiene que superar 1,5° y hoy la tendencia marca que estamos entre 4° y 5°. El mensaje entonces es que no es sostenible y tenemos que actuar rápidamente desde la tecnología”.
El ejecutivo de Siemens destacó que en la post pandemia el rumbo tiene que ver con ir hacia la electrificación. “Para el año 2040 vemos que la electrificación va a crecer un 25%. La participación de la energía eléctrica sobre las energías primarias va a ser sobreproporcional. Por ejemplo, es muy importante todo lo que se viene con los autos eléctricos. Por eso creemos que la electrificación va a ser el pilar de la sociedad”.
“Hay 900 millones de personas en el mundo que no tienen acceso a la energía eléctrica, por eso la electrificación y la decarbonización tiene que ser parte de la agenda global. Por eso Siemens acaba de tomar la decisión de crear una nueva empresa 100% enfocada en energía. A partir de octubre, Siemens Energy es una empresa enfocada puramente en la cadena de valor de la energía”, enfatizó.
Escenario post pandemia
Pastorino analizó: «la pandemia nos ha generado muchas reflexiones, en el tema energético no hay ninguna duda que tenemos que ir hacia la descarbonización. Alemania ya está avanzando en el hidrógeno, que también es la agenda de la descarbonización. En Chile están yendo hacia una estrategia sobre el hidrógeno».
Además, destacó que “los pasos hacia la descarbonización los visualizamos en la mayor penetración de las energías renovables”. Y, agregó que “el gas, dentro de los hidrocarburos, va a ser el combustible de la transición”.
Esta agenda energética tiene que ser “paso a paso y país por país. En la Argentina soy muy optimista por la calidad de los recursos. Tenemos que generar más conciencia y más sentido de urgencia. Tenemos una oportunidad en Vaca Muerta y hay que utilizarlo». Y añadió: «en el sur tenés los mejores vientos del mundo para la energía eólica y en el norte la mejor radiación del mundo para la energía solar, para tener seguridad de abastecimiento necesitás un backup y el gas puede cumplir ese rol».
“El proceso de descarbonización va a llevar décadas a nivel global. Lo que veo es un proceso lento pero sustentable de penetración cada vez mayor de las energías renovables. En el medio, veo al gas como combustible de transición porque es el más limpio de los hidrocarburos y el más eficiente. Y más adelante en este proceso van a estar más maduras las tecnologías de almacenamiento y de hidrógeno”, reflexionó el ejecutivo.
“Otro eje de trabajo en esta agenda debería ser el reemplazo del viejo parque de generación por tecnologías más eficientes. Vemos alrededor de 5 GW (alrededor de 15% de toda la generación) en el parque de generación que podrían ser mejorados desde el punto de vista de la eficiencia”
Hidrógeno verde
Pastorino explicó que “en el hidrógeno verde se toman a las energías renovables como fuente. Por ejemplo, un parque eólico, donde a través de un proceso de electrólisis del agua se genera hidrógeno y es verde porque es ciento por ciento a partir de fuentes renovables”. “Lo que visualizamos nosotros es que se va a dar un proceso global, como se dio con la tecnología solar o lo que está pasando con el almacenamiento, que tiene que ver con un punto de partida con costos altos y con una curva de aprendizaje y de economía de escala los costos van a ir bajando rápidamente”, agregó.
También mencionó que «el hidrógeno verde en términos promedio cuesta entre 3 o 4 veces más de lo que cuesta el hidrógeno gris. La calidad de recurso en el sur argentino es espectacular. Lo que estamos estudiando es un caso en el sur de Chile, donde el costo del hidrógeno verde está llegando a niveles de paridad. Lo que está evaluando Chile es que en 30 años el hidrógeno verde puede ser un factor de exportación tan grande como la minería”
“En cuanto a la Argentina, sostuvo que “tenemos más o menos el mismo recurso del viento que en el sur de Chile, pero tenemos mucha más extensión. La potencialidad que tenemos en la Argentina para el hidrógeno verde es muy grande en términos teóricos”.
Reorganización
Recientemente, Siemens tuvo una reorganización cambio muy grande por su foco puesto sobre la energía. En este sentido, Pastorino explicó que «en esta nueva revolución industrial, la energía y la digitalización van de la mano. Tenemos un centro totalmente digital y aplicamos analítica predictiva e inteligencia artificial para mejoras en la performance, tanto del diseño de la tecnología como de performance operativa».
También señaló que “estamos utilizando la visualización en tiempo real con procesos de digitalización, con lo cual no necesitás la presencia real de un técnico, sino que utilizamos la realidad virtual para trabajar. La digitalización está cambiando la manera de hacer las cosas”.
En término organizativos, el ejecutivo contó que desde Siemens “estamos repensando nuestro concepto de locación. Obviamente en los proyectos tenemos a toda nuestra gente en el campo, pero en lo que es management estamos todos trabajando muy bien virtualmente”.
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 los días 24 y 25 de noviembre, tal como refleja su agenda.
Una de las panelistas será Andrea Meza Murillo, Ministra de Ambiente y Energía, quién se explayará sobre la descarbonización de la economía, la transición energética.
¿Cuál será el rol de las energías renovables en los próximos años? ¿Y de la movilidad sostenible? ¿Qué medidas se están estudiando para bajar las emisiones de carbono?
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, anunciaron 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.
¿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.
“Ya estamos trabajando para que en el primer trimestre del año 2021 tengamos una nueva subasta para (clientes) no regulados (como industrias y empresas) que esté por encima de los 5.000 MW en todo el territorio nacional”, disparó el presidente de Colombia, Iván Duque, durante la inauguración del parque solar Bayunca 1, de 3,6 MWp, desarrollado por Egal y Promoenercol.
El anunció vino a darle firmeza al rumor que venía circulando en el sector de las renovables desde mitad de año. La nueva licitación será “para proyectos que estén en operación antes de diciembre del año 2022”, precisó el mandatario ante empresarios y miembros de su gabinete.
Según informaron desde el Ministerio de Minas y Energía, las condiciones de la convocatoria serán definidas y anunciadas oportunamente por la cartera.
“Se observa un potencial de participación de los comercializadores que atienden a usuarios no regulados (industrias), los cuales representan el 29% de la demanda nacional de energía, sin descartar que puedan participar los representantes de la demanda regulada (residencial y pequeños negocios)”, destacaron.
Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, comentó que “esta nueva subasta permitirá al país aprovechar aún más el potencial de generación solar con proyectos solares registrados ante la UPME, que suman más de 5.800 MW”.
“Sólo la construcción de aquellos (proyectos) que están en las fases más avanzadas podría representar inversiones por más de 6.800 millones de dólares y la generación de hasta 32.000 empleos. De este modo, el sector minero-energético se consolida como uno de los ejes principales de la reactivación económica sostenible que necesita el país”, resaltó.
Asimismo, el funcionario enfatizó sobre lo cosechado en estos dos años de gestión: “la política del gobierno del Presidente Iván Duque para diversificar nuestra matriz eléctrica es una realidad que se demuestra con hechos, al pasar de menos de 50 megavatios de capacidad instalada con fuentes renovables no convencionales en Colombia en 2018 a más de 2.800 megavatios para finales del 2022”.
Actualmente en Colombia avanzan 14 proyectos eólicos y solares a gran escala que recibieron asignaciones en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de Contratos de Largo Plazo, y representarán inversiones por más de $7 billones y más de 6.000 oportunidades de empleos, principalmente, en la región Caribe.
Tal como adelantó Energía Estratégica, a finales del mes pasado la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo), agencia que depende del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo de Chile, estructuró el programa de Crédito Verde, que financia proyectos de renovables de hasta 9 MW.
En una entrevista para este medio, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, cuenta cómo está avanzando el programa, cómo se estructura y qué expectativas tienen en el mediano plazo.
¿Qué expectativas tienen con el lanzamiento de los Créditos Verdes, especialmente para el sector de las energías renovables?
En Corfo estamos convencidos que no es posible pensar en desarrollo si no es sostenible. Por ello estamos potenciando este tipo de inversiones para hacer frente a una reactivación económica con un enfoque sostenible tras la actual contingencia.
Actualmente se vuelve muy relevante apoyar con financiamiento a aquellas mipymes que quieran incorporar tecnologías limpias en sus procesos productivos. A la fecha, hemos visto cómo muchas empresas tienen un gran potencial de productividad que podrían alcanzar desarrollando proyectos de generación de energía renovables no convencionales (ERNC) con fines de autoabastecimiento eléctrico y térmico. Y acá es donde vimos la oportunidad de impulsar un “Crédito Verde”.
Se trata de un programa de refinanciamiento de Corfo a intermediarios financieros que favorecerá este tipo de inversiones sostenibles e impactará en la productividad y competitividad de todas nuestras industrias, permitiéndonos avanzar en los compromisos que tenemos como país para abordar la mitigación y adaptación al cambio climático.
Las empresas a las que apuntamos ayudar con estos créditos son todas aquellas que registren ventas anuales de hasta UF 600 mil, pudiendo acceder a un financiamiento de hasta el 70% de la inversión total de sus proyectos.
¿De cuánto dinero están fondeadas las líneas de crédito y, de ello, cuánto irá a parar para grandes proyectos de renovables, cuánto para autogeneración y cuánto para eficiencia energética?
Para este programa existe un presupuesto 2020 de 16.000 millones de pesos (21,2 millones de dólares) y de 21.000 millones de pesos (27,8 millones de dólares) para el año 2021. Es importante señalar que no existe una diferenciación de recursos por tipo de proyecto, porque eso sería limitar el impacto del programa.
La estimación que tenemos con estos recursos disponibles, es que podremos apoyar a cerca de 60 proyectos hasta finales del año 2021.
¿A qué tasa y a qué plazo se otorgarán los créditos?
Cuando se otorgue el primer crédito sabremos las tasas y plazos. Este es un tema que depende de los intermediarios financieros que operen el programa -bancarios y/o no bancarios- y de las características de los proyectos. Pero de todas maneras, serán tasas de mercado y dependerán, entre otras cosas, del costo de fondos de cada intermediario y de condiciones puntuales de mercado.
Por otra parte, los plazos de estos créditos deberían situarse entre 8 y 12 años, en promedio.
¿Cómo avanzan los acuerdos con los intermediarios financieros para terminar de estructurar el programa?
Es importante señalar que este programa opera a través de intermediarios financieros, bancarios y no bancarios, siendo éstos los que otorgarán el financiamiento a las empresas.
El programa recientemente comenzó a operar con dos bancos (Bice y Security) y se encuentra en proceso de incorporación de otros actores. Esperamos que al término de este año se sumen un par de intermediarios más y se otorguen los primeros financiamientos bajo este mecanismo.
Este distribuidor mexicano predica con el ejemplo. Desde hace cuatro meses cuenta con una solución fotovoltaica con almacenamiento suministrando energía eléctrica limpia y renovable a sus oficinas en Mérida, Yucatán.
¿Cómo lo hizo? Según explicó el Ing. Daniel Duque, director de C&I y Proyectos de Exel Solar, la empresa colocó en su showroom la primera instalación de generación de energía solar con el inversor Solis de almacenamiento híbrido, RHI-1P de 10kW, junto con un banco de baterías de 15kWh de la marca Soluna.
Aquellos son distribuidos por Exel Solar en todo México. Y es que, por política de la compañía, se prueban uno a uno todos los equipos que ingresan como stock para verificar su calidad para el mercado mexicano.
“En México hay bastantes fallas en el suministro de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). De ahí es que, la ventaja principal de este tipo de soluciones es el respaldo de energía”, advirtió el referente de Proyectos de la empresa.
Este tipo de soluciones recién empiezan a verse en México y, de acuerdo con la compañía, de a poco serán tendencia como respaldo importante para comercios y residencias.
«Hoy, contamos con 60 integraciones de este tipo y esperamos distribuirlas en estos últimos dos meses del año a todas. En el 2021 serán unos 200 sistemas inicialmente. Trabajaremos para tener la disponibilidad de una batería por inversor pero también ofrecer la posibilidad de ampliar esas soluciones con hasta tres baterías para cada sistema», agregó el ingeniero.
Entre los modelos que distribuye Exel Solar, Duque destacó para este tipo de aplicaciones las baterías Soluna de 10 kWh y de 15 kWh, por un lado; y, por otro, los inversores de Solis de 5kW y 10kW.
Y agregó “si bien no están armados como kit y se adquieren como separado, la idea es que funcionen como tal y que vayan de la mano siempre”.
En el caso de los inversores, el Ing. Daniel Duque aclaró que distribuyen ese rango de inversores para facilitar los SKU.
“Aunque estos inversores son de 5kW o de 10kW, ambos te dan un respaldo de 6 kWh. Luego el diseño irá en función a cuánta potencia se quiere instalar. La idea es simplificar SKU y evitar trámites adicionales para cada modelo”, precisó.
Visto el éxito de esta solución que integra equipos como Soluna y Solis, distribuidos por Excel Solar en México, la empresa planea una presentación oficial la semana próxima para brindar mayores detalles técnicos de la instalación. Energía Estratégica estará presente.
La petrolera YPF registró en el tercer trimestre una pérdida millonaria de 35.332 millones de pesos, aunque en términos relativos significó una mejora respecto del rojo de 85.048 millones que sufrió en el trimestre anterior. La producción de crudo cayó 10,9% y la de gas 19,4%, en ambos casos con respecto al mismo período del año anterior. Las ventas disminuyeron 29,7% interanual, aunque mejoraron con respecto al trimestre previo.
Caída de la producción
La producción total de hidrocarburos alcanzó los 468.500 barriles de petróleo equivalentes por día, un 11,6 por ciento menos que en igual período de 2019. La cifra estuvo apenas por encima de los 466.800 barriles producidos en el segundo trimestre cuando los precios habían sido más bajos y las restricciones a la movilidad forzadas por la pandemia fueron sustancialmente mayores.
Durante el tercer trimestre, el precio promedio del crudo fue de 40,1 dólares por barril frente a 28,9 dólares del trimestre anterior, mientras que el precio promedio del gas fue de 2,7 dólares por millón de BTU contra 2,51 dólares del período abril-junio.
La producción de petróleo totalizó los 202.400 barriles diarios, un 10,9% menos que en el segundo trimestre de 2019, mientras que la producción de gas natural fue de 35,2 millones de metros cúbicos diarios, un inédito 19,4% menos que un año antes. Ambas caídas resultaron peores que en el segundo trimestre cuando la producción interanual de crudo se había contraído 10,3% y la de gas 12,7 por ciento.
La producción de Gas Natural Licuadro (NGL, según su sigla en inglés) trepó, en cambio, un 57,1%, pero el repunte se explica fundamentalmente por la bajísima base de comparación ya que durante 2019 un incendio en la planta de Etileno de DOW había limitado el uso de la capacidad instalada de MEGA para producir etano.
Menores ventas
Los ingresos cayeron 29,7% interanual por la menor demanda y precios en dólares. En el caso del gasoil retrocedieron 27,3% debido a los menores precios (-23,5%) y volúmenes vendidos (-4,8%). Las ventas de naftas siguieron la misma tendencia y se contrajeron 47,6% por los menores precios (-19,8%) y volúmenes vendidos (-37,1%).
A su vez, los ingresos de gas natural como productores bajaron 39,3% interanual debido a los menores precios (-31,5%) y volúmenes (-11,4%). “Esta disminución de los volúmenes se explica principalmente por el declino natural de los campos ante la reducción de la actividad por la pandemia. Por otro lado, la baja de precios se debe principalmente a la prórroga de contratos con las empresas distribuidoras, que se llevó a cabo el pasado mes de marzo y no incluyó actualización de su precio, y a los menores precios resultantes de las subastas mensuales de las centrales eléctricas”, aseguró la compañía en la presentación de resultados que realizó ante la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.
Por último, los ingresos por exportaciones retrocedieron 23,1% interanual debido a que los mayores volúmenes de crudo y mejores volúmenes y precios de harinas y granos no fueron suficiente para compensar las menores exportaciones de jet fuel, gas natural y nafta virgen.
Pese al flojo desempeño interanual la compañía destacó el crecimiento de 19,5% en los ingresos con respecto al segundo trimestre como resultado de la recuperación en las ventas de combustibles y la estabilización de la producción de petróleo y gas. “La demanda de productos refinados se recuperó significativamente con respecto al trimestre anterior, impulsada por el aumento del 41% en los volúmenes vendidos de nafta y 22% en diésel”, agregó la empresa.
Inversiones
Las inversiones, si bien se mantienen bajas respecto al mismo período del año anterior, comenzaron a recuperarse a medida que se fue retomando la actividad productiva. Trimestre contra trimestre, crecieron un 72,2%.
En el upstream las inversiones se expandieron 54,6% con respecto al trimestre anterior, debido a que se fue retomando gradualmente la actividad en las provincias donde se llegó a acuerdo con sindicatos y proveedores.
En agosto, se reanudó la actividad de perforación convencional en la cuenca del Golfo San Jorge con una torre de perforación y se agregaron 2 torres más en septiembre, mientras que la actividad no convencional se reanudó en septiembre con 3 torres de perforación y un set de fractura en la cuenca Neuquina. Al final del trimestre, la cantidad de pozos perforados, pero no terminados (“DUC”) se mantuvo sin cambios, totalizando 71 para shale oil y 10 para shale gas.
“En cuanto a la actividad exploratoria, no se perforaron pozos durante el trimestre y aún no se ha reanudado la sísmica 2D que fue suspendida por el coronavirus. Por otro lado, adquirimos 3.000 km de sísmica 2D en el bloque CAN_102 (offshore) y actualmente lo estamos procesando”, remarcó YPF.
El presidente de YPF, Guillermo Nielsen anunció que la compañía llevará adelante una inversión de US$ 1.200 millones para ampliar la capacidad instalada de la planta de Profertil, la empresa petroquímica que es controlada en partes iguales por la petrolera argentina y la canadiense Nutrien. “Esta inversión nos permitirá aumentar a 2,7 millones de toneladas la producción de urea de la planta, con el objetivo de abastecer mayoritariamente el mercado regional, específicamente a Brasil. Un mercado que demanda anualmente una producción entre 4 y 5 Profertl”, afirmó el directivo en el APLA Virtual Anual.
Nielsen enumeró una serie de elementos que hacen redituable este proyecto:
Disposición de gas natural gracias al desarrollo de Vaca Muerta.
Crecimiento del mercado local debido a una mayor área de sembrado de trigo y maíz, con la aplicación de nuevas tecnologías.
Mercado regional con un crecimiento de la demanda del orden 2,8% promedio anual y sin grandes nuevos proyectos anunciados en la región, que hoy es netamente importadora.
Facilidades logísticas existentes a través de Bahía Blanca y la hidrovía del Paraná que se adentra hacia Brasil. «A esto hay que sumar los avances de logística ferroviaria dentro de Brasil, lo que nos permitirá llegar en condiciones muy competitivas al corazón de la zona maicera brasileña, que es la gran demandante de estos fertilizantes”, afirmó.
Con respecto a la etapa en la que se encuentra el proyecto anunciado, el presidente de YPF afirmó: “Actualmente, en Profertil nos encontramos en proceso de licitación de tecnología de la ingeniería de detalle y de la construcción, con las dificultades globales en las cadenas de suministros de equipos que se pueden imaginar a consecuencia de la pandemia. Pero estamos redoblando esfuerzos como para poner en marcha la ampliación de la construcción lo antes posible”.
YPF y la industria petroquímica
Acerca del rol que juega YPF en la industria petroquímica, Nielsen destacó que la compañía “cuenta con un brazo petroquímico, que nos lleva a ser el primer productor petroquímico de la Argentina con dos millones de toneladas al año de producción en nuestros complejos de Ensenada, Luján de Cuyo y Plaza Huincul y con Profertil, para la producción de urea. Agregó que “Hay inversiones anuales de más de 16 millones de dólares anuales y ventas por alrededor de 500 millones de dólares. Son más de 30 productos vendidos en Argentina, que representa el 75% de la producción, y el 25%% restante en más de 20 países”.
Nielsen también destacó el gran aporte que puede llegar a hacer Vaca Muerta para el desarrollo de la industria petroquímica. “Los proyectos de industrialización del gas y petróleo de Vaca Muerta serán clave para generar empleo y divisas, posicionando a la Argentina como uno de los jugadores petroquímicos más importantes en Sudamérica. La disponibilidad de materia prima competitiva en un mercado regional deficitario nos coloca en una posición privilegiada para capturar el valor agregado de la industrialización. Si tomamos de ejemplo a los Estados Unidos, vemos claramente cómo la petroquímica fue un eslabón que potenció el desarrollo del no convencional, generando un círculo virtuoso en toda la cadena sectorial. Recorrer un camino similar al de ese país es parte de nuestra meta”, enfatizó.
Los combustibles de YPF volvieron a recibir este año la certificación internacional Top TierTM un programa promovido por las diez automotrices más importantes del mercado norteamericanoque marcan un estándar más alto en la calidad de los combustibles. YPF fue la primera empresa en la región y es la única en Argentina en formar parte de Top TierTM al lograr obtener en 2019 este certificado que hoy está renovando. Para la compañía recibir esta certificación es un reconocimiento de la calidad y profesionalismo con la que trabaja para proveer al país de los mejores combustibles del mercado. De esta manera, YPF mantiene el liderazgo en el segmento de combustibles de alta calidad llegando a todos los puntos del país con productos que le permiten a cada cliente obtener el mejor rendimiento de su auto. Además, como parte de su búsqueda permanente de innovación, YPF lidera el desarrollo de productos de última tecnología, en línea con los avances de la industria automotriz.
La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica de Brasil (CCEE), en asociación con la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ha anunciado nuevas especificaciones para el lanzamiento de la subasta, que tendrá lugar el 4 de diciembre después de haber sido aplazadas por tiempo indefinido el pasado mes de abril. El precio inicial será de 160 reales (US$29,8) / MWh hora (MWh)
Según explican, han desarrollado una nueva herramienta que aporta innovaciones en las etapas pre y post-certamen, con mejoras en la automatización, la seguridad y la comunicación directa entre ANEEL, los agentes y otras instituciones involucradas.
Entre los principales cambios, ya no es necesario presentar los documentos y la aportación de garantías financieras de forma presencial. Ahora, todo el proceso se llevará a cabo directamente en la plataforma, en el módulo de registro, “de forma sencilla y rápida”, explican.
De la misma manera, después de la subasta, los vendedores podrán aportar la documentación directamente en el módulo de inscripción, sin necesidad de enviar más documentación física.
Otra novedad es la Gestión de Garantías Financieras, en cuyo módulo se puede hacer toda la gestión de las garantías de la propuesta y del fiel cumplimiento de forma ágil y en tiempo real. El participante puede seguir todas las etapas de esta actividad, desde la contribución hasta la liberación parcial y total de las garantías respectivas.
El nuevo sistema ya se utilizará en la Subasta de Energía A-1, abierta a distintas fuentes de generación. Los contratos se negociarán por cantidad de energía eléctrica para dos años de suministro (entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2022).
Las regalías entregadas por las compañías de hidrocarburos que operan Perú disminuyeron un 44% entre enero y setiembre de este año, en comparación con similar periodo del 2019, según informó la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE). Las compañías pagaron al Estado un total de US$ 326 millones en los primero nueves del año. La cifra es menor a los US$ 580 millones registradas en el mismo periodo del año pasado.
La contracción en las regalías se debe a la reducción del precio internacional del petróleo y por la menor producción de hidrocarburos por el impacto de la pandemia del COVID-19, según la SNMPE.
Solo en setiembre, las compañías que trabajan en la industria hidrocarburífera nacional pagaron US$ 44.4 millones por concepto de regalías, lo que representó un descenso de 29% con relación a similar mes del 2019 (US$ 62.5 millones).
El gremio precisó que en setiembre último las empresas del sector hidrocarburos abonaron US$ 20.4 millones por la explotación de gas natural y US$ 5.3 millones por petróleo; así como US$ 18.8 millones por la producción líquidos de gas natural.
En el caso de agosto, las compañías pagaron también US$ 44 millones por concepto de regalías, lo que representó una caída de 25% con relación a similar mes del 2019 (US$ 59 millones).
El empleo en el sector de equipos y servicios petroleros de Estados Unidos aumentó por segundo mes consecutivo, agregando 6.430 empleos en octubre, según datos preliminares de la Oficina de Estadísticas Laborales (BLS) y análisis de la Asociación de Servicios y Equipos de Petróleo (PESA). La economía de EE.UU. agregó 638.000 puestos de trabajo en octubre, lo que redujo la tasa de desempleo al 6,9%.
Las revisiones de BLS mostraron que el sector perdió 1.187 puestos de trabajo en agosto y agregó 2.202 puestos de trabajo en septiembre. El empleo en el sector OFS ha aumentado en aproximadamente 8.600 puestos de trabajo en los últimos dos meses, según datos preliminares de BLS.
El Informe mensual de empleo de equipos y servicios de yacimientos petrolíferos, compilado y publicado por PESA, estima que la pérdida de puestos de trabajo debido a la destrucción de la demanda relacionada con la pandemia asciende ahora a 92.302. El empleo de OFS ha disminuido en 101,087 puestos de trabajo desde octubre de 2019.
Utilizando datos de BLS, PESA, en consulta con investigadores de la Hobby School of Public Affairs de la Universidad de Houston, estima que los empleos del sector OFS en los EE. UU. Cayeron de 757,516 en febrero a 665,214 en octubre, una disminución del 12.2%. Las pérdidas fueron mayores en abril, con un total de 58.738 puestos de trabajo, el mayor total en un mes desde al menos 2013.
La pérdida de puestos de trabajo fue mayor entre las empresas que prestan servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas. Esta porción del sector OFS eliminó 77.522 empleos durante la pandemia, el 83% de las pérdidas totales del sector.
El secretario de Energía, Darío Martínez, visitó el yacimiento de YPF Rincón del Mangrullo, en Vaca Muerta. “Es un orgullo que YPF, nuestra empresa de bandera, tome la iniciativa de comenzar a perforar ya”, afirmó. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó este lunes el yacimiento de YPF Rincón del Mangrullo, en Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas, denominado Plan GasAr. En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano, vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia […]
La empresa de bandera comenzó la primera perforación en un área de Vaca Muerta. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, y el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, recorrieron la zona. El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, participó hoy junto al vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano, y el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, de la perforación del primer pozo en gas de YPF. En la antesala de la puesta en marcha del nuevo Plan Gas 4, la petrolera de mayoría estatal YPF comenzó a perforar sus primeros pozos […]
Estuvo en Rincón del Mangrullo, el bloque de YPF en Vaca Muerta, donde la empresa comenzó a perforar para incrementar la producción de gas en la previa del nuevo programa estímulo. El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó hoy el yacimiento de YPF Rincón del Mangrullo, en la formación Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas. En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano Vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia del ministro de Energía de Neuquén, […]
El petróleo tuvo su mayor alza diaria en más de seis meses. La farmacéutica Pfizer anunció resultados alentadores sobre su vacuna experimental lo que apuntaló la búsqueda de activos de riesgo a nivel global. El petróleo escaló cerca del 8% este lunes en lo que fue su mayor alza diaria en más de seis meses. La farmacéutica anunció que la vacuna experimental contra el covid-19 que está en fase 3 alcanzó más del 90% de efectividad. Esta noticia apuntaló la búsqueda de activos de riesgo a nivel global. Los futuros del crudo Brent sumaron 2,95 dólares, o un 7,4%, a 42,40 dólares el barril, mientras que los futuros […]
En el acumulado hasta agosto pasado las transferencias para gastos corrientes aumentaron un 80,5% respecto al año anterior. Cammesa se llevó más de la mitad del presupuesto. La brecha entre los costos crecientes y los precios congelados de la energía inflaron los subsidios del Estado y en entre enero y agosto del 2020 aumentaron un 80,5% respecto al mismo período del año pasado. El dato se desprende del informe del Instituto Mosconi (IAG), que además detalla que se destinaron 269.700 millones de pesos durante los primeros 8 meses del año, algo así como 3.916 millones de dólares. Las ejecuciones presupuestarias más importantes […]
El texto legal que reglamenta el programa para incrementar la producción de gas aún no se publicó. Pero de los borradores que circulan por el Congreso surgen algunos puntos controvertidos. Han pasado varios meses desde los primeros anuncios oficiales respecto al llamado “Plan Gas IV”, un nuevo programa de estímulo nacional para la industria del gas natural. Cambiaron las autoridades de la secretaría de Energía –no solo el secretario, sino también otros funcionarios que habían diseñado el plan- , el presidente viajó a Vaca Muerta para presentar públicamente el programa, se conocieron borradores del decreto, pero la medida sigue aun sin publicarse […]
Hasta el momento, el país no ha puesto en vigencia la ley que promueve esta fuente de energía desde 2006. La Argentina busca salir de su propia inacción para evitar quedar relegada del futuro mercado internacional de hidrógeno verde, donde países como Chile y Uruguay ya han tomado la delantera y están trabajando en proyectos de desarrollo experimentales para posicionarse como productores tanto para uso local como para exportarlo a Europa y Asia, donde se centrará la mayor demanda. Hasta el momento, sólo ha reinado el desinterés sobre este tema por parte de los diferentes gobiernos que han ocupado la […]
La Agencia Internacional de Energía (AIE) aseguró que la elección en Estados Unidos despertó gran interés de la industria del petróleo y el gas. Las renovadas medidas de confinamiento en Europa para contener el aumento de casos de COVID-19 presionarán probablemente a la baja la perspectiva de la demanda mundial de petróleo, dijo una autoridad de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Keisuke Sadamori, director de seguridad y mercados energéticos de la AIE, dijo a Reuters que es probable, sin embargo, que el impacto sea menos severo que con los cierres de principios de año. “Grandes partes del continente europeo están cerradas. Esto […]
De acuerdo a comparativas internacionales, son aproximadamente entre 40 y 50 millones de dólares los que ANCAP pierde anualmente con el negocio del supergás (gas para garrafas), cifra que en realidad debe cargar al costo del combustible (gasolinas y gas oil), que lo subvenciona. Este subsidio se suma por ejemplo al fideicomiso al boleto (en el caso del gas oil) o la tasa de inflamabilidad solo cobrada por la Intendencia de Montevideo (el resto de las intendencias no la perciben), todos ítems ajenos a su función, que ANCAP debe “sumar” a cada litro de combustible. COMPOSICIÓN DEL PRECIO Hoy un litro […]
A través de un comunicado de prensa, la Cámara Santafesina de Energías Renovables pide la ayuda del gobierno nacional, para evitar el cierre de plantas en todo el país A través de un comunicado de prensa, la Cámara Santafesina de Energías Renovables pide la ayuda del gobierno nacional, para evitar el cierre de plantas en todo el país. Carta para el presidente Alberto Fernández Como ud sabe la industria de biocombustibles es hija de una Ley impulsada por Néstor Kirchner, quien tuvo el honor de tenerlo a usted como Jefe de Gabinete. Con profundo dolor hoy las industrias del sector […]
La empresa estatal está instalando cargadores de autos eléctricos de carga rápida como el primero paso hacia la agilidad Ya reglamentada su habilitación, YPF puso en funcionamiento el primer cargador para autos eléctricos de carga rápida con una potencia de 50 kW en la estación de servicio ACA-Palermo, ubicada en la intersección de las calles Godoy Cruz y De María. La posibilidad de cargar autos eléctricos, sin embargo, es sólo una de las propuestas innovaciones que la empresa estatal hará en su red de estaciones de servicio para que sean “más ágiles y modernas”. “Dentro de la estrategia de innovaciones que va a estar […]
La agroindustria argentina proyectó que aunque no habrá una apertura en materia de comercio exterior, habrá un regreso a los acuerdos multilaterales, dejados de lado durante el mandato de Donald Trump en la Casa Blanca. Uno de los pilares de la gestión de Biden serán las energías renovables. Para la agroindustria argentina, si bien el triunfo del demócrata Joe Biden en las elecciones de Estados Unidos no se reflejará en una apertura en materia de políticas de comercio exterior, constituye una oportunidad para sectores como las energías renovables. Analistas del sector y representantes del complejo exportador consultados por este medio […]
El titular de la Secretaría de Hidrocarburos de la provincia destacó la adjudicación de la obra para ampliar el suministro de gas a más usuarios y evitar problemas de provisión del servicio. l Secretario de Hidrocarburos, Alejandro Aguirre, se refirió a la adjudicación de la interconexión de los gasoductos Fueguino y San Martín, detallando que ello surge con la baja en la producción de los pozos hidrocarburíferos de los últimos años. YPF indicó en su momento a la Provincia que la solución estaría dada por la interconexión de ambos gasoductos. “De esta manera no se dependería de los aportes de […]
Promete “descarbonizar” el sector eléctrico, desestimular los combustibles fósiles, apoyar las renovables e impulsar el auto eléctrico. Uno de los giros que tomaría la gestión de los Estados Unidos a cargo de Joe Biden está vinculado al cambio climático. Biden promete “descarbonizar” el sector eléctrico para 2035, desestimular el uso de los combustibles fósiles, apoyar las renovables y dar impulso al auto eléctrico para encarrilar a los Estados Unidos hacia la neutralidad de emisiones de carbono en 2050. Es una postura opuesta a la de Donald Trump, quien echó hacia atrás regulaciones establecidas por la administración de Barack Obama y sacó a los Estados Unidos del Acuerdo de París […]
Otrora apodada la “capital europea del petróleo” por haber prosperado gracias a la extracción de crudo del mar del Norte, la ciudad escocesa de Aberdeen se prepara para introducir los primeros autobuses de dos pisos del mundo que funcionan con hidrógeno. La flota, compuesta por 15 autobuses dobles que sólo emitirán vapor de agua, está en su última fase de ensayos y debe empezar a circular próximamente en las líneas más utilizadas de esta ciudad de 220.000 habitantes situada en el noreste de Escocia. Con un coste de 500.000 libras (658.000 dólares, 555.000 euros) cada uno, estos autobuses blancos y […]
Se trata de uno de los objetivos principales del reciente convenio firmado por la Facultad de Ingeniería de la UNLP y la CAVEA. Buscan articular actividades de cooperación y asistencia técnica vinculadas al desarrollo de unidades que, en lugar de combustibles fósiles, utilizan baterías de litio. La Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) no detiene su marcha en pos de promover el desarrollo y la circulación de vehículos a propulsión eléctrica en el país y con ese objetivo que firmó un convenio con la Cámara Argentina de Vehículos Eléctricos, Alternativos y Autopartes (CAVEA). Entre los […]
Es la más grande de su tipo en EE.UU. y la primera que se cierra en la costa del Golfo de México. Forma parte del plan de reducción de activos que está llevando adelante la compañía. Royal Dutch Shell Plc comenzará a cerrar su refinería Convent en el sur de Louisiana a mediados de mes, mientras continúa buscando un comprador para la planta. Con la demanda global y las ganancias afectadas por la propagación de Covid-19, el cierre de Convent, que tiene alrededor de 675 empleados, es parte de la estrategia más amplia de Shell para reducir su cartera a 14 a […]
El gobernador de San Juan, Sergio Uñac, junto al secretario general de la Gobernación, Juan Flores, recibió en la tarde del lunes a los empresarios Patricio y Juan Neuss, con quienes diálogo sobre las inversiones que la empresa Harz Energy tiene pensado realizar en materia de energía solar en la provincia de San Juan. En el encuentro además estuvo presente el asesor Matías Sotomayor.
Al término del encuentro, Sotomayor señaló que “el grupo empresario nacional se reunió con el gobernador y le anunció la predisposición de la empresa para poder desarrollar y hacer inversiones en la provincia”.
“Es un dato más que importante que empresarios nacionales consideren realizar inversiones en la provincia de San Juan y esto se debe a su ordenamiento jurídico y su capacidad de oportunidades para el desarrollo del empresariado nacional. Los directivos de Neuss mantendrán este martes reuniones con el titular del EPSE, Víctor Doña, con el objetivo de poder avanzar con estas inversiones en la provincia».
Por su parte, Patricio Neuss señaló que la firma “se desempeña en en el sector de energías renovables. La idea es desarrollar y seguir creciendo en el país y el objetivo es construir un nuevo parque fotovoltaico. Tenemos hoy un compromiso para invertir en el país de 500 mega watts, una inversión aproximadamente de 500 millones de dólares”.
En este sentido dijo que se encuentran «evaluando todas las opciones y San Juan es uno de los mejores lugares para nosotros para seguir creciendo. Estamos muy cerca de llegar a un acuerdo y eso nos da muchísimo entusiasmo”.
A través de Harz Energy, Grupo Neuss se incorpora al mercado de la energía como productor y distribuidor de gas, petróleo y energía eléctrica, brindando además soluciones en materia de ingeniería, operaciones y eficiencia energética. Harz Energy adquirió derechos de explotación de gas y petróleo en Argentina, posee más de 2.000 km de redes de transporte eléctrico en Alta Tensión, 15.000 km de redes de Media y Baja Tensión y centrales de generación térmica, hidráulica y solar. En la actualidad se encuentra desarrollando proyectos de generación de energía a través de la biomasa, energía solar y eólica.
El Parque Solar Bayunca 1 es una moderna instalación con 9.810 paneles solares, capaces de generar más de 7.1 gigavatios hora/año -lo necesario para atender las necesidades de energía de más de cuatro mil hogares- y hace de Cartagena de Indias la primera capital colombiana con proyectos solares conectados a la Red Nacional.
José Manuel Izcue, Presidente de PROMOENERCOL, destacó el buen momento que atraviesa Colombia para atraer inversión nacional y extranjera destinada a robustecer las empresas de generación de energías renovables, especialmente las medianas y pequeñas, teniendo en cuenta los incentivos tributarios otorgados por el Gobierno Nacional.
“Esto permitirá a Colombia sumarse a la tendencia mundial de cambiar paulatinamente la generación de energía a partir de combustibles fósiles como el petróleo, el gas natural o el carbón, hacia las energías limpias como la solar, o la eólica, entre otras”, anotó Izcue.
En los planes de Promoenercol está construir otros 400MWs en los próximos años en Colombia.
Por su parte, Iván Martínez, Presidente de EGAL, destacó que esa empresa seguirá implementando proyectos de energía solar que permitan cumplir las predicciones de la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, en cuanto que en 2030 el 10 por ciento de la energía a consumir Colombia tendrá origen en recursos naturales renovables.
Los actos de inauguración del Parque Solar Bayunca 1 serán mañana, 10 de noviembre a las 4:00 PM, y a éstos asistirán además del Presidente Duque, el Ministro de Minas y Energía Diego Mesa Puyo, autoridades departamentales y municipales, e invitados especiales.
Chile se encuentra en pleno auge del desarrollo de las energías renovables, particularmente la energía solar fotovoltaica y la eólica.
De acuerdo al último boletín de Generadoras de Chile (ver en línea), que publicado el 2 de noviembre pasado y analiza datos hasta septiembre de este año, ese mes se reportó una cifra récord de proyectos en construcción, por casi 7.400 MW de capacidad.
“Esto representa un aumento de un 94% respecto a los proyectos en construcción hace 6 meses (febrero 2020), y un 140% más respecto a los de hace 1 año (septiembre 2019)”, precisan desde Generadoras.
Señalan que el 93% de estos emprendimientos corresponden a centrales de energías renovables, “donde el 47,3% corresponde a energía solar, el 29,9% a energía eólica, el 12,7% a energía hídrica y el 2,7% a otras renovables”.
Fuente: Generadoras de Chile
Precisan que “de toda la capacidad de generación en construcción, cerca de un 60% se concentra en las regiones de Antofagasta y Atacama, y solo un 7,6% corresponde a la Región Metropolitana”.
El desarrollo de estas obras en construcción son a las claras un reflejo de cómo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se ha diversificado hacia una matriz más limpia.
Hasta septiembre, el SEN se constituyó de una potencia instalada de 25.848 MW, los que corresponden a más del 99% de la capacidad chilena (sistemas medianos como Aysén y Magallanes y sistemas aislados son menos del 1%).
El reporte afirma que esa potencia del sistema se conforma en un 49,95% de fuentes de generación basadas en recursos renovables (hidroeléctrica, solar fotovoltaica, eólica, biomasa y geotermia). El otro 50,05% corresponde a centrales termoeléctricas a gas natural, carbón o derivados del petróleo.
Fuente: Generadoras de Chile
Esto representa un crecimiento de las renovables. En términos de generación eléctrica, en septiembre de este año el consumo de energías limpias aumentó un 6% en detrimento de las fósiles.
“Al comparar con cifras del año anterior, se ve un claro aumento en generación eólica y solar (+28,5% y +17,7% respectivamente) y una disminución en la generación a carbón (-8,9%). Estas son señales positivas en la ruta hacia la carbono neutralidad, y a la vez van mostrando los futuros desafíos de flexibilidad del sistema”, destaca el informe de Generadoras.
A principios del mes de septiembre, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la Resolución 203 (ver en línea), que facilita la gestión de trámites para que los usuarios puedan acceder en 45 días a los beneficios tributarios para proyectos de energías renovables, contemplados en la Ley 1715.
De acuerdo a un relevamiento de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta el 31 de octubre pasado se entregaron certificados para tales beneficios a 696 proyectos de energías renovables, los cuales totalizan 3.459,92 MW de capacidad de potencia.
Se trata de 630 emprendimientos solares fotovoltaicos, por 972,65 MW; 15 eólicos, por 2.219 MW; 28 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, por 113,60 MW; y 22 plantas de biomasa, por 154,66 MW.
Fuente: UPME
Cabe señalar que los beneficios tributarios comprendidos en la Ley 1715 con: deducción de renta del 50%; exclusión del IVA; depreciación acelerada; y quita de aranceles para productos vinculados a fuentes de energías renovables.
Por otra parte, la UPME registra otros 403 proyectos de energías limpias en etapas de análisis para su certificación. La mayoría de ellos (193) se encuentran en etapa de “evaluación” y se espera que entre este y el próximo mes puedan acceder a los incentivos.
Fuente: UPME
Andrés Beker, Director y Co-fundador de la empresa colombiana Black Orchid Solar, especialistas en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos a escalas de 10 a 20 MW, calcula que estos beneficios pueden repercutir entre 200 a 300 puntos en la Tasa Interna de Retorno (TIR) de un emprendimiento.
“Por ejemplo, si a un proyecto se le calcula un 12% de retorno anual, con los incentivos ese retorno sube a 14 o 14,5%. Es bastante importante para un inversionista”, destacó el ejecutivo en una entrevista para Energía Estratégica.
El 71,26% de los proyectos (496) que ya obtuvieron certificados comprenden potencias de entre 1 a 10 MW.
Del mismo modo, estos beneficios también impactan en proyectos de autogeneración. Según Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, estos incentivos acortan el plazo de amortización de proyectos solares fotovoltaicos de 6 a 4,6 años.
El programa “Pueblos Solares”, impulsado por el Ministerio De Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra Y Vivienda de la Provincia De Jujuy, contemplaba la realización de 9 instalaciones que integren generación solar fotovoltaica con acumulación en baterías de litio, para abastecer de electricidad limpia y renovable a comunidades locales no conectados a las principales redes de transmisión y distribución.
La iniciativa que atiende el acceso de energía eléctrica hasta en los rincones más recónditos de la provincia continúa en marcha. Ahora, bajo la iniciativa del gobernador Gerardo Morales, un nuevo pueblo se suma a aquel listado. Se trata de Lipán de Moreno, ubicado en el departamento de Tumbaya.
En aquel lugar viven unas 17 familias que, hasta la fecha y por iniciativa de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A. (EJSEDSA), cuentan con el suministro de paneles fotovoltaicos instalados en la escuelita local, pero que no cubren aún su demanda las 24 horas del día.
Para dar respuesta a aquello, es que el gobierno provincial ahora junto a la Empresa Jujeña de Energía S.A. (EJESA) instalarán una minirred para atender a la necesidad energética de toda la comunidad.
“Fue muy atinada la elección de este pueblo por parte del gobernador. Independientemente del volumen o cantidad de personas que se verán favorecidas por este nuevo proyecto, esta gestión busca responder a las necesidades de cada jujeño; en este caso, aseguraremos el suministro eléctrico constante a las familias de Lipán de Moreno”, introdujo a este medio Marcelo Nieder, director de Energías Renovables de Jujuy.
Marcelo Nieder, director de Energías Renovables de Jujuy
Y agregó, “apuntamos a mejorar la calidad de vida de estas familias y evitar que migre su gente y fundamentalmente la juventud”.
Según precisó el director de Energías Renovables de la provincia será un proyecto fotovoltaico de 60 kW que, así como se realizó en otros pueblos solares precedentes, incluirá baterías de litio para su almacenamiento.
“La semana pasada recorrimos Santa Ana y Caspalá, donde tendremos en obra dos pueblos solares enmarcados en el convenio firmado con EJESA. Ya estamos iniciando las actividades para instalar los respectivos parques solares”, comentó también el secretario de Energía de Jujuy Mario Pizarro.
Mario Pizarro, secretario de Energía de Jujuy
Y, en exclusiva para Energía Estratégica, esta autoridad local aseguró que también viajarán a visitar Lipán de Moreno para definir la localización exacta de la décima instalación.
“Hoy, viajaremos a Lipán de Moreno donde tenemos previsto construir el nuevo pueblo solar con baterías de litio”.
Repasando el avance del Programa “Pueblos Solares”, además de Lipán de Moreno, cuatro minirredes ya se encuentran operativas y, entre los cinco restantes, los pueblos de Caspalá y Santa Ana inciarán su desarrollo junto a la empresa estatal de electricidad, tal como adelantó el secretario de Energía provincial; en tanto que, en San Juan de Quillaques, El Toro y Catua tendrá participación Nación a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER).
¿Cómo fueron recibidos los resultados de la elección presidencial de Estados Unidos por empresarios mexicanos?
Al sector de las energías renovables nos agrada que haya ganado la elección la fórmula de Joe Biden y Kamala Harris porque vemos que tienen una política muy fuerte enfocada al desarrollo de las energías renovables y el cuidado del medio ambiente.
¿Cómo puede impactar esa política en México?
No queremos que Estados Unidos se entrometa a definir políticas en otros países. Sin embargo, es innegable el liderazgo que tiene este país; y considero que, si plasma en su política iniciativas positivas para la sociedad, respetando la autonomía de los pueblos latinoamericanos, esto puede ser muy provechoso para todos.
Con esa lectura preliminar, si un país como México de manera voluntaria reflexiona que su principal socio comercial tiene nuevas intenciones estratégicas, yo voy a trazar mis políticas y plan de acción en línea con aquel. Para mí, el Plan Biden para la revolución de energía limpia impulsará a los negocios verdes en México.
En el sector energético y medioambiental, ¿qué englobaría esas medidas?
Menciona tanto la revolución de la energía limpia o renovable y la justicia mediambiental. Dentro de ese plan hay muchos objetivos y acuerdos que de alguna manera impactarán a México. Para mí, el Plan Biden para la revolución de la energía limpia impulsará a los negocios verdes en México.
Es importante indicar que es una política interna de Estados Unidos, pero de la cuál muchos países pueden aprender. Como empresarios de este rubro deseamos que esto influya en el trazado de nuevas políticas energéticas en México y en las decisiones del Gobierno para ser impulsores de las energías renovables y el cuidado del medioambiente.
¿Hay nuevos horizontes de negocios para empresas mexicanas de este rubro en Estados Unidos?
Sí. Esto abre las puertas a ese tipo de oportunidades. Qué es el huevo que la competencia con el gigante que es China, en fabricación de equipos de energías renovables – tanto turbinas eólicas como paneles solares- será todo un desafío, pero hay empresas mexicanas que pueden asumirlo mejorando la calidad de sus productos y procesos, ampliar sus certificaciones internacionales y y alguna manera por la cercanía y la vecindad podrían tener oportunidades de exportación.
¿Con qué barreras podrían encontrarse?
Como dije, los fabricantes competirán contra China. Por otro lado, una barrera que sí se podría encontrar en Estados Unidos es el exceso de regulación. No sé si la legislación americana permite que grupos de instaladores puedan exportar sus servicios. Es algo a revisar porque muchos Estados son bastante estrictos con leyes laborales fundamentalmente con mano de obra calificada. Eso hace también a una diferencia de precios que hoy nos dejan como una opción más competitiva.
¿De cuánta diferencia estaríamos hablando?
Hoy, en México tenemos sistemas fotovoltaicos de generación distribuida principalmente (menos de 500 kW) a precios alrededor de USD$1 el watt instalado; en cambio, en Estados Unidos por el exceso de regulaciones este precio puede rondar los USD$3 por watt instalado.
¿Cuáles son los planes de energías renovables que prepara el Gobierno ecuatoriano? ¿En qué consiste la nueva subasta de 200 MW anunciada por el Ministro? ¿Qué desafíos presentan los contratos PPA?
¿Se están pensando medidas para facilitar el financiamiento? ¿Qué tecnologías se estimularán a futuro? ¿Cuántos megavatios por año piensa incorporar Ecuador?
¿Qué rol tendrá el sector privado? ¿Y la generación distribuida? ¿Hay planes para incentivar la movilidad eléctrica? ¿Cómo se podrán financiar los proyectos?
Algunas de las consultas que el ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR), René Ortiz Durán, responderá en su participación en Latam Future Energy VirtualSummit, 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.
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, anunciaron 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.
¿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.
Burford Capital, el fondo especulativo que en 2015 inició un juicio millonario contra YPF y la Argentina por la expropiación de la petrolera en 2012, hizo su primera aparición en la Bolsa de Nueva York el lunes 19 de octubre. Se convirtió así en el primer fondo de financiamiento de litigios que cotiza en Wall Street. No obstante, la salida bursátil podría significarle un paso en falso en el litigio que lleva adelante la jueza del distrito sur de Nueva York, Loretta Preska, sucesora de Thomas Griesa.
Los riesgos de cotizar en bolsa
Según el informe de la consultora Internacional al que accedió Econojournal, basado en documentación que Burford presentó ante la Securities and Exchange Commission (SEC), el propio fondo reconoce que el juicio contra YPF es riesgoso. “El riesgo está presente en la demanda de Petersen (…) es posible que el reclamo se pierda o no produzca una recuperación», aseguró el fondo
El litigio que adquirió Burford a la firma Petersen Energía, de la familia Eskenazi, tiene un protagonismo relevante en el valor de mercado de la acción de la compañía porque es uno de los principales activos que tiene. Con la salida bursátil, la SEC podrían considerar que sus activos están sobrevaluados en relación con el valor reflejado en los libros por los escenarios de riesgos que el mismo fondo admite en sus documentos.
La apuesta original de Burford en esta demanda millonaria fue la de avanzar sobre un juicio corto y con una rápida cobrabilidad. Es el mecanismo que tienen los fondos especulativos que adquieren litigios en países en vías de desarrollo como la Argentina.
Pero esta estrategia se vio seriamente afectada. El juicio se demoró y el escenario mundial cambió radicalmente a partir de este año. Hay mucha incertidumbre sobre lo que realmente pueda suceder en el corto y largo plazo. Por la pandemia, la economía mundial tuvo una caída histórica y las acciones de YPF también perdieron significativamente su valor.
Debilidad relativa
En el primer trimestre de este año Burford dio a conocer que pretendía cobrar un monto que va entre 1.700 y 9.000 millones de dólares. Incluso llegó a vender una parte del juicio a otra firma por 236 millones de dólares. Ahora, el fondo tiene dificultades en mostrar una posición robusta y esto podría volverse en contra en el litigio que tiene contra YPF y la Argentina. Es decir, reconoció riesgos de perder la demanda o de terminar cobrando bastante menos dinero del que pretendía.
El informe destaca que la evaluación de la SEC sobre la empresa podría concluir en que el juicio contra YPF está sobredimensionado. Además, los análisis financieros de los activos de Burford podrían evaluar un alto riesgo sobre el resultado del juicio contra YPF, ya que por debido al impacto de la crisis económica en la compañía petrolera se ve reducida la cobrabilidad por parte del fondo.
Es muy difícil que Burford cobre por el juicio un valor superior a lo que vale hoy la propia YPF, ya que la actual capitalización de mercado de la compañía controlada por el Estado es menor a 2.000 millones de dólares.
Además, una sentencia en contra en los tribunales estadounidense podría incentivar a YPF a concursarse para buscar que el reclamo deba verificarse en el concurso y el eventual cobro se dirima en tribunales argentino.
Los buitres sin límites
Un factor que podría complicar a Burford son las presiones de diversos agentes para intentar ponerle un límite a los fondos especulativos que compran deuda solo con el objetivo de litigar. Esta postura, expresada en la sección 489 de la ley del poder Judicial de Nueva York, se conoce como doctrina Champerty y postula que “… ninguna persona natural o jurídica (…) puede comprar documentos de crédito vencidos (…) con la intención y el propósito de interponer una acción o un proceso judicial con respecto a la misma”. Sin embargo, hubo un antecedente del fondo Elliott contra Perú por bonos en default donde la Cámara de Apelaciones de Nueva York se pronunció en 2004 a favor del primero anulando la aplicación de esa doctrina sobre deuda soberana.
El premio Nobel de Economía Joseph Stiglitz y el ahora ministro de Economía argentino Martín Guzmán escribieron un paper en 2014, cuando Argentina resistía el embate de los fondos buitre, donde advirtieron que «el negocio de los buitres fue habilitado, en parte, por el litigio sobre la llamada doctrina Champerty”. Entonces Stiglitz y Guzmán remarcaron la conveniencia de retomar esa doctrina, pero su reclamo no tuvo éxito.
YPF y el Estado Argentina apelaron nuevamente a esa doctrina durante el juicio, pero esa estrategia fue desestimada en la instancia más alta de los tribunales norteamericanos. Existe hoy cada vez mayor consenso internacional sobre la necesidad de crear un marco legal multilateral para los Procesos de Reestructuración de Deudas Soberanas para evitar o minimizar el accionar de los fondos buitres sobre los países, pero por ahora los fondos parecieran no enfrentar límites.
Por efecto de la caída de la demanda que generó la pandemia y el cierre provisorio de instalaciones de captación de crudo en Tierra del Fuego, la petrolera Roch inició formalmente los trámites en la Justicia para abrir un concurso preventivo de acreedores. La petrolera tiene ahora 30 días para ratificar en sede judicial la apertura de ese proceso para que quede firme.
En un comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores, la compañía señaló que con esta decisión busca “mantener los puestos de trabajo”, “continuar con la producción de sus activos” y “encontrar un acuerdo con los acreedores que pueda ser honrado por la empresa” .
Los problemas para la empresa creada por el empresario Ricardo Chacra comentaron en septiembre de 2019, cuando “la terminal Cruz del Sur operada por YPF en Tierra del Fuego dejo de operar producto de un daño estructural que llevo un año reparar”. Ante esa situación “la empresa fue forzada a exportar su producción por camiones a Chile a un elevado costo de transporte y restringiendo su producción en un 30% por limitaciones en la capacidad de transporte”.
Coletazos de la pandemia
La segunda cuestión que afectó las finanzas de la operadora —una de las pocas petroleras independientes que están presentes en el país— tuvo que ver con el desplome del precio del petróleo y la caída de la demanda, producto de la pandemia. “La empresa perdió por este motivo el 90% de sus ingresos manteniendo solo la producción de gas, también afectada por magros precios, a los efectos de seguir abasteciendo a los clientes en la provincia de Tierra del Fuego y el continente”, afirmaron a EconoJournal allegados a la empresa. En ese momento Roch inició un replanteo de todos los procesos productivos y de mantenimiento, con lo que logró reducir en un 35% los costos operativos.
Roch integra una UTE —participa con cerca del 30% de las acciones— que invirtió en los últimos 15 años más de 270 millones de dólares en Tierra del Fuego. En octubre de 2017 fue noticia tras perforar un pozo surgente en el área Angostura, sobre la formación Tobífera, que registró una producción inicial de 330 m3/día de crudo de tipo liviano. El excelente nivel de producción de ese pozo abrió un horizonte de posibilidades en Tobifera, una formación cuyo potencial aún está subexplorado. La empresa también tiene proyectos exploratorios avanzados al sur de Mendoza.
Frente financiero
En el frente financiero, en marzo la empresa inició un proceso de reestructuración de su deuda basado en tres puntos: a) lograr un plazo de gracia a los efectos de recomponer su caja y balance; b) una extensión del plazo de pago y c) una adecuación de la tasa de interés. No pretendía discutir el capital con sus acreedores.
La empresa avanzó durante los últimos seis meses sobre la base de esos tres objetivos. Y en septiembre, la renegociación de la deuda estaba casi cerrada. De hecho, el acuerdo definitivo se iba a firmar en octubre. Pero desafortunadamente, una nueva complejidad operativa afectó la negociación.
Hacia fines de septiembre de este año, con la reparación de la terminal Cruz del Sur ya completada, la petrolera observó una marcada caída de presión en uno de sus yacimientos en cuenca Austral, especialmente en uno de sus tres pozos productores.
Las razones de esta pérdida de producción se están investigando como también las posibles medidas de remediación, pero está perdida de producción sin dudas agravará aún más las finanzas de la empresa. De ahí la decisión de iniciar un concurso de acreedores.
El Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó hoy el yacimiento de YPF Rincón del Mangrullo, en la formación Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas.
En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano Vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia del ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.
Martínez afirmó durante la visita que “es un orgullo que YPF, nuestra empresa de bandera, tome la iniciativa de comenzar a perforar ya, en respuesta a la propuesta de plan de estímulo. Hay una decisión clara del directorio de YPF de participar activamente en este plan. Y la intención del gobierno nacional es que YPF vuelva a recuperar el mayor nivel de protagonismo posible”.“Con este plan estamos generando confianza, que es la base para la inversión y el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Fue un gran acierto del Presidente dar previsibilidad en un momento en que en el mundo se vivía incertidumbre. Hoy podemos ver con orgullo este paso que sin dudas será el primero de muchos nuevos pozos de YPF y del resto de las operadoras”, agregó el Secretario.
Además, Martínez destacó que en materia de producción de petróleo “YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta. Se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas. En el yacimiento Bandurria Sur”.
A su turno, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, sostuvo que “la decisión del Presidente y de Darío (Martínez) de avanzar rápidamente en un plan de estímulo a la producción de gas nos va a permitir a Neuquén poner en valor los recursos, con todo lo que ellos conlleva: el trabajo de los neuquinos, de las empresas neuquinas, y poder generar la energía que el país necesita”.
Por su parte, Pablo Iuliano expresó que “estamos muy contentos y agradecidos por la presencia del Secretario Darío Martínez y del ministro de la provincia en el Rincón del Mangrullo, el lugar donde vamos a comenzar nuestro desarrollo de gas”. Al finalizar la recorrida, el Secretario sostuvo que “todo el sector acompaña, la industria vuelve a creer y generamos esa sinergia entre todos los actores: los trabajadores en los equipos, las pymes aportando su emprendedurismo, las productoras transformando la inversión en producción y el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía coordinando este trabajo en función del mandato muy claro que nos dio el Presidente”.
Rincón del Mangrullo es un bloque donde YPF realizó dos desarrollos no convencionales, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas podrá duplicar su producción actual, para alcanzar los 5 millones de m3 diarios en el invierno que viene.
En lo que queda de este año y 2021 se perforarán 24 pozos en este bloque, algo más de la mitad del total que YPF planea perforar en ese período. Sólo el desarrollo de Rincón del Mangrullo generará un total de 600 puestos de trabajo en total vinculados al proceso de construcción de pozos, perforación, fractura y puesta en producción. La visita también incluyó la recorrida por la unidad de separación 2, una planta moderna que procesará el gas para dejarlo en condiciones para su tratamiento final.
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, visitó hoy el yacimiento Rincón del Mangrullo de YPF, en la formación Vaca Muerta, donde comenzaron las actividades de perforación en el marco de las inversiones de la empresa a partir del anuncio del nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas.
En la recorrida ofició de anfitrión Pablo Iuliano vicepresidente Upstream No Convencional en YPF SA, y contó con la presencia del ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.
Martínez afirmó durante la visita que “es un orgullo que YPF, nuestra empresa de bandera, tome la iniciativa de comenzar a perforar ya, en respuesta a la propuesta de plan de estímulo. Hay una decisión clara del directorio de YPF de participar activamente en este plan. Y la intención del gobierno nacional es que YPF vuelva a recuperar el mayor nivel de protagonismo posible”.
“Con este plan estamos generando confianza, que es la base para la inversión y el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Fue un gran acierto del presidente dar previsibilidad en un momento en que en el mundo se vivía incertidumbre. Hoy podemos ver con orgullo este paso que sin dudas será el primero de muchos nuevos pozos de YPF y del resto de las operadoras”, agregó el secretario.
Además, Martínez destacó que en materia de producción de petróleo «YPF acaba de completar sus cuatro pozos más largos en Vaca Muerta. Se trata de perforaciones con ramas horizontales que van entre los 3.200 y 3.800 metros que se pondrán en producción las próximas semanas. En el yacimiento Bandurria Sur».
A su turno, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, sostuvo que “la decisión del presidente y de Darío (Martínez) de avanzar rápidamente en un plan de estímulo a la producción de gas nos va a permitir a Neuquén poner en valor los recursos, con todo lo que ello conlleva: el trabajo de los neuquinos, de las empresas neuquinas, y poder generar la energía que el país necesita”.
Por su parte, Pablo Iuliano expresó que “estamos muy contentos y agradecidos por la presencia del secretario Darío Martínez y del ministro de la provincia en el Rincón del Mangrullo, el lugar donde vamos a comenzar nuestro desarrollo de gas”.
Al finalizar la recorrida, sostuvo que “todo el sector acompaña, la industria vuelve a creer y generamos esa sinergia entre todos los actores: los trabajadores en los equipos, las pymes aportando su emprendedurismo, las productoras transformando la inversión en producción y el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía coordinando este trabajo en función del mandato muy claro que nos dio el presidente”.
Rincón del Mangrullo es un bloque donde YPF realizó dos desarrollos no convencionales, uno de tight gas en la formación Mulichinco y otro de shale gas en Vaca Muerta. Se trata de un yacimiento que no tenía actividad de perforación desde febrero del año pasado y que gracias al nuevo Plan de Estímulo a la Producción de Gas podrá duplicar su producción actual, para alcanzar los 5 millones de m3 diarios en el invierno que viene.
En lo que queda de este año y 2021 se perforarán 24 pozos en este bloque, algo más de la mitad del total que YPF planea perforar en ese período. Sólo el desarrollo de Rincón del Mangrullo generará un total de 600 puestos de trabajo en total vinculados al proceso de construcción de pozos, perforación, fractura y puesta en producción.
La visita también incluyó la recorrida por la unidad de separación 2, una planta moderna que procesará el gas para dejarlo en condiciones para su tratamiento final.
La estatal chilena Codelco, el productor de cobre número uno del mundo, seguirá adelante con los planes para explorar en busca de litio en el salar de Maricunga, el segundo más grande del país en términos de reservas, luego de recibir la aprobación de los reguladores ambientales locales . La campaña de exploración, aprobada por los 10 miembros de la Comisión de Evaluación Ambiental de Atacama, donde se ubica Maricunga, comenzaría en abril de 2021, dijo Codelco.
El gigante del cobre planea pasar entre seis y 10 meses en el campo para determinar las concentraciones del metal de la batería en el área de 145 kilómetros cuadrados (90 millas cuadradas), estimar el tamaño del recurso e identificar los próximos pasos necesarios, dijo .
“Dependiendo de los resultados, específicamente de las concentraciones de litio disuelto en las salmueras de dichas propiedades mineras, Codelco definirá si es ambiental y económicamente viable pasar a las próximas etapas del proyecto”, dijo la empresa en un comunicado. Durante años la minera intentó sin éxito ingresar en el negocio del litio, ya que los planes para revisar sus antiguas minas de cobre tenían prioridad.
¿Recuperando terreno?
Chile posee algunas de las mayores reservas de litio del mundo, un ingrediente clave en baterías para vehículos eléctricos y dispositivos de alta tecnología. Pero la producción de la nación apenas se ha movido en los últimos años, ya que las restricciones constitucionales que reservan la producción de litio para el estado han empujado a los inversores a desarrollar minas en Argentina y Australia.
Bajo una nueva política de litio publicada en 2016, el gobierno chileno planea impulsar la producción de litio al ordenar a sus empresas mineras estatales que desarrollen sus reclamos sobre los salares en el árido norte del país.
En 2018, Codelco obtuvo permisos especiales para todo el Salar de Maricunga y el año pasado inició conversaciones con la privada Minera Salar Blanco para formar una empresa conjunta para los reclamos mineros de ambas empresas de la zona.
El salar de Maricunga es mucho más pequeño que el vasto Salar de Atacama (menos del 5% del tamaño de Atacama), donde dominan los principales productores de litio.
SQM, la segunda minera de litio más grande del mundo, también tiene participaciones en Maricunga .
El flamante presidente de Bolivia, Luis Arce, deberá encontrar soluciones a la producción de hidrocarburos de su país, que atraviesa la peor situación desde que se llevó a cabo la nacionalización de los yacimientos, en 2006. Así lo revela un informe realizado por el Ministerio de Hidrocarburos.
“No hay reposición de reservas, la producción de los campos está en descenso constante, hay una baja carga de crudo en refinerías, alta capacidad ociosa en las plantas y una ubicación lejana de los mercados actuales de consumo,”, señala la Agenda de Reactivación Hidrocarburífera, que fue realizada por el Ministerio de Hidrocarburos e instituciones del sector.
El nivel de producción de gas natural registró un descenso desde 2014, cuando hubo un pico de 63,09 millones de metros cúbicos día (MMmcd) hasta llegar a 45,2 MMmcd en 2019.
Por ejemplo, en la planta GNL se observa que la capacidad utilizada es muy baja porque llega al 10%, es decir que desde que iniciaron sus operaciones, en julio de 2016, hasta diciembre de 2019, sólo se han producido un total de 20.369 toneladas métricas, cuando tiene una producción nominal por año de 75.600 toneladas.
En el caso de las operaciones de la planta de amoniaco y úrea, iniciadas en octubre de 2017, tuvo una producción acumulada de 642.653 toneladas métricas hasta 2019. Hoy está paralizada, pero tiene una capacidad de producción de 1.200 toneladas día de amoniaco y 2.100 toneladas por día de úrea. Se la construyó con una inversión de casi 960 millones de dólares.
También la agenda identifica que el régimen fiscal y contractual para las empresas inversoras no es atractivo. Se tienen plazos y procedimientos burocráticos para las actividades, falta de incentivos a la producción, altos costos operativos y baja rentabilidad de los campos.
Otra de las deficiencias señaladas es que la actividad de la exploración es a cuenta y riesgo de la empresa; la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el ente regulador, no tiene las competencias definidas para regular y fiscalizar la cadena del sector.
“En conclusión, se puede afirmar que no ha existido suficiente actividad exploratoria en el país, que garantice la reposición de reservas, debido a que las reservas probadas de gas natural e hidrocarburos líquidos no han aumentado, lo que ha originado la paralización de proyectos”, según la agenda.
Royal Dutch Shell Plc comenzará a cerrar su refinería Convent en el sur de Louisiana a mediados de mes, mientras continúa buscando un comprador para la planta. Con la demanda global y las ganancias afectadas por la propagación de Covid-19, el cierre de Convent, que tiene alrededor de 675 empleados, es parte de la estrategia más amplia de Shell para reducir su cartera a 14 a 6 instalaciones para 2025.
Según Reuters, la refinería es la más grande de su tipo en los EE. UU. y la primera que se cierra en la costa del Golfo de México, como consecuencia de la crisis de demanda de combustible que generó la pandemia del Covid-19. La refinería Shell Convent está ubicada junto al río Mississippi, entre Baton Rouge y Nueva Orleans. Está diseñada para procesar alrededor de 240.000 barriles por día (bpd) de petróleo crudo, produciendo productos petrolíferos convencionales y azufre de grado de refinería.
En una declaración enviada por correo electrónico, el portavoz de Shell, Curtis Smith, dijo: «Después de analizar todos los aspectos de nuestro negocio, incluido el desempeño financiero, tomamos la difícil decisión de cerrar el sitio». Una vez que se complete el cierre, Shell continuará sus esfuerzos para tratar de vender la refinería, dijo la compañía.
La compañía también reveló sus planes de cerrar instalaciones que no puede vender. Jessica Uhl, directora financiera de Shell, declaró: “Reconocemos que este momento del mercado no es bueno en términos de desinversión de activos. Si no es posible, consideraremos cerrar. En última instancia, esa es la última opción que nos gustaría tomar».
La refinería se une a otras ocho plantas de América del Norte que están apuntadas para un cierre o permanecer inactivas.
La compañía petrolera nacional de Colombia Ecopetrol registró una sólida ganancia en el tercer trimestre de 2020 con una utilidad neta de alrededor de uS$ 222 millones. Esto representó una mejora notable sobre las ganancias de uS$ 6.5 millones reportadas para el trimestre anterior, aunque fue significativamente menor a la registrada en 2019. La suba estuvo vinculada con el alza del 27% del precio del barril del crudo que vendió Ecopetrol.
Estos mejores resultados son un buen augurio para la industria petrolera de Colombia, siendo la petrolera nacional Ecopetrol la responsable de más del 90% de la producción del país. A fines de julio, la compañía había anunciado que estaba corrigiendo parcialmente su presupuesto de 2020 para gastos de capital, en respuesta a los precios del petróleo más firmes, luego de que en mayo llevara adelante un drástico recorte.
Pero no solo Ecopetrol reportó mejores resultados trimestrales. Frontera Energy, el mayor productor privado de petróleo en Colombia, informó que la producción del tercer trimestre se expandió un poco más del 1%, con respecto al trimestre anterior. La compañía estima que en el cuarto cuatrimestre la producción de crudo será aún mayor, ya que en los últimos meses volvió a poner en funcionamiento la mayoría de sus campos.
Parex Resources, el tercer mayor productor de petróleo de Colombia, también obtuvo resultados positivos en el tercer trimestre del año. Reportó un crecimiento del 8% con respecto al trimestre anterior a un promedio diario de 44.305 barriles de crudo. os ingresos netos se dispararon en un impresionante 43% en comparación trimestral.
Pero no todo fueron buenas noticias para la industria petrolera de Colombia. Gran Tierra Energy, el cuarto productor del país, reportó una disminución trimestral del 6% , a un promedio de 18,944 barriles diarios. Esta disminución es principalmente el resultado de bloqueos de agricultores locales en el departamento sureño de Putumayo que obligaron a Gran Tierra a suspender la producción en algunos pozos. La compañía anunció que los bloqueos ya se han levantado, lo que presagia un repunte en el volumen de petróleo crudo bombeado durante el resto de 2020.
La casi segura victoria de Joe Biden en las elecciones presidenciales de EEUU podría tener un impacto significativo no solo en la industria petrolera estadounidense sino también en el suministro mundial de crudo el año que viene. Los detalles, en esta nota. La segunda ola de coronavirus que está afectando fuertemente a Europa y EEUU trajo como consecuencia una baja de la demanda de petróleo, la casi segura victoria de Joe Biden en las elecciones presidenciales de EEUU podría tener un impacto significativo no solo en la industria petrolera estadounidense sino también en el suministro mundial de crudo el año que […]
La petrolera de la provincia de Neuquén mejoró sus volúmenes gracias a los desarrollos de sus socios. Frenaron la oferta de tierras y en el año sumaron una sola concesión. En el año del impacto brutal que aún está causando la pandemia de coronavirus en la industria energética a nivel global, la petrolera del estado neuquino, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), logró incrementar la cantidad de producción que maneja gracias al avance de los desarrollos de sus principales socios en Vaca Muerta. La petrolera provincial tiene de momento una producción propia aunque no operada de más de 2.250 barriles de petróleo por día […]
Publicarían el decreto en las próximas horas. Y la subasta para distribuidoras y Cammesa se realizará a mediados de noviembre. El Gobierno no tiene definido aún el traslado de los costos a las tarifas La Secretaría de Energía empezó a encarar el último tramo para la reglamentación del Plan Gas, que fue anunciado dos veces este año (una en agosto y otra en octubre), pero que todavía no fue oficializado. El decreto y el anexo, documentos a los que pudo acceder El Cronista, ya están listos, y falta nomás la autorización del presidente, Alberto Fernández. No se descarta que la reglamentación sea […]
El gobierno nacional agregó un artículo para garantizar el acceso a divisas y extendió la duración del plan que es clave para la producción de Vaca Muerta. El gobierno nacional inició el proceso de firma del decreto del Plan Gas.Ar, el nuevo esquema de precios para la producción en Argentina. Se espera que la normativa entre en vigencia en el primer tramo de la semana próxima. El texto del decreto de necesidad y urgencia al que accedió +e, declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de Argentina la promoción de la producción del gas natural en el país. Establece un plazo de vigencia de cuatro años […]
El gobierno autorizó a las empresas no estatales podrán importar hasta un 20% más de crudo al exterior. Antes del 31 de diciembre se podrán hacer los primeros encargos. El mayor importador de hidrocarburos del mundo, China, autorizó a las empresas privadas que operan en ese país a importar hasta un 20% más de petróleo para el próximo año. El aumento equivale a unos 823.000 barriles de petróleo diarios. En un contexto de fuerte caída en la demanda y señales de creciente aumento en la oferta de petróleo en todo el mundo, la nueva decisión del país asiático llevó tranquilidad a los principales […]
El secretario de Energía quiere mostrar obras para amortiguar el costo político del ajuste de tarifas que se viene. Deudas por inversiones. Mientras aguarda la formalización del decreto que pondrá en marcha la nueva versión el Plan Gas, el secretario de Energía, Darío Martínez, tiene en las gateras la implementación de una suerte de “plan canje” que apunta a cambiar el pago de deudas a Edesur y Edesur por la realización de obras prioritarias en los barrios del conurbano bonnaerense donde las redes de distribución se encuentran en estado crítico. El nuevo programa, denominado “Plan Integral de Consolidación Eléctrica del AMBA”, saldría a la luz en los […]
La intendencia de Rincón de los Sauces, al norte de la provincia de Neuquén, comenzó a exigirle una licencia comercial a todas las empresas de servicios que circulen por su localidad. Es decir, no solo a las compañías que prestan servicio en esa jurisdicción sino también a las que solo transitan por allí para dirigirse hacia otro punto esa provincia o de otra. A quienes no tienen la habilitación les secuestran el vehículo y las herramientas que transportan.
El viernes pasado, empleados de una firma de servicios que volvían de prestar un servicio en un campo de Mendoza, fueron detenidos en la ruta provincial Nº 5 de Rincón de los Sauces por inspectores locales y como no tenían la habilitación, que se tramita en una dirección del municipio, les quitaron el auto y todas las herramientas de trabajo, que hasta este lunes no habían logrado recuperar.
Los inspectores destacan en el acta que se procedió al secuestro del vehículo porque sus tripulantes no tenían la “licencia comercial” y hacen referencia a la resolución 1300/2011, que es el Código de Faltas sancionado por la municipalidad.
La intendenta de Rincón de los Sauces es Norma Sepúlveda, una militante del Movimiento Popular Neuquino, que responde a las órdenes de Marcelo Rucci, ex intendente de la localidad y secretario administrativo del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa. El gremio es conducido por Guillermo Pereyra, pero Rucci es uno de los principales candidatos a sucederlo en las elecciones de marzo del año próximo.
Marcelo Rucci y detrás Guillermo Pereyra.
Al secuestrar los vehículos, la municipalidad busca forzar la inscripción al registro para tener un listado preciso de todas las compañías de servicio que operan o transitan por el norte de Neuquén.
Para la intendencia de Rincón de los Sauces esa información tiene una utilidad relativa, pero fuentes del sector aseguraron a EconoJournal que a quien sí le sirve es al sindicato petrolero que busca tener un mapeo preciso de todas las empresas para poder afiliar a los trabajadores de las mismas. Sin embargo, advirtieron desde una de las compañías, lo que resulta inédito es que se ponga a la municipalidad al servicio de ese objetivo con una medida que limita la libertad de circulación.
Pereyra, Rucci y el gobernador Omar Gutiérrez junto a la intendenta de Rincón de los Sauces, Norma Sepúlveda.
El dato corresponde al reporte de 2019. Además, las reservas provenientes del tight gas que se explota en la cuenca Austral se incrementaron un 9% en relación al año anterior. Según el reporte de reservas correspondientes al año 2019, elaborado por la Secretaría de Energía de la Nación, la participación de las existencias comprobadas de gas provenientes de áreas no convencionales de la provincia de Santa Cruz se elevó al 22,4% sobre el total del stock, que incluye convencionales y NOC, lo que significa un incremento de dos puntos porcentuales en relación al año 2018. Las reservas comprobadas de la provincia de Santa […]
Los proyectos más relevantes de un conjunto de 30 obras son la ampliación del sistema de transporte de gas, la ampliación del Gasoducto NEA y la construcción de la Central Térmica Manuel Belgrano II. Se descuenta que el Estado no tendrá los fondos para solventar todos los emprendimientos. Mientras el bloque oficialista en el Senado de la Nación agiliza los tiempos para que el Presupuesto 2021 se vote la próxima semana en el recinto, el gobierno incluyó en la última revisión una serie de proyectos energéticos en el capítulo que detalla el Programa de Obra Pública que va a ser financiado con […]
Empresarios solicitan frenar el ingreso de bienes de capital usados y proponen la implementación de beneficios o pisos de integración. El Gobierno publicará en las próximas horas el decreto que pondrá en marcha el Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino. Como estímulo, se prevé en el proyecto de presupuesto una inversión de u$s200 millones sólo durante 2021. Se espera entonces una reactivación que también podría impactar en las industrias que lo proveen. Los empresarios metalúrgicos piden que los fabricantes nacionales sean contemplados dentro del marco regulatorio. Solicitan frenar el ingreso de bienes de capital usados y proponen la implementación de beneficios […]
Entre agosto y octubre las petroleras enviaron 45 solicitudes de exportación de crudo. Septiembre fue el mes más cargado y concentró el 53% del volumen. Una constante durante el 2020 fue la acumulación de pedidos de exportación de crudo en la secretaría de Energía por parte de las petroleras y refinadoras y, a pesar de la leve recuperación del mercado interno, los pedidos no aflojaron en los últimos tres meses. Entre agosto y octubre se realizaron solicitudes para exportar casi 14 millones de barriles. Antes de que la pandemia y la cuarentena impacten de lleno en la industria petrolera local, el petróleo de tipo […]
El gobierno del estado australiano de Nueva Gales del Sur presentó este lunes una inversión de unos 32.000 millones AUD (23.300 millones USD o 19.602 millones EUR) destinados a un plan de infraestructura eléctrica, con énfasis en los proyectos de energía renovable. En el Plan de Infraestructura Eléctrica de Nueva Gales del Sur, el estado más poblado de Australia, busca impulsar la construcción de plantas solares, eólicas e hidráulicas con capacidad de 12 gigavatios y 2 de almacenamiento, así como incrementar su generación de energía renovable de un 16 a un 60 por ciento para 2030. El gobierno regional también […]
La reciente baja de la cotización internacional disparó los reclamos de las provincias por reeditar el precio sostén. La nueva iniciativa contempla un valor piso que evite un nuevo freno en la actividad atado al precio de los surtidores. Las segundas olas de coronavirus que están teniendo lugar en Europa dispararon una señal de alerta en la industria global de los hidrocarburos y los mercados reaccionaron con una baja en la cotización del petróleo. Estos movimientos encendieron la mecha de un reclamo local en el que por ahora son los gobiernos provinciales los que están pidiendo la reedición del barril criollo pero con […]
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Desde el sector de estaciones de servicio de Corrientes expresaron el beneplácito por anuncios de reactivación del Gasoducto del NEA, un sector que desde hace más de 20 años aguardaban una política del Estado nacional que les permita el desarrollo de la industria del GNC en las provincias de Corrientes, Chaco, Misiones y Formosa. Como ya fuera dado a conocer la semana pasada, el Directorio de la empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (IEASA) -ex Enarsa-, tomó la decisión de levantar la suspensión de obra que recaía sobre el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA). El conducto de transporte de gas […]
Según datos del INDEC, creció un 4,3 por ciento en septiembre (desestacionalizado). A su vez, el Gobierno sigue apostando a la agenda exportadora. El Presupuesto 2021 camino a ser ley. Según los últimos datos del Indec correspondientes al sector industrial, en septiembre se registró un incremento en 10 de las 16 divisiones de la industria manufacturera. En el promedio general, la suba fue del 4,3 por ciento interanual (desestacionalizado). Si se toma el dato con estacionalidad, el crecimiento del 3,4 por ciento. La primera suba en todo el año. El dato es auspicioso ya que da cuenta de la senda de recuperación de […]
La reposición de reservas de hidrocarburos en Bolivia apunta a los proyectos de exploración en los campos Sapotindi x1, Ñancahuazú x1 y Boicobo Sur x1, anunció el viceministro de Industrialización, Comercialización y Transporte de Hidrocarburos, Antonio Pino. “Bolivia tiene tres grandes proyectos exploratorios muy esperanzadores para la reposición de reservas de hidrocarburos, pero dependerá de los niveles de inversión”, precisó. Señaló que, en este sentido, el diagnóstico integral sobre el sector hidrocarburífero, planteado en la Agenda de Reactivación recomienda al Gobierno electo priorizar la inversión en exploración, complementando con incentivos. “Creemos muy necesario generar incentivos para que empresas transnacionales y […]
La compañía de origen chino, que cuenta con 4 modelos de motos eléctricas en el mercado local, llega a nuestro país con una propuesta para los “dueños” de las redes. El objetivo de la empresa es combinar innovación tecnológica constante con el diseño de motos. Veamos. La compañía, con más de 10 años en el mercado internacional, promotora de una nueva experiencia de traslado junto al desarrollo sustentable del medio ambiente, llega al país con iTANK EV3i 70. Este nuevo modelo de Doohan cuenta con doble rueda delantera y posee el primer sistema a nivel mundial de suspensión por cada rueda lateral. […]
Joe Biden prometió una serie de medidas y normativas para acelerar la transición energética hacia fuentes limpias que, tarde o temprano, impactarán de lleno en el desarrollo global y de Latinoamérica en particular.
Con estas señales de Estados Unidos, la agenda de los organismos de crédito internacionales y de los fondos de inversión, agilizará su paso hacia las tecnologías cero emisiones, abriendo nuevas oportunidades para países de la región.
El financiamiento, que ya venía girando hacia los sectores verdes, sufrirá mayores presiones e incertidumbre para volcarse hacia los hidrocarburos. El impuesto verde, por caso, colabora en esta dirección.
Más allá de los 40 mil millones de dólares por año que Biden promete para el sector, el efecto contagio empuja a multiplicar esa cifra también miras al sur. ¿Qué pasará con el fracking? El litio, pieza fundamental para el desarrollo de las renovables, cobrará un rol más protagónico del que se esperaba.
El discurso hegemónico vuelve a darle lugar al cambio climático y eso genera acciones concretas por parte de los Gobiernos y decisores políticos. Los tres centros de poder más potentes del mundo, vuelven a estar alineados a favor de las renovables, cada uno en su medida: Estados Unidos, China y Europa. Son pocos ya los que niegan la transición.
«La primera cosa que haré será volver al Acuerdo de París», prometió Biden durante su primer debate contra Donald Trump. Ahora sí la COP26 va a tomar un rol vital en las negociaciones mundiales.
La pandemia del covid19, ubicando a la salud en el centro de la escena, quizás sea un granito de arena para profundizar estas políticas.
Para tener en cuenta, un embate que pueden dar los republicanos a las leyes que busca aprobar el nuevo Gobierno de Biden se encuentra en la Cámara Alta, aún dominada por conservadores.
En cuánto a las medidas, cabe recordar que, en campaña, Biden mostró un ambicioso plan de dos billones de dólares contra el cambio climático.
Habló de una «revolución de energía limpia» que busca una economía de cero emisiones como máximo para 2050.
Energía Estratégica comparte los 9 puntos centrales que prometió el ahora presidente electo, descritos en su plataforma electoral.
1) Tomar medidas ejecutivas en el día 1 para no sólo revertir todo el daño que Trump ha hecho, sino ir más lejos y más rápido. El día 1 de la Administración Biden va a estar muy ocupado! Para avanzar inmediatamente en su agenda climática, Biden tomará medidas que incluyen exigir límites agresivos de contaminación por metano para las operaciones nuevas y existentes de petróleo y gas; desarrollar nuevas y rigurosas normas de economía de combustible destinadas a garantizar que el 100% de las ventas nuevas de vehículos de servicio liviano y mediano serán de cero emisiones y mejoras anuales para los vehículos de servicio pesado; proteger los tesoros naturales de Estados Unidos mediante la protección permanente del Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico y otras áreas afectadas por el ataque del presidente Trump a tierras y aguas federales; y prohibir el arrendamiento de petróleo y gas nuevos en tierras y aguas públicas.
2) Trabajar con el Congreso para promulgar en 2021, el primer año de mandato del Presidente Biden, una legislación que, al final de su primer mandato, nos ponga en una senda irreversible para lograr que las emisiones netas de toda la economía sean cero a más tardar en 2050. La legislación debe exigir que los contaminadores asuman el costo total de la contaminación de carbono que están emitiendo.
3) Reunir al mundo para una acción urgente y adicional. Sabemos que no podemos resolver esta emergencia por nuestra cuenta: los Estados Unidos son responsables de sólo el 15% de las emisiones mundiales. El día 1, Biden se unirá al Acuerdo Climático de París. Pero debemos ir más allá. En sus primeros 100 días en el cargo, Biden convocará una cumbre mundial sobre el clima para hacer participar directamente a los líderes de las principales naciones emisoras de gases de efecto invernadero del mundo para persuadirlos de que se unan a los Estados Unidos para hacer promesas nacionales más ambiciosas, más allá de los compromisos que ya han asumido. Biden no permitirá que otras naciones, incluida China, jueguen con el sistema convirtiéndose en economías de destino para los contaminadores, socavando nuestros esfuerzos climáticos y explotando a los trabajadores y empresas estadounidenses.
4) Hacer una inversión histórica en energía limpia e innovación. Biden invertirá 400.000 millones de dólares en diez años, como parte de una amplia movilización de inversión pública, en energía limpia e innovación. Esa inversión es el doble de la inversión del programa Apolo que puso a un hombre en la luna, en dólares de hoy. También establecerá ARPA-C, una nueva agencia de investigación centrada en la aceleración de las tecnologías climáticas.
5) Acelerar el despliegue de tecnología limpia en toda nuestra economía. Crear la mejor y más innovadora tecnología limpia del mundo no es suficiente. También necesitamos asegurarnos de que sea utilizada por los hogares y la industria para lograr una reducción agresiva de las emisiones. Biden fijará el objetivo de reducir la huella de carbono del parque de edificios de los Estados Unidos en un 50% para el año 2035, creando incentivos para una profunda modernización que combine la electrificación de los electrodomésticos, la eficiencia y la generación de energía limpia in situ. Trabajará con los gobernadores y alcaldes de nuestra nación para apoyar el despliegue de más de 500.000 nuevos puntos de carga pública para finales de 2030. Y, Biden se asegurará de que nuestro sector agrícola sea el primero en el mundo en alcanzar las emisiones netas cero, y que nuestros agricultores obtengan ingresos a medida que cumplamos este hito.
6) Hacer de la justicia ambiental una prioridad en todas las agencias federales. Todo el mundo ya está sintiendo los efectos del cambio climático. Pero los impactos del cambio climático (y la inacción sobre el cambio climático) – sobre la salud, la economía y la calidad de vida en general – son mucho más agudos en las comunidades de color, las tierras tribales y las comunidades de bajos ingresos. La pandemia de coronavirus, que según los primeros datos está vinculada a la contaminación atmosférica que afecta de forma desproporcionada a las comunidades de color y a las de bajos ingresos, está arrojando nueva luz sobre esta realidad. Biden hará que sea una prioridad para todas las agencias federales – y las hará responsables de los resultados – comprometerse en enfoques dirigidos a la comunidad para desarrollar soluciones para las injusticias ambientales que afectan a las comunidades de color, las comunidades de bajos ingresos y las comunidades indígenas.
7) Hacer responsables a los contaminadores. El día 1, Biden exigirá a las empresas públicas que revelen los riesgos financieros relacionados con el clima y las emisiones de gases de efecto invernadero en sus operaciones y cadenas de suministro. En su primer año, trabajará para promulgar la legislación que requiere que los contaminadores asuman el costo total de su contaminación climática. Pero eso no es todo: Biden ordenará a su Agencia de Protección Ambiental y al Departamento de Justicia que sigan estos casos hasta el máximo permitido por la ley y, cuando sea necesario, buscarán legislación adicional para hacer responsables personalmente a los ejecutivos de las empresas, incluyendo la cárcel cuando sea necesario. Permitir que las empresas sigan contaminando -afectando a la salud y la seguridad tanto de sus trabajadores como de las comunidades circundantes- sin consecuencias perpetúa un atroz abuso de poder. Estas compañías deben ser responsables ante el pueblo americano, las comunidades donde operan y los trabajadores que emplean.
8) Crear 10 millones de empleos bien remunerados, de clase media y sindicalizados. Cada dólar federal gastado en la reconstrucción de nuestra infraestructura durante la Administración Biden se utilizará para prevenir, reducir y soportar los impactos de esta crisis climática. Los trabajadores americanos deben construir la infraestructura americana y fabricar todos los materiales que entran en ella, y todos estos trabajadores deben tener la opción de unirse a un sindicato y negociar colectivamente. Biden se asegurará de que su legislación sobre infraestructura incorpore disposiciones laborales para que las inversiones federales creen millones de empleos de clase media, beneficiando a los trabajadores de todas las industrias.
9) Cumplir nuestra obligación con las comunidades y trabajadores que han arriesgado sus vidas para producir los combustibles fósiles que hicieron posible que Estados Unidos ganara las guerras mundiales y se convirtiera en una potencia industrial. Biden estará al lado de las comunidades y los trabajadores afectados por el cambiante mercado de la energía, incluyendo el aumento de los pagos de las compañías de carbón al programa de beneficios de pulmón negro, la reforma del sistema de beneficios de pulmón negro para que ya no esté amañado a favor de las compañías de carbón que pueden contratar abogados y médicos para garantizar que se nieguen los beneficios de los mineros, la ampliación de los esfuerzos para ayudar a los mineros a detectar antes los casos de pulmón negro y acceder a la atención médica, y la aplicación de reglamentos para reducir los casos de pulmón negro en primer lugar. Biden también establecerá un grupo de trabajo para ayudar a estas comunidades a acceder a las inversiones federales y aprovechar las inversiones del sector privado para ayudar a crear trabajos sindicales de alta remuneración basados en los activos únicos de cada comunidad, asociarse con sindicatos y colegios comunitarios para crear oportunidades de capacitación para estos nuevos trabajos, reparar la infraestructura, mantener a los empleados públicos como bomberos y maestros en la nómina, y mantener abiertos los hospitales locales.
Traducción realizada con la versión gratuita del traductor www.DeepL.com/Translator
En el modelo brasileño, las licitaciones de energía de fuente renovable son coordinadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL)- bajo las directrices del Ministerio de Minas y Energía (MME).
El nuevo esquema que preparan las autoridades apunta a reforzar la automatización, seguridad y comunicación directa entre la ANEEL, agentes y otras instituciones involucradas.
La licitaciónprevista se realizará el 4 de diciembre y será abierta a competencia entre distintas fuentes por dos años de suministro (1 enero 2021 y 31 diciembre 2022).
ANEEL informa que el precio inicial será de R $ 160 por MWh, es decir, aproximadamente 30 dólares por MWh.
Cabe explicar que las licitaciones de energía nueva son las que contratan nueva capacidad para hacer frente a la creciente demanda energética indicada por las distribuidoras y se diferencian de las denominadas licitaciones de “energías de reserva” que son contratadas por el Ministerio de Minas y Energía-MME a efectos de contar con energía complementaria para aumentar los márgenes de reserva del sistema.
Ambas se llevan a cabo por medio de plataformas electrónicas donde, inicialmente, se registran los oferentes que son precalificados. La subasta se realiza por internet en tiempo real en base a la demanda informada por las distribuidoras.
Hay un precio base que va disminuyendo en las distintas rondas. Este proceso, denominado “subasta de reloj descendente” termina cuando se logra un equilibrio entre la oferta y la demanda.
¿Cómo avanza la conformación de la Asociación Mexicana del Hidrógeno?
Muy bien. Ya iniciamos actividades. Y los registros están en proceso para hacerla formal.
¿Con qué perfil de empresario estuvo conversando para desarrollar esta tecnología?
He platicado con muchas personas físicas y empresas con distintos tipos de desarrollo de negocios, tanto a nivel nacional como global.
¿Como cuáles?
Entre ellas, algunas empresas ha propulsado trenes con hidrógeno en Europa y sería muy valioso adaptar ese tipo de casos de éxito a nuestro país. Por ejemplo, Siemens está muy interesada en trabajar esta tecnología en México.
¿Qué áreas esperan cubrir con el hidrógeno?
Esta tecnología es muy transversal. Por ahora, estamos analizando su aprovechamiento principalmente en: la generación de electricidad, movilidad y almacenamiento.
¿Han analizado iniciar una industria de hidrógeno verde en México?
Sí. Hay empresas que traen proyectos de producción de hidrógeno derivado de fuentes renovables, visto que México tiene un enorme potencial eólico y solar.
¿Qué experiencias de otros países les sirven de antecedente?
Chile es un gran ejemplo en la región. He platicado con Hans Kulenkampff, el presidente de la Asociación Chilena de Hidrógeno, acerca de los horizontes de negocios con esta tecnología. Inclusive me ha compartido la «estrategia nacional de hidrógeno verde de Chile» para que analicemos sus objetivos a largo plazo y podamos empezar a planear una estrategia del hidrógeno en México.
Chile junto a otros países como Australia, Alemania y Japón, se perfilan como líderes en esta tecnología, ¿México podría acompañarlos en los próximos 5 años?
Sin lugar a dudas. Por dar un ejemplo, hace 6 años se fundó la ASOLMEX, cuando sólo había dos centrales fotovoltaicas en operación, y al día de hoy hay casi 70 proyectos operativos además de paneles solares en techos de casas, comercios e industrias. Si bien hay diferencias, México tiene el potencial de crecimiento para cubrir localmente las áreas que antes mencioné y además perfilarse para la exportación.
¿Han socializado esta tecnología con autoridades federales?
Hice una solicitud para sentarme a platicar con autoridades y espero que pueda suceder pronto, tanto con la Secretaría de Energía como con los Órganos reguladores, fundamentalmente para poder explicar los beneficios que tendríamos con el transporte de hidrógeno por gasoductos.
Lo que se prevé en el mundo es que el gas sea un combustible de transición, entre las fuentes fósiles y las renovables. Posterior al gas, podríamos hablar de hidrógeno en su máxima expresión.
Cinergia inicia con éxito su posicionamiento en el mercado chileno como comercializadora de energía. Su oferta va más allá que la de otras empresas del rubro.
Dentro del modelo de negocios prevé no sólo comprar energía a los costos más competitivos del mercado, sino también comercializar gas natural o combustibles líquidos y agregar valor con productos y servicios asociados al ahorro energético.
En detalle, Cinergia busca integrar soluciones de eficiencia energética, generación distribuida, electromovilidad, gestión de energía y/o almacenamiento, además del suministro eléctrico a beneficio de los Clientes Finales.
Para cubrir aquello, Daniel Soto, gerente comercial de la empresa y profesional con 20 años de experiencia en la industria energética chilena, aseguró que la empresa está buscando alianzas con empresas que ofrecen esas soluciones para la pequeña y mediana industria. El horizonte de negocios en este segmento sería promisorio.
“Hay un proyecto de Ley de eficiencia energética pronto a salir en Chile que va a exigir determinados porcentajes de ahorro energético a clientes finales, sea en líneas de producción, en edificios de oficinas o condominios de bodegas”, consideró el referente chileno.
De allí es que su mercado objetivo sean clientes comerciales e industriales conectados a redes de distribución. Muchos de estos estarían interesados en contratar energía proveniente de generadoras renovables pero con contratos hechos a medida.
“Por el lado de los clientes finales percibimos mucho interés en energías limpias. Y justamente hemos recibido ofertas interesantes de generadores hidroeléctricos y solares que van desde 2 años a 6 años de curación de contratos, con distintos volúmenes de precio y take or pay que pueden ajustarse”, confió el empresario a Energía Estratégica.
Y agregó: “no podemos negar que estamos en un proceso de transición donde a las generadoras no les es fácil ubicar su energía y a los clientes libres se les dificulta cerrar contratos ajustados a sus necesidades. Pero nosotros llegamos para solucionar esas barreras de comercialización y facilitar las transacciones en el mercado”.
Daniel Soto, gerente comercial de Cinergia Chile
Barreras y oportunidades por la Ley de Portabilidad
Para Daniel Soto, gerente comercial de Cinergia Chile, el mercado debe estar atento a dos aspectos que se desprenden de la Ley de Portabilidad:
1-lograr más competencia en el mercado para reducir los precios y beneficiar a las clientes finales
2-exigir a las distribuidoras que cumplan su rol de distribución eléctrica y no retome la comercialización que históricamente realizó en su concesión
De acuerdo al último boletín de Generadoras de Chile, publicado el 2 de noviembre pasado, desde el mes de septiembre se registran 27 emprendimientos de energía en etapas de prueba, por 463,5 MW.
Se trata de centrales a punto de empezar a generar energía para volcarla sobre el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Del padrón de proyectos registrados por Generadoras, se destacan las energías renovables. El 89,6% de la capacidad de potencia la explican estas fuentes, equivalente a 415,1 MW. Los combustibles fósiles sostienen el 10,4% restante, por 42 MW.
La eólica es la tecnología que prima. Los 290 MW prontos a operar se quedan con el 62,7% de la proporción de energía. Le sigue la solar fotovoltaica, con 97 MW (21%). Luego los hidrocarburos con el 10% y finalmente los proyectos hídricos: 27 MW que representan el 5,9%.
Fuente: Generadoras
Un dato a tener en cuenta es que 20 de los 27 emprendimientos son Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, centrales menores a 9 MW que generan energía en cercanía de los grandes centros de consumo.
Los de mayor número son los solares fotovoltaicos, los cuales representan un 45 MW de potencia. Le siguen los hídricos, con 4 MW; luego los térmicos, con 6,4 MW; y finalmente los eólicos, con 4 MW.
Fuente: Generadoras
Cabe destacar que estos emprendimientos, por encontrarse prontos a funcionar, se podrán acoger al precio estabilizado que permite el régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).
De este modo gozarán de un precio más alto que el que fija el decreto publicado el 8 de octubre pasado. A recordar, esta medida modifica el precio estabilizado por otro de bandas horarias que básicamente, por afectar en las horas diurnas, perjudica a las centrales solares (tecnología de mayor proporción en el universo de PMGD).
Según un estudio de la consultora Antuko, el DS88 genera que la diferencia entre intervalos diurnos respecto a los nocturnos es de 20 dólares por MWh.
Tal como adelantó Energía Estratégica, GreenYellow inauguró el pasado sábado 7 su parque fotovoltaico de 12 MWp (9,9 MW netos) Pétalos de Córdoba, en Planeta Rica, Córdoba
Con la presencia del presidente de la Nación, Iván Duque, y el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, la empresa dejó constancia de la puesta en marcha de la central que cuenta con más de 28 mil paneles fotovoltaicos.
La planta generará energía limpia capaz de abastecer a 27 tiendas de la cadena de retail Éxito.
Más al norte, en Cartagena de Indias, Bolivar, mañana martes 10 las empresas Egal y Promoenercol estarán inaugurando el Parque Solar Bayunca 1, de 3,6 MWp. Al igual que con Pétalos de Córdoba, la ceremonia contará con la presencia del presidente Duque y el ministro Mesa.
Se trata de una central con más de 11 mil paneles fotovoltaicos, capaces de generar más de 7 gigavatios hora/año, equivalentes a las necesidades de energía de más de cuatro mil hogares.
Según pudo saber este medio, la generación de Bayunca 1 se venderá a una empresa comercializadora.
Paralelamente, las empresas están detrás del montaje de dos etapas más, cada una de 12 MWp, las cuales entrarían en funcionamiento a finales del 2021.
Pero noviembre parece ser un mes cargado para las renovables en Colombia. Tal como anticipó Energía Estratégica, TPG, a través de su empresa Matrix Renewables, inaugurará el último día de este mes: el martes 30, los tramos Bosques Solares de los Llanos II y III, cada uno de 27,23 MWp.
Las centrales se ubican en Puerto Gaitan, Meta, en inmediaciones del parque solar que ya está operativo, Bosques Solares de los Llanos 1, también de 27,23 MWp.
Cabe recordar que a estos emprendimientos los desarrolló y están siendo construidos por Trina Solar, quien luego se los vendió a TPG junto una robusta cartera de 1 GW en desplegada no sólo en Colombia sino también en España, Chile y México.
Hace casi dos meses, el Ministerio de Energía publicó una ´Hoja de Ruta´ para la Estrategia de Flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Fueron presentadas acciones orientadas a disponer de las señales de mercado y de los procesos, que permitan el desarrollo y la utilización de la flexibilidad requerida en el SEN, para que éste se desarrolle de forma segura, eficiente y sostenible para lograr los objetivos de ´Energía Zero Carbón´ impulsados por el gobierno.
La flexibilidad, recordemos, es la capacidad de un sistema eléctrico para responder a la variabilidad e incertidumbre de la generación y demanda, de manera segura y económica, en distintas escalas de tiempo. El Ministerio ha propuesto 12 medidas y un cronograma de dos años y medio (ver detalle).
El consultor Inodu, que asesoró al Ministerio, señala que los niveles de integración horarios de energía renovable variable (ERV) pueden superar el 65% en ciertos períodos de los próximos 3 años para la totalidad del SEN. El Coordinador ya cuenta con experiencia relevante en la operación flexible con penetraciones superiores al 75% de ERV, tal como ocurrió en el subsistema SIC-Norte antes de la interconexión SIC-SING.En algunos círculos, se decía que el SIC-Norte era ´una pequeña Dinamarca´ haciendo referencia a un mercado en el que consistentemente se observaron altos despachos ERV.
Considerando los proyectos renovables en construcción o comprometidos para los próximos años, no cabe duda que Chile superará a Dinamarca (que tiene punta de demanda del orden de 5GW) en ciertas dimensiones ERV y que nuestro Coordinador será líder en la gestión de ERVs y operación de sistemas flexibles. Hoy, sin embargo, el Coordinador parece reacio a asumir la nueva realidad y nos recuerda algo a aquel rey de Dinamarca, Hamlet, en su monólogo del ´ser o no ser´.
El liderazgo del Coordinador incluye ejecutar la Hoja de Ruta de la Flexibilidad, ´sacarla del papel´ para beneficiar efectivamente al consumidor final. Visto el número de medidas, convendrá realizar acciones de ´frontloading´ y paralelización para poder cumplir con los tiempos y objetivos tal como recomiendas las mejores prácticas de gestión de proyectos.
Pero hoy, muchos agentes del mercado reclaman ciertas medidas que tienen resultados concretos muy rápidos pero que no han sido consideradas aún por el Coordinador en su agenda de acciones correctivas de cortísimo plazo.
Una de ellas tiene que ver con el incorporar una programación diaria del despacho de lunes a domingo, sin excepciones, y no como ocurre hoy, que tenemos un calendario de programación de lunes a viernes, debiendo los fin de semana y festivos operar con una programación realizada en forma anticipada. En el caso de los fines de semana, es cada vez más notorio que, dada la antelación con la que se deja programado el despacho – el día viernes anterior – se manifiestan mayores vertimientos con costos marginales cero en todo el sistema, especialmente los días domingo, perjudicando notablemente a la generación renovable. Es decir, una simple decisión sobre la periodicidad del programa del despacho, se transforma en una inflexibilidad cuando no es realizada día a día, de lunes a domingo, durante todo el año.
Una programación diaria en cambio, permitiría probar e implementar diferentes esquemas de operación del parque renovable, termo e hidroeléctrico, justo a tiempo, o en línea, además de ganar más experiencia en programar condiciones de mayor penetración relativa de ERV que son relevantes para una operación futura.
Parece obvio que Coordinador y coordinados practiquen desde ya, y cada vez más, la operación flexible del SEN para adquirir maestría en la reducción de las incertidumbres. Pero, es crucial entender que hay un imperativo existencial – el cambio de una gestión de la operación de un SEN con creciente penetración renovable – que implica la puesta en práctica urgente de la Estrategia de Flexibilidad por todos para el beneficio del mercado. Ser flexibles para un SEN flexible, con el liderazgo comprometido del Coordinador, e implementando la Hoja de Ruta de la Flexibilidad en plazo! Sin dudas existenciales.
En septiembre de 2020 la producción de petróleo en el país se redujo 9% interanual y 2.8% en los últimos doce meses, observándose una moderada reducción de la caída respecto al mes anterior, indicó el informe periódico elaborado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
La producción de petróleo convencional (77% de la producción) en el mes de septiembre de 2020 cayó 13.1% i.a y se redujo 9.6% durante los últimos doce meses. En cambio la producción no convencional (23% del total) se incrementó 6.3% i.a y 29.6% en doce meses, señala el informe.
En septiembre de 2020 la producción de gas disminuyó 10.9% interanual (i.a) y 5.7% anual). En este caso, la magnitud de la caída i.a se debe a los efectos limitantes del ASPO sobre la actividad y a un nivel de demanda notablemente inferior respecto a iguales periodos.
En septiembre, la producción de gas convencional (57% del total) se redujo 8% i.a y 8.3% en el último año. La producción no convencional de gas natural disminuyó más que la convencional: se redujo 14.6% interanual.
Por otra parte, anualmente la producción en reservorios no convencionales cae 2.1%, representando el 43% del total producido.
La producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight Gas, que entre ambas representan el 75% de la producción de la producción, disminuyen 7.9% anual.
En cuanto a la demanda de combustibles , en septiembre de 2020 las ventas de naftas y gasoil se redujeron 8.2% respecto a agosto de 2020 y 18.9% interanual. En los últimos 12 meses se presenta una caída de 13.6% en las ventas respecto a igual periodo del año anterior.
La demanda de gasoil se redujo significativamente respecto del mes anterior por menores compras de las Usinas. En tanto, el consumo de naftas se recupera muy lentamente en los últimos 3 meses, se indicó.
El informe señala que la demanda total de gas natural se redujo 6.2% intermensual en agosto de 2020 (último dato disponible) aunque, en linea con la producción de gas del mes de julio, se redujo 10.8% respecto de agosto de 2019 y 3.1% anual. Esto indica que la oferta local reacciona en similar magnitud a la disminución en la demanda local.
En cuanto a la demanda total de Energía Eléctrica, se redujo 3.3% en septiembre de 2020 respecto al mes anterior y 1.7% respecto a septiembre de 2019.
El informe señala que “se sigue observando que cae toda demanda interanual correlacionada con la actividad industrial y transporte (esencialmente privado) pero no así la demanda Residencial, debido mayormente a un uso más intensivo en los hogares y, en menor medida, a factores climáticos.
En los últimos 12 meses la demanda de energía eléctrica total se encuentra virtualmente estancada con un aumento de solo 0.1%.
En cuanto a los Subsidios energéticos, los acumulados a agosto de 2020 fueron de $ 269.7 mil millones, esto es USD 3,916 millones, y aumentaron 80.5% respecto a igual periodo de 2019.
Cammesa lidera las transferencias recibidas con $ 182 mil millones y un aumento de 108.6%, y cupa el 67% de los fondos ejecutados.
Por otra parte, según el Presupuesto Abierto, en septiembre los subsidios anuales acumulados alcanzaron los U$ 4,742 de los cuales U$ 3,464 han sido destinados a CAMMESA. En septiembre, esta Compañia recibió la transferencia más importante del año: con U$ 800 millones.
Según un informe presentado por la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (Cecha), “3 de cada 5 estaciones de servicios corren serios riesgos de cerrar y más del 85 por ciento no podrán sostenerse en el mediano plazo si la situación no mejora”.
Al respecto, recordaron que “las estaciones fueron excluidas a partir de este mes del programa de Asistencia al Trabajo y la Producción (ATP)”, lo que motivó un reclamo del sector a principios de mes.
El presidente de la entidad, Gabriel Bornoroni, afirmó en rueda de prensa (virtual) que “aún con el horizonte sanitario un poco más despejado, la pandemia está muy lejos de terminar para varios sectores de la economía. En especial para las estaciones de servicio por la caída abrupta de la circulación”.
Desde Cecha vienen alertando respecto a lo que definen como ‘nueva normalidad’, donde la circulación restringida o limitada hizo que sus ventas queden estancadas en valores un 32.9% más bajos que previos a la pandemia.
Según un informe elaborado junto a la consultora Economic Trends, una estación necesita vender 292.000 litros de combustible al mes para poder alcanzar el ‘punto crítico’, es decir, aquel umbral con el que llegan a pagar los costos operativos. Hoy, el 67,1% de las estaciones del país no lo superan. Trabajan directamente a pérdida, afirmaron.
Esta situación, reiteró Bornoroni, “se viene extendiendo desde el comienzo de la pandemia, por lo que muchos estacioneros decidieron sacar créditos, usar ahorros o vender bienes para continuar funcionando, a la espera del final de la pandemia”. “Sin embargo, el paso de los meses erosionó los recursos y hoy corren serios riesgos de cerrar”.
“La quita del ATP agravó el cuadro, aseguran desde Economic Trends, ya que el Programa permitía que la cantidad de estaciones que no superan el punto crítico baje del 67 al 51 por ciento”. “Cabe señalar que el beneficio era percibido cada vez por menos estaciones por las nuevas restricciones que iba implementando el Gobierno. Del 83% de las estaciones que pudieron acceder al programa en mayo el número cayó al 65% en octubre. Ahora directamente es cero”, graficaron.
Bornoroni refirió que “fuimos declarados servicio esencial, le pusimos el pecho, hemos sacado préstamos, créditos, y vendido las joyas de la abuela y ya no tenemos resto. Hoy no podemos garantizar que lleguen todas las estaciones abiertas a 2021”.
“Sería muy triste que hayamos pasado la mayor parte de la pandemia para ahogarnos a esta altura, que dicen que falta menos para que se empiece a vacunar”, sostuvo el directivo empresario.
El gobernador Mariano Arcioni participó este jueves de la presentación del Plan Estratégico Minero Argentino, donde habló de la “oportunidad histórica” que tiene el país y Chubut en particular “de salir del sí o el no” para discutir “cómo hacer minería”.
La presentación, realizada a través de la plataforma Zoom, fue encabezada por el ministro de Desarrollo Productivo de la Nación, Matías Kulfas, y por el secretario de Minería, Alberto Hensel.
Por Chubut, además de Arcioni, estuvieron el ministro de Hidrocarburos y presidente del Consejo Federal Minero (COFEMIN), Martín Cerdá, el titular del Instituto Provincial del Agua (IPA), Gerardo Bulacios, y los presidentes comunales de Telsen, Leonardo Bowman, de Gastre, Genaro Pérez, y de Gan Gan, Santiago Huisca.
También tomó parte del encuentro la Cámara de Proveedores y Empresarios Mineros (CAPEM) del Chubut, con la presencia de su presidente, Gerardo Cladera.
Arcioni fue el primero de los cinco gobernadores que dieron breves alocuciones y expresó el “agradecimiento por permitirnos participar a la provincia del Chubut en el lanzamiento del Plan Estratégico para el Desarrollo Minero Argentino”.
Además destacó la participación de Kulfas y Hensel “desde el primer momento en que tomamos la decisión de dar una discusión muy postergada en nuestra querida provincia, buscando el desarrollo y la inclusión de la zona más postergada de Chubut, una provincia muy vasta, con grandes distancias”.
Valoró al Plan Estratégico como “un proyecto como se merece la República Argentina”, y manifestó: “Disiento un poco cuando se plantea que se está proyectando a 30 años. En nuestra provincia lo estamos proyectando a más de 50 años”.
Nuevas matrices productivas
“Estamos buscando incorporar en nuestra provincia nuevas matrices productivas”, enfatizó. Y comentó: “Chubut es muy rica en cuanto a recursos naturales. Así lo venimos demostrando desde el año 1907 cuando se descubrió el petróleo” en Comodoro Rivadavia.
“Hoy tenemos la oportunidad histórica de aportar para la República Argentina y que nuestra provincia salga de la postergación que estamos teniendo en zonas muy distantes, como la zona de la Meseta. Ahí tenemos un proyecto muy importante por el que estamos iniciando una zonificación”, indicó.
“Somos convencidos de que estamos dando por primera vez una discusión con un sustento académico, tecnológico, científico, que nos va a permitir salir de esta discusión del sí o el no para hablar de una vez por todas de cómo hacer minería”, agregó.
Sostenibilidad e inclusión
“Por eso -continuó- valoro la visión compartida del desarrollo estratégico poniendo énfasis en la inclusión, en la sostenibilidad, en el desarrollo, en la competitividad. Esto no es casual, sino que es necesario para la Argentina en la que no está sobrando nada”.
“Tenemos que poner a disposición todos los recursos. Se está dando la discusión como se merece la República Argentina, como se merecen todos y cada uno de los ciudadanos del país, con responsabilidad”, agregó.
Resaltó la participación de “más de 120 integrantes del sector privado y público en una mesa intersectorial: es lo que necesitamos para dar la discusión de cara a la sociedad y salir del sí o el no, sino hablar de cómo hacer la minería”.
Hizo hincapié en que “en Chubut nos debemos una discusión seria, madura, para poder sacar adelante a ciertas zonas postergadas, como Gastre, Telsen, Gan Gan, que hoy están encima de recursos naturales valiosísimos para la provincia y para el país”.
“A esta mesa la aplaudo y agradezco profundamente al ministro Kulfas y a Alberto Hensel que desde el primer día que tomamos la decisión nos están acompañando aportando las experiencias de distintas provincias y de distintos modelos internacionales. Pero nosotros debemos tener nuestro modelo argentino”, finalizó.
Además de Arcioni, durante la presentación tomaron la palabra los gobernadores de San Juan, Sergio Uñac; de Catamarca, Raúl Jalil; de San Luis, Alberto Rodríguez Saá; y de Neuquén, Omar Gutiérrez. Y también hablaron, en representación de los gobernadores, ausentes por temas de agenda, funcionarios de Santa Cruz, de Córdoba, de Río Negro y otras provincias.
Según destacaron Kulfas y Hensel, el Plan Estratégico Minero Argentino incluirá la realización de unas 20 mesas de discusión, con la participación de instituciones y entidades públicas y privadas, muchas de las cuales participaron del evento realizado vía Zoom este jueves.
Los funcionarios indicaron que las mesas tienen como plazo para la presentación del Plan final el mes de marzo próximo.
El mercado laboral fue arrasado en los últimos meses. Todos esperan la reactivación de los pozos petroleros. Más de 15 mil puestos de trabajo registrados en el sector privado fueron destruidos desde febrero, mientras la economía crujía por efecto de la propia resaca en combinación con los de la pandemia. Entre agosto de 2019 y mismo mes del 2020, decreció un 10% la cantidad de empleados privados de la provincia. Es decir, desde el inicio de la tormenta para los negocios de las petroleras de Vaca Muerta hasta después de los peores efectos sobre el empleo de la pandemia. La […]
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La Sala 1 de la Cámara Criminal y Correccional Federal revocó los procesamientos del ex presidente de Enarsa, Exequiel Espinosa, y el ex gerente de Energía Eléctrica de la compañía estatal, Santiago Pierro. El juez Sebastián Casanello los había considerado responsables del delito de administración fraudulenta por su accionar en la construcción de las centrales térmicas Ensenada de Barragán y Brigadier López, dos de las usinas construidas durante la gestión del ex ministro de Planificación, Julio De Vido. La Cámara, con la firma de los camaristas Mariano Llorens y Martín Irurzun, también dejó sin efecto los procesamientos de cinco representantes de la UTE Isolux IECSA, que tuvo a su cargo la construcción de las centrales, a quienes Casanello había considerado participes necesarios. Llorens sorprendió por la dureza con la que la emprendió contra el fallo de primera instancia haciendo propios los argumentos de los acusados, mientras que Irurzun se limitó a asegurar que pese a las sospechas razonables de fraude contra el Estado no hay aún pruebas suficientes que acrediten los hechos imputados.
En su fallo de mayo de este año, Casanello había detallado el proceso que llevó a la construcción de las centrales y llegó a la conclusión de que hubo una licitación amañada, incrementos injustificados de precios pagados por el Estado en ambas obras y una irregular inclusión de obras nuevas una vez asignados los contratos. Lo que sigue es un detalle de lo argumentado por Casanello y la resolución de los camaristas, fechada el 23 de octubre.
Mariano Llorens (izquierda) y Martín Irurzun (derecha).
1) ¿Estuvo amañada la licitación?
Qué dijo Casanello:
La causa se inició a raíz de la denuncia presentada por el entonces diputado nacional Manuel Garrido a partir del estudio realizado por la Auditoría General de la Nación sobre el proyecto para la ampliación de capacidad de energía eléctrica en el periodo 1/1/10 al 31/12/11.
Mediante la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 2/2007 se llevó a cabo el procedimiento de selección para cinco Centrales Termoeléctricas:
a) Ensenada de Barragán
b) Brigadier López
c) Manuel Belgrano II,
d) Necochea II
e) Ingeniero Francisco Bazán.
Los adquirientes del pliego fueron Siemens Power Corporation Inc. (29/8/07), Ansaldo Argentina SA (29/8/07), SADEFEM Equipamientos y Montajes SA (30/8/07), Isolux Ingeniería SA (10/9/07), IECSA (19/9/07) y COTERSA (2/11/07).
Cada obra recibió sólo una oferta, a excepción de “Necochea II” (para la cual se presentaron dos), pero las únicas dos obras adjudicadas (“Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”) las retuvo la única empresa que había ofertado por ellas: la UTE Isolux IECSA.
Las restantes ofertas no prosperaron. “No prosperaron porque, o bien contenían significativos desvíos presupuestarios, o bien no cumplían requisitos indispensables del pliego. Su suerte estaba sellada de antemano”, remarcó Casanello.
“La circunstancia de encontrarnos con ofertas inconducentes (algunas con severas inobservancias y otras con precios exorbitantes), conjugada con el hecho de que las únicas obras adjudicadas (“Ensenada de Barragán” y “Brigadier López”) las obtuvo una única oferente (UTE Isolux-IECSA), nos advierte de que, en realidad, hubo un reparto previo de obras. Algunas de las empresas que participaron en el proceso de licitación lo hicieron sólo para completar -desde un aspecto formal un cupo mínimo de participantes con el propósito de asegurar el procedimiento, avanzar en las etapas de la selección y simular un ámbito de competencia: una licitación amañada”, remarca Casanello, quien luego detalla una serie de maniobras de los oferentes que lo llevaron a esa conclusión. A continuación dos ejemplos:
El caso Siemens. El juez advierte que Siemens, a la par de ser oferente, suministraba equipos a sus competidoras, tal como lo evidencia el reporte anual 2019 del Holding. Además, remarca que la OCDE sistematizó las señales de colusión en un documento titulado “Lineamientos para combatir la colusión entre oferentes en licitaciones públicas” (febrero 2009) donde se contempla como una modalidad de manipulación de licitaciones aquella donde los competidores que aceptan no presentar ofertas o presentar una oferta perdedora podrían ser subcontratados o recibir contratos de prestación de servicios o suministros de bienes por parte del oferente ganador a fin de repartir entre ellos los frutos obtenidos ilegalmente de una licitación de mayor precio”.
El caso de Electroingeniería. Casanello señala que la licitación para la obra “Necochea II” fue la única que recibió más de una oferta (UTE Isolux-IECSA y COTERSA – Inelectra-Electroingeniería-Construcciones Argentinas-), pero ninguna de las dos prosperaron. “Esas son evidencias de que COTERSA no tenía ningún interés en ganar la adjudicación de la obra `Necochea II. El propio encargado de las negociaciones ignoraba la elaboración de la oferta, aunque había firmado numerosas notas y documentos que formaban parte de ella. Frente a este aparente absurdo, Daniel Demitrio (el encargado del área comercial de COTERSA) explicó que posiblemente Electroingeniería habría preparado la oferta y que él la había firmado como apoderado de COTERSA pero `acompañando`, aclarando que la empresa con capacidad para contratar era Electroingeniería”, subrayó Casanello. La oferta de COTERSA adolecía de la falta de un requisito indispensable: la oferta básica. La sociedad había presentado únicamente oferta alternativa, pese a que el Pliego de Condiciones Especiales establecía expresamente que la falta de presentación de oferta básica conllevaba a la desestimación de la oferta alternativa. A su vez, la oferta de Isolux IECSA tenía desvíos presupuestarios de aproximadamente 160%. A raíz de ello, la Comisión Evaluadora las declaró inadmisibles e inconvenientes, respectivamente. Otra irregularidad del procedimiento de selección estuvo dado por las vinculaciones entre personas jurídicas. COTERSA estaba integrada por tres empresas del rubro (Inelectra, Construcciones Argentina y Electroingeniería) y constituyó domicilio en la calle Tucumán 335 (donde funcionaba Electroingeniería). Mientras tanto, otra de las adquirentes del pliego fue la UTE Siemens-Electroingeniería, que había constituido domicilio a los mismos efectos en Julio A. Roca 530, donde funcionaba Siemens. “La participación de Electroingeniería, como parte de COTERSA y como parte de la UTE con Siemens, tiene una particularidad. Presentó dos ofertas y las dos fueron declaradas inadmisibles por el mismo defecto: no presentar oferta básica (PCE, 16.3). Pero, además, su intervención asociada con otras empresas tuvo el recaudo de aportar distintos domicilios, de modo que se enmascaró la relación entre oferentes para asignar señales de una aparente competencia”, concluyó Casanello.
Qué dijo la Cámara:
Asombrosamente, Llorens replicó las conclusiones de Casanello con la desmentida de quienes supuestamente habrían participado de la cartelización. “Los representantes de las empresas competidoras fueron coincidentes en señalar que no recordaban ningún tipo de irregularidad en el proceso licitatorio, como tampoco vínculos ni cercanía entre los empresarios de la UTE ISOLUX SA e IECSA SA y los funcionarios públicos que llevaban a cabo la negociación (ver declaración de Luis Alberto Betti, en representación de Siemens, a fs. 583, también por esa empresa Rubén Mollo a fs. 587. Ver asimismo declaración de Daniel Demitrio, de la empresa COTARSA, a fs. 1208)”, afirmó el magistrado.
Luego Llorens cuestionó la ausencia de documentación capaz de demostrar el arreglo y no puso el foco en los vínculos que advirtió Casanello entre las competidoras: “Si existieron defectos al tiempo de elaborar los pliegos de condiciones de las licitaciones es asunto que bien puede discutirse. Que era conveniente que esas obras estuviesen previstas desde el inicio, es absolutamente cierto. Ahora, pretender leer en la soledad de esas afirmaciones una defraudación al Estado, es validar la interferencia del derecho penal para reparar un yerro administrativo. Las obras eran necesarias, se hicieron y a precio razonable. Cualquier otro factor que pretenda colarse en esa ecuación implica torcer el eje de este proceso penal”.
Irurzun, en cambio, fue mucho más cauteloso que su colega: “En su fallo, el juez enfocó su presunción -sobre un actuar coordinado desde un origen- en que la única UTE oferente fuere la finalmente adjudicada, entre otras cosas. Insisto: esa lógica no me parece infundada y es generadora, en efecto, de sospechas aún no disipadas”. De este modo, el magistrado le dio crédito al proceder de Casanello, pero dejó en claro que el juez necesita más pruebas para avanzar.
2) ¿Fue irregular la inclusión de nuevas obras una vez asignados los contratos?
Qué dijo Casanello:
Luego de la firma del contrato para la construcción de la Central Ensenada de Barragán se firmaron 6 adendas. En setiembre de 2009 se acordó la reformulación del proyecto, la cual se concretó en febrero de 2010, a fin de resolver cuestiones generales referidas, entre otras, a estudios del movimiento de suelos, evacuación de agua de lluvia y eventos hidráulicos que no habían sido oportunamente contempladas (adendas 2 y 3).
Luego se celebraron la adenda 4 – correspondiente a la construcción de dos estaciones (Estación Hudson y Estación de Maniobra de Ensenada de Barragán); la adenda 5 – correspondiente a la construcción de líneas de alta tensión- y la adenda 6 – para el abastecimiento de combustible para la Central Térmica.
Casanello incluyó en su fallo un informe del Cuerpo de Peritos Especializados en Casos de Corrupción, dependiente de la Corte Suprema de Justicia. Los expertos señalaron que lo correcto hubiese sido realizar una nueva licitación para las obras correspondientes a las adendas 3, 4, 5 y 6. “Concluyeron que las obras nuevas incorporadas por las adendas y la interrupción de los plazos generaron dilaciones en la ejecución de ambos contratos”, destacó Casanello.
Luego el juez remarcó que “ni la adquisición de los transformadores (adenda 3), ni la incorporación de las Estaciones Ensenada de Barragán y Hudson (adenda 4) o de las líneas de alta tensión con el propósito de conectar la energía al SADI (adenda 5), respondieron a cuestiones sobrevinientes o imprevisibles. De antemano se conocía la necesidad de incorporar esas obras para cumplir con las funcionalidades de la Central”. De este modo, buscó dejar en claro que esas obras adicionales no fueron producto de necesidades imprevistas que surgieron con el avance de la obra.
En el caso de la central Brigadier López, se firmaron 4 adendas. Los expertos de la Corte aseguraron que proyecto de la licitación original partió de una premisa falsa: que el gasoducto que posee la Transportadora Gas del Norte podía abastecer de gas a la Planta de Generación de Energía. Al encontrarse con la imposibilidad de cumplir con lo requerido luego de adjudicada la obra, fue necesario modificar lo acordado y realizar una nueva obra con todos los perjuicios e inconvenientes que eso acarreaba. “Consideraron que la solución acordada a través de la adenda 4 (construcción de un gasoducto del GNEA para abastecer al de TGN) significó un trabajo adicional, pero en el marco de una obra distinta”. Además, destacaron, que por la adenda 2, se debieron suspender los plazos por 270 días para la adquisición de terrenos linderos para la construcción de la Central Térmica. Luego, a través de la adenda 3, se reanudaron los plazos y se presentó un nuevo Plan de Trabajo.
“Las contrataciones relativas a estas obras implicaron importantes ventajas a las empresas adjudicatarias, prescindiendo de toda competencia, debido a que una vez adjudicadas vieron ampliadas de modo directo ambas obras alterando los principios que rigen a este tipo de contrataciones, entre otros, la igualdad (recordemos que las contrataciones públicas se rigen por tres principios: el de oposición o concurrencia, el de publicidad y el de igualdad), resignando la elección de la mejor oferta”, destacó Casanello.
Que dijo la Cámara:
Una vez más, Llorens decidió replicar a Casanello con los informes presentados por los imputados. “No puedo dejar de mencionar los informes que acompañaron las defensas, donde la razonabilidad fue invocada a la hora de calificar los montos comprendidos tanto en los contratos originales como en las adendas suscriptas”, afirmó primero. A continuación, señaló: “Los informes acompañados por los recurrentes, elaborados por un especialista en materia energética y por un abogado dedicado al derecho administrativo, fueron contestes en afirmar la razonabilidad de la incorporación de esas obras”, dijo el juez.
Luego agregó: “Específicamente se destacó que `es usual que obras necesarias para completar un proyecto desarrollado en el marco de la Obra Pública se ejecuten mediante la firma de adendas a un contrato…` tratándose de `…un procedimiento de mayor agilidad que el de una nueva licitación`. A lo cual se agregó, despejando toda duda, que las adendas `guardan directa relación con las obras de origen`, como bien se reconoce en la resolución de grado, al deslizar sus sospechas acerca de los motivos por los cuales no habían sido incluidas en el proyecto original, pese a su íntima vinculación y necesaria ejecución (ver informe del Dr. Eduardo Mertehikian de fs. 946/75 y del ingeniero Alejandro Gallino de fs. 997/1016)”.
Es decir, Casanello basó su conclusión sobre este punto en un informe del Cuerpo de Peritos de la Corte Suprema y el camarista Llorens lo desestimó con un informe de parte de los procesados.
3) ¿Hubo sobreprecios con el consiguiente perjuicio para el Estado?
Qué dijo Casanello:
En el caso de la Central Ensenada de Barragán, se había acordado por contrato (diciembre 2008) que el precio sería de $1.508.721.824. Más tarde –durante la ejecución del contrato- se incorporaron obras nuevas que se reputaron en perjuicio de la Administración Pública: a) la adenda 4, junto con la redeterminación de precios, por $367.965.234,65; b) la adenda 5, junto con la redeterminación de precios, por $89.686.573,76; y c) la adenda 6 por $223.499.987,07. Pese a ello, el informe de los peritos de la Corte que cita Casanello remarca que el presupuesto para los precios de materiales se ajustaba a los valores de mercado, según los precios de los bienes y servicios de ese momento.
En el caso de la Central Brigadier López, se había acordado por contrato (diciembre 2008) que el precio sería de $1.016.046.897. Más tarde –durante la ejecución de ese contrato- se incorporaron obras nuevas que también se reputaron en perjuicio de la Administración Pública. Se trató de la Adenda por $111.500.000.
“A la hora de mensurar el perjuicio patrimonial derivado del irregular proceder de los funcionarios públicos y la participación necesaria de los empresarios, más allá de la extensión de los plazos programados y la expectativa frustrada de contar a tiempo con las obras, la pauta –de mínima– será la incorporación de obras en forma irregular. Allí es donde se percibe, sin mayor esfuerzo, el perjuicio al Estado”, remarcó Casanello. En síntesis, Casanello no pone el foco en supuestos sobreprecios sino en el costo adicional que le demandaron al Estado las obras que se fueron sumando en las sucesivas adendas.
Que dijo la Cámara:
El juez Llorens citó al perito oficial ingeniero Eloy Pablo Bona quien, en uno de los pasajes, refirió que “…se puede establecer que los valores fueron satisfactorios según los precios de los bienes y servicios de ese momento…”. Asimismo, al expresarse acerca del precio de los materiales destacó que “se encuentran dentro de los valores usuales en plaza”.
“Satisfactorio, aceptable, razonable. Frente a cada adjetivo empleado mayor embate recibe la imputación. ¿Cómo se puede sostener una supuesta defraudación al erario público cuando cada prueba se empecina en negarlo? Como se ve, no se trata de ponderar la cuantía de un perjuicio. Se trata de que nada de lo habido hasta el momento advierte acerca de una lesión al erario público”, subraya Llorens, quien por momentos pareció más un abogado defensor de los procesados que un juez.
“Ninguno de los peritajes e informes efectuados en el curso de la instrucción reveló falta de razonabilidad o desproporción en los precios pagados durante la asignación o ejecución de las obras”, remarcó Irurzun. Luego agregó: “Es que la hipótesis de fraude contra el Estado y otras posibles contaron con una sospecha razonable que llevó a formular cargos contra los imputados, pero requerían de demostraciones aún no producidas para alcanzar el grado de corroboración probatoria que exige el art. 306 del CPPN (Código Procesal Penal de la Nación), tanto para la acreditación de un perjuicio económico como para la de otras variables fácticas relevantes y contenidas desde un primer momento en el objeto del caso”.
¿Qué va a pasar con el sector de las energías renovables? Fue la pregunta que hizo el diario La Nación, a lo que el Secretario de Energía, Darío Martínez, no dudó en responder: «Llegaron para quedarse y para crecer».
Lo que todavía no se sabe es sobre qué tecnologías, bajo qué esquemas, con qué incentivos, a que velocidad y sobre cuáles programas de Gobierno.
Hoy, la prioridad es recuperar la capacidad de transmisión en las líneas de alta tensión que aún queda adjudicada a proyectos de renovables que fueron asignados durante las subastas del Programa RenovAr y del Mercado a Término (MATER).
«A todos los que tienen contratos para comenzar proyectos y no pueden avanzar les dimos tiempo hasta el 15 de noviembre para que nos hagan una devolución de las causas de ese parate», introdujo Martínez.
Y agregó: «la idea es que aquel que no lo va a desarrollar, que libere megas para los que sí tienen ganas».
En esta línea, dejó entrever cómo podría resultar esta medida: «No es a cualquier costo. Tenemos que revisar muy bien los contratos y los sobre costos que tienen. Creo que se puede bajar mucho el contrato».
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.
Durante la segunda jornada (el 25 de noviembre) se realizará el panel de debate «La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental», del que participan cinco referentes del sector:
César Ramírez, Vicepresidente de Transporte de Energía de Grupo ISA
Fredy Zuleta, Gerente General de Transmisión del Grupo Energía Bogotá
Juan Majada, Director de Negocio Internacional de la Red Eléctrica de España
Manlio Coviello, Presidente de Terna Plus.
El moderador será Víctor Muñoz, Operating Partner Latin América en Denham Capital.
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 Organización Mundial de Cooperación y Desarrollo para la Interconexión Energética (GEIDCO, por sus siglas en inglés) llevó a cabo esta semana uno de sus eventos más importantes del año, la Conferencia de interconexión energética global.
Sus cuatro jornadas incluyeron ponencias destacadas sobre cambio climático, paneles de debate sobre inversión y financiamiento para Energías Renovables, además de comentarios a favor de promover la implementación de la iniciativa de interconexión energética global (GEI).
Desde la organización valoraron como exitosa la convocatoria y llamaron a profundizar la cooperación internacional en materia de energía para formar conjuntamente un futuro verde, bajo en carbono y sostenible.
“En GEIDCO estamos muy contentos con el éxito que tuvo la conferencia, con asistentes de muchos países y con la repercusión que el tema GEI está teniendo a nivel global”, comentó Carlos Gonzalez Guerrico, representante local de GEIDCO en Argentina.
“Sin ninguna duda, las energías renovables en las próximas décadas van a tener cada vez mayor protagonismo hasta alcanzar el ODS 7 de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas, Energía asequible y no contaminante para todos, como herramienta imprescindible para el desarrollo sostenible de la humanidad”, valoró el empresario en conversación con Energía Estratégica.
Tal como indicó el referente de GEIDCO en Argentina, en esta edición especialmente se convocó al sector a reflexionar sobre el protagonismo en las energías renovables en las redes eléctricas locales y regionales. Y si bien, el evento estaba enfocado en el escenario asiático, no se privó de citar ejemplos en Latinoamérica.
Durante la conferencia Adair Turner, presidente de la Comisión de Transiciones Energéticas del Reino Unido, se refirió también al valor de las subastas locales y la competitividad de las tecnologías fotovoltaicas y eólicas onshore y offshore.
“Hemos visto precios por debajo de los USD 20 por MWh. Y varios ponentes ya lo han dicho: estamos entrando en un momento donde la forma más barata de producir electricidad es a través de las renovables”, aseguró.
De allí, mencionó el éxito de subastas eléctricas donde las tecnologías renovables no convencionales se destacaron por sobre el resto. Puntualmente citó los casos de:
Abu Dhabi: USD 13.5/MWh para 2GW (abril 2020),
Qatar USD 15.7/MWh para 800 MW (enero 2020),
Arabia Saudita USD 16.9/MWh para 900 MW (2019),
Portugal USD 16/MWh para 1.4 GW (julio 2019),
California USD 20 MWh para 200 MW (junio 2019),
Reino Unido USD 51/MWh (£39.7/MWh) para 6GW (2019),
El miércoles pasado Renovatio hizo formal el lanzamiento de la primera subasta de energías renovables de Colombia en manos de una empresa privada.
Como ya informó Energía Estratégica, se licitarán 20 GWh/mes. Un volumen de energía proporcional al que podrían producir entre 12 y 14 proyectos solares de 10 MW de potencia cada uno. Aunque Francisco Sanclemente, CFA, Gerente General de Renovatio, aseguró que la adjudicación podría ser mayor. Todo dependerá de los precios que se obtengan.
De acuerdo al cronograma presentado, la presentación de ofertas será el 30 de diciembre y el 5 de febrero del 2021 se firmarán los contratos de quienes resulten adjudicatarios.
Fuente: Renovatio
Durante la jornada de lanzamiento, Sanclemente indicó que sólo podrán participar aquellos emprendimientos que tengan permisos de conexión a la red de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Destacó que en esa condición “hay más de 100 proyectos de energías renovables”.
Remarcó que esos emprendimientos que “tras un arduo trabajo consiguieron las licencias ambientales, los acuerdos con las comunidades (consultas previas) y los accesos de conexión, consiguiendo la viabilidad técnica” pero no pueden obtener una contrato de compra de energía (PPA), la subasta de Renovatio es su solución.
“Queremos darles viabilidad a esos proyectos: ofrecer una nueva alternativa para que esas energías renovables se puedan desarrollar en Colombia y así podamos beneficiarnos nosotros y nuestros usuarios con unas tarifas competitivas en el tiempo”, resaltó.
Condiciones y requisitos
A su paso, Fabio López Gil, Gerente de Producto de Renovatio, especificó taxativamente cuáles son los emprendimientos que podrán participar. Los categorizó en dos segmentos.
Por un lado, los “nuevos”, que no están operativos aún. Se trata de:
Proyectos de generación de energías renovables no convencionales acordes a la definición de la Ley 1715
Con concepto de conexión aprobado por la UPME
Registro de proyecto de Fase II en el registro de proyectos de la UPME
Compromiso de constituirse como agente generador ante el ASIC, o de acreditar un representante ante el ASIC.
Por otro lado, las centrales renovables ya operativas:
Proyecto de generación de energías renovables no convencionales acordes a la definición de la Ley 1715
Certificado de inscripción, y paz y salvo ante el ASIC como agente activo del Mercado de Energía Mayorista (Generador)
Declaración de entrada en operación comercial de la planta o plantas que se estén presentando
López Gil especificó que el acuerdo será bajo la modalidad de ‘pague lo contratado’ con “libertad de oferta”, donde se puede optar por el tipo de curva a ofertar (todos los meses deben tener suministro), el periodo de inicio de operación comercial, que puede ir desde enero del año 2022 hasta diciembre del 2025 y la duración del contrato, que va de los 5 a los 25 años y se celebrará en pesos colombianos.
Fuente: Renovatio
En cuanto al producto, el Gerente de Producto de Renovatio destacó que también habrá flexibilidades. “Cada proyecto nos va a decir cuál es su producción, de acuerdo a la variabilidad horaria y estacional”, subrayó.
Fuente: Renovatio
Además, en la oferta de pague lo contratado el oferente puede incluir o no la venta de excedentes, que se instrumentarán bajo la modalidad de ‘pague lo generado’.
Habrá dos formas de vender los excedentes: una es desde la cantidad pague lo contratado hasta 110%, a un precio de 90% que se haya ofertado.
La otra modalidad tiene que ver con la cantidad superior a 110% pague lo contratado a precio de bolsa menos 20 COP/kWh.
En cuanto a la garantía, la oferta de seriedad tendrá un costo del 10% de la energía al año de mayor oferta de energía en pague lo contratado.
Con más de 25 años en el mercado argentino, Sistemas Energéticos suma nuevas conquistas en pequeños y grandes proyectos dentro y fuera de la red eléctrica nacional.
Entre las soluciones off-grid que se encuentra montando esta empresa en el país, podemos distinguir a aquellas comúnmente asociadas a instalaciones para telecomunicaciones que ahora se instalan para usuarios residenciales sin acceso al tendido eléctrico local.
Ejemplo de esto, es un sistema eólico y solar con baterías de litio que se está montando en Mar Chiquita y que se inaugurará mañana sábado 7 de noviembre. Este contempla un aerogenerador AgroLuz de 2 kW, junto a un grupo de módulos solares con una potencia instalada superior que implicará 18 paneles de 320 vatios cada uno, acompañados de 8 baterías Everfeed y un inversor marca Growatt.
Según detallan desde la compañía, por la cercanía que esta locación tiene respecto al mar -unos 30km- y la irradiancia solar que recibe, resulta oportuna una combinación de las tecnologías eólica y solar, pero apoyadas por almacenamiento confiable para un suministro constante, como hoy lo son las baterías de litio.
“Las ocho baterías de litio tienen un BMS preparado para trabajar con sistemas híbridos”, declaró Pablo Solima, director de Sistemas Energéticos, en conversación con Energía Estratégica.
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Una particularidad de esta instalación es que cuenta con un monitoreo en tiempo real para cada componente, que permite hacer un balance del sistema incluyendo la cantidad de energía producida y la carga que representa en la batería.
Además, este tipo de sistema híbrido estaría preparado para trabajar 24 horas “sin viento y sin sol”. ¿Porqué? No sólo por la autonomía de la batería, sino porque este tipo de instalaciones sobredimensionadas desde el diseño permiten estar preparados ante diversas situaciones adversas.
Visto el éxito de este tipo de instalación para aplicaciones domésticas, Sistemas Energéticos proyecta ampliar el proyecto. De acuerdo con su director general «una segunda fase contemplará 2 baterías adicionales, 5 kW solares más y un inversor que respalde la nueva potencia instalada. Lo que llevará a completar en total: un aerogenerador de 2 a 2.5kW, 11 kW en paneles solares, 10 kW de inversor y 10 kW de baterías de litio para cubrir la demanda total de dos casas».
A partir de los cambios regulatorios que aplicó el Gobierno de Chile sobre los Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD), muchas empresas se quieren acoger al régimen transitorio que propone la letra del Decreto Supremo 88 (DS88).
Hasta abril del 2021 hay tiempo y ante este apuro aumenta el número de presentación de proyectos ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
Un relevamiento realizado por Energía Estratégica detectó que durante el mes de octubre se presentaron 12 PMGD por un total de 85,5 MW (DESCARGAR EXCEL).
De ellos, sólo el parque solar Gran Rinconada Norte, de 7 MW, no continúa en carrera. El motivo fue de la propia empresa que presentó el proyecto, que manifestó a la SEA su voluntad de que sea desestimado y el organismo ambiental lo terminó por considerar como “desistido”. La gran mayoría de los emprendimientos se encuentran en estado de “calificación”.
Uno por uno, los proyectos
Los 12 PMGD presentados durante octubre, son:
El proyecto Liguen, corresponde a una nueva Planta Solar ubicada en la Región del Libertador General Bernardo O’Higgins, dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 6 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).
El emprendimiento Los Lirios corresponde a una nueva Planta Solar ubicada en la Región del Libertador General Bernardo O’Higgins. Dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).
El proyecto El Peumo corresponde a una nueva planta solar ubicada en la Región de Valparaíso que generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).
La Ampliación Rinconada Sur consiste en la construcción y operación de la ampliación de una Central Solar Fotovoltaica existente, de potencia nominal igual a 0,5 MW. Este proyecto considera la instalación de 972 paneles solares adicionales a los ya construidos por el Proyecto “Fotovoltaico 3 MW, SLK CB Nueve SpA, Rinconada de Silva”, alcanzando una cantidad total de 6.696 paneles solares de 520 Wp de potencia cada uno. De esta forma el proyecto alcanzara una potencia instalada de hasta 3,48 MWp. El parque será conectado a una línea de tensión de 12 kV, desde donde distribuirá la energía generada.
El proyecto El Ingenio corresponde a un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), el cual se emplazará en un terreno de 15 hectáreas de superficie neta, ubicado en la comuna de La Ligua, Provincia de Petorca, Región de Valparaíso. Consiste en un parque fotovoltaico de 10,66 MWp de potencia instalada el cual generará electricidad a partir de la energía solar, la que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de un punto de conexión en 23 kV, el que empalmará con el alimentador La Ligua de CGE.
La central Santa Teresita corresponde a una nueva planta solar ubicada en la Región Metropolitana. Dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).
El proyecto Lontué 2 corresponde a una nueva planta solar ubicada en la Región del Maule. Dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 6 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).
El emprendimiento PMGD Cóndor La Ligua II contempla la construcción y operación de una planta fotovoltaica con una potencia nominal máxima de 6 MW ubicada en la comuna de La Ligua, Región de Valparaíso. El Proyecto contará con 16.692 paneles con una potencia de generación de 450 Wp cada uno.
El parque fotovoltaico Cantillana corresponde a un proyecto de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), el cual se emplazará en un terreno de 17,64 ha de superficie, ubicado en la comuna de Paine, Provincia de Maipo, Región Metropolitana y consiste en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 10,64 MWp, los que serán inyectados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de un empalme a la línea eléctrica existente propiedad de CGE.
Modificación Avel Solar, de Santa Laura Energy. “La modificación propuesta mantiene el objetivo de generación de energía eléctrica a partir de la energía solar, a través de un parque fotovoltaico cuya potencia máxima a inyectar a la red de distribución es 9 MW AC”, declaró la compañía
El proyecto fotovoltaico Arrebol consiste en la construcción y operación de una planta fotovoltaica, cuya potencia nominal será de 9MW que evacuará su energía generada mediante una línea de media tensión. La planta estará constituida por 30.240 módulos fotovoltaicos, los que se emplazarán en un polígono cuya superficie aproximada será de 29 hectáreas. El Proyecto estará ubicado en la Región de Tarapacá, aproximadamente 65 km al sur de la localidad de Pozo Almonte.
El parque solar Gran Rinconada Norte tiene por objeto satisfacer la creciente demanda energética, utilizando energías renovables no convencionales (ERNC), aprovechando el potencial solar de la Región de Valparaíso.
El proyecto contempla la construcción, operación y cierre de un Parque Solar Fotovoltaico, de potencia nominal igual a 7 MW, con la finalidad de generar energía eléctrica. Esta potencia se alcanzará mediante la instalación de hasta 15.120 módulos fotovoltaicos de 465 Wp cada uno, alcanzando de esta forma una potencia instalada de hasta 7,03 MWp. No obstante, fue declarado como “desistido” por propio interés del patrocinador.
Mientras el bloque oficialista en el Senado de la Nación agiliza los tiempos para que el Presupuesto 2021 se vote la próxima semana en el recinto, el gobierno incluyó en la última revisión una serie de proyectos energéticos en el capítulo que detalla el Programa de Obra Pública que va a ser financiado con fondos del Tesoro Nacional o instrumentos crediticios gestionados por el Estado.
Los emprendimientos de energía listados en las planillas que integran los anexos del Presupuesto 2021 suman, en conjunto, unas 30 obras que por en total que supera los $ 150.000 millones. Al tipo de cambio promedio que estipuló el Ministerio de Hacienda —92 pesos—, el costo del paquete de obras energéticas supera los US$ 1.500 millones.
La lista de proyectos que integran el anexo del Artículo 11 del Presupuesto es variopinta: figuran desde obras de envergadura como la ampliación del sistema de transporte de gas; la finalización y extensión del GNEA (Gasoducto del NEA); y una partida para las represas de Santa Cruz Cóndor Cliff y La Barrancosa.
Pero también obras que hoy no tienen prioridad como la construcción de la central térmica Manuel Belgrano II, cuya inclusión no deja de ser llamativa porque la capacidad actual del sistema de generación es suficiente para cubrir la demanda de energía.
Un pasaje del lista de obras energética incluida en los anexos del Presupuesto 2021.
Falta de confirmación
De todos modos, que estas obras figuren en el Presupuesto y sean aprobadas por el Congreso no garantizan su puesta en marcha. Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía indicaron incluso que el listado de proyectos fue preparado antes de que Darío Martínez asuma oficialmente la titularidad de la cartera.
A principio del año que viene el Ministerio de Economía definirá a qué obras se les asigna la partida correspondiente y a cuáles no. En el medio se llevarán adelante las reuniones que tendrá el titular de Hacienda Martín Guzmán con los enviados del Fondo Monetario Internacional para renegociar la reestructuración de la deuda con ese organismo. De lo que surja de esos encuentros dependerá del margen fiscal con el que contará el gobierno para financiar estas obras.
El Presupuesto enviado por el Ejecutivo prevé un déficit fiscal para el año próximo del 6% del PBI, incluidos los servicios de la deuda. Por se motivo, se estima que, en cualquier caso, el margen para financiar obras energéticas será escaso.
Los principales proyectos energéticos presentados en el Presupuesto son los siguientes:
La ampliación del Sistema de Transporte de Gas. Para esta obra el proyecto prevé un desembolso de $ 58.816 millones, sólo para el 2021. Sobre este punto, vale recordar que en una reciente entrevista con EconoJournal, el Secretario de Energía Darío Martínez había adelantado que desde su cartera se estaba analizando impulsar una inversión de US$ 600 millones para ampliar en 10 millones de metros cúbicos diarios de gas la capacidad de transporte del actual sistema entre el AMBA y las principales cuencas productoras.
La puesta en marcha de la ETAPA III del Gasoducto del Noreste Argentino. La partida asignada para este proyecto es de $ 40.000 millones para el próximo año y otros $ 30.000 millones para el 2022.
La instalación de la Central Térmica Manuel Belgrano II, presupuestada por $ 5.136 millones. La construcción de esta central de ciclo combinado que aportaría al sistema eléctrico una potencia de 810 MW, había sido adjudicada en 2014 a un consorcio del que formaba parte Electroingeniería, la empresa de Gerardo Ferreyra y Osvaldo Acosta. El proyecto quedó congelado por falta de financiamiento durante el gobierno de Mauricio Macri. Ferreyra es uno de los asesores informales en materia de energía de un sector del gobierno.
La Etapa 1 del Plan Integral de Consolidación Eléctrica en el AMBA, con una partida estipulada por $7.500 millones. Sobre este punto, Martínez también había anunciado que tenía previsto avanzar en un plan de inversiones de dos años para mejorar la distribución eléctrica y evitar los cortes de servicio en los picos de demanda.
El Plan Integral Energético en Tierra el Fuego para la interconexión y generación en boca de pozo, con una partida de $ 6.029 millones
La implementación de los programas “Acercar Gas” y “Más y Mejor iluminación”, por $ 5.000 millones y $1.600 millones, respectivamente.
La transferencia a CAMMESA para financiar proyectos por $ 3.000 millones.
El gobierno lanzó la Mesa Nacional de Minería con el objetivo de confeccionar un plan estratégico con los diferentes actores del sector que presentará en marzo de 2021. La iniciativa, impulsada por el secretario minero Alberto Hensel, tiene el objetivo de establecer una política nacional de minería para los próximos 30 años, pero con la urgencia de concretar inversiones y reactivar un sector que puede ofrecerle ingresos de dólares frescos a una economía que los necesita.
Abrió el evento realizado por teleconferencia el Ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, que señaló: “la minería es parte de la solución y de la respuesta que tenemos que dar para volver a desarrollarnos. No existe más la discusión minería versus cuidado del medio ambiente. Son las dos cosas, tenemos que producir más y cuidando el medio ambiente». Y agregó que “es bueno que discutamos el modelo minero, porque el tipo de modelo productivo no es neutral. Necesitamos una minería sustentable y que tenga como uno de sus ejes principales el cuidado del medio ambiente, que tenga las mejores tecnologías y que se plantee un Estado presente para su fiscalización y que lo haga en diálogo con la ciudadanía”.
Por su parte, Hensel remarcó que “la minería tiene mucho para aportar al país en producción y exportaciones. Estamos elaborando un plan nacional estratégico para el desarrollo argentino que fije las reglas del juego para los próximos 30 años en el sector minero”. “Es un plan para una actividad que demanda mucha inversión de largo plazo y alto riesgo. Se habla del modelo minero chileno, australiano, canadiense o peruano y creemos que tenemos que conformar un modelo minero nacional”, añadió Hensel. “Hoy no se puede hablar de minería sin hablar de la sostenibilidad ambiental, la inclusión social, la integración productiva y la competitividad del sector”, concluyó.
Al mismo tiempo, la Secretaría de Minería está trabajando en un análisis “proyecto por proyecto” para que cada desarrollo sea analizado de manera singular y se puedan concretar avances en el sector metalífero, donde se encuentran los emprendimientos de oro, cobre, plata y litio, que son los que generan las inversiones más grandes.
Mesa Nacional Minera
En la conferencia participaron los gobernadores de las provincias mineras como Sergio Uñac de San Juan, Raúl Jalil de Catamarca, Sergio Arcioni de Chubut, Omar Gutiérrez de Neuquén y Alberto Rodríguez Saá de San Luis. Además, estuvieron presentes funcionarios de minería de Santa Cruz, Mendoza, Jujuy, Córdoba, Río Negro y participaron distintas instituciones gubernamentales.
Llamativamente no participó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Juan Cabandié, a pesar de que las intervenciones de los participantes hicieron foco en la sustentabilidad y el cuidado ambiental.
La Mesa Nacional de Minería es un espacio multisectorial que está formada por el gobierno nacional y las provincias, legisladores, las distintas cámaras empresarias del sector, los sindicatos, las diferentes instancias académicas (universidades, Ministerio de Ciencia y Tecnología, INTI, entre otras) y una variada gama de organizaciones de la sociedad civil, incluso a las diferentes iglesias.
Desde las cámaras indicaron a Econojournal que uno de los focos está en las condiciones tributarias “para que los proyectos sean viables en un determinado plazo, de manera de tener producción con un recupero de inversión más rápido”.
El gobierno nacional rechazó un recurso presentado por la empresa mendocina IMPSA para pedir información y antecedentes sobre la licitación internacional número 669 en la millonaria obra de ampliación de Yacyretá, concretamente en la millonaria obra del brazo Aña Cuá. La resolución 86, firmada por el secretario energético Darío Martínez, señala que “esta Secretaría se encuentra impedida de suministrar la información requerida por la firma IMPSA S.A.”.
La licitación la ganó la alemana Voith, uno de los grandes jugadores del negocio hidroeléctrico a nivel internacional que cuenta con el respaldo del gobierno de Angela Merkel. La firma del contrato fue en octubre de 2019 y contempla ampliar la potencia del complejo de la represa binacional en un 9% y llevarla a 1.809 MW.
La compañía IMPSA, que compitió en la licitación en la licitación mediante el consorcio Araverá, integrado también por la paraguaya CIE y Power China, perdió la compulsa frente a la compañía alemanay cuestionó el proceso licitatorio. Se trata de una obra de alrededor de 293 millones de dólares y contempla la instalación de tres turbinas verticales del tipo Kaplan de 92 MW cada una y tres transformadores de 100 MVA.
¿Qué dice la resolución?
La resolución 86 del Poder Ejecutivo afirma: “Recházase la presentación efectuada como recurso, en fecha 9 de diciembre de 2019, interpuesta por la firma IMPSA S.A., la que deberá ser considerada como pedido de acceso a la información pública en los términos de la Ley N° 27.275”.
En el segundo artículo añade que “no obran en el ámbito de esta Secretaría antecedentes vinculados a la Licitación Pública Internacional N° 669, convocada por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), para el suministro electromecánico de generación, en la ampliación de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá en el Brazo Aña Cuá”.
En los considerandos, la Secretaría de Energía afirma que “no se advierte en las presentaciones efectuadas la impugnación de ningún acto en concreto, por lo que corresponde a esta autoridad desestimar la presentación efectuada como recurso, procediendo a tratar como ejercicio del Derecho de Acceso a la Información Pública a la presentación efectuada en fecha 9 de diciembre de 2019”.
En el último artículo, la resolución remarca: “notifíquese a la firma IMPSA S.A., y a la EBY a fin de que ésta última proceda a presentar esta resolución ante el Juzgado Contencioso Administrativo Federal N° 8 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en los autos caratulados “Industrias Metalúrgicas Pescarmona c/ Ente Binacional Yacyretá s/ Medida Cautelar (Expte. N° 69007/2019)”.
La agencia de investigación energética Rystad Energy estimó que la demanda de crudo en 2020 alcanzará un promedio de 89,3 millones de barriles diarios (bpd), frente a los 99.6 millones de bpd alcanzados en 2019. A su vez, calculó que si bien la demanda se recuperará en 2021, seguirá por debajo de la del año pasado, ya que el promedio sería de 94,8 millones de bpd.
Para 2022, la demanda de petróleo se recuperaría a 98.4 millones de bpd, aún estancada por debajo de los niveles previos al virus debido a los impactos estructurales del Covid-19, relacionados con menos desplazamientos laborales y una recuperación de la aviación más lenta. Solo en 2023 la demanda se recuperará a los niveles anteriores a Covid-19 y volverá a 100.1 millones de bpd. Entre 2025 y 2030, la demanda de petróleo entrará en una fase de meseta en alrededor de 102 millones de bpd. Según la agencia, en esta fase ya no habrá ningún impacto residual de Covid-19.
Transición energética
El informe de Rystar Energy también indicó que como efecto del Covid-19 sobre la demanda de petróleo, la transición energética se está acelerando. Señaló que el sector transporte, con 60% de la demanda de petróleo, será el motor final de este cambio.
Para 2025, se espera que los vehículos híbridos enchufables y eléctricos a batería (EVs), alcancen una participación de mercado del 14% en las ventas de vehículos nuevos de pasajeros, y luego crezcan aún más hasta el 80% para 2050.
Aunque la industria upstream de petróleo y gas de Texas se mantuvo en contracción en el tercer trimestre, han surgido indicios en el empleo y el conteo de plataformas de que el sector ya pudo haber visto lo peor de la recesión y podría dirigirse a la recuperación. Así lo informó la Alianza de Productores de Energía de Texas en su último reporte del Índice Texas Petro (TPI).
De acuerdo a datos brindados por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes, la semana pasada se activaron nueve plataformas de petróleo nuevas. En tanto que los datos de la Comisión de la Fuerza Laboral de Texas mostraron que el sector de petróleo y gas upstream de dicho estado sumó 700 empleos en septiembre.
“En un momento en que algunos cuestionan el futuro del petróleo y el gas natural, este crecimiento laboral pequeño pero positivo es un indicador de mejores días por delante”, dijo Todd Staples, presidente de la Asociación de Petróleo y Gas de Texas, en un comunicado.
El índice de actividad de exploración y producción en Texas disminuyó por decimonoveno mes consecutivo en septiembre, cayendo a 145,4 desde 150,4 en agosto, y un 27,5 por ciento en comparación con el índice de septiembre de 2019. El TPI registró un pico en febrero de 2019 y fue perdiendo alrededor del 32 por ciento desde entonces.
“Si bien el índice continuó su declive, septiembre fue un mes importante porque brinda algunas señales importantes de la próxima recuperación en la economía upstream de petróleo y gas de Texas”, señaló el informe de la alianza de productores de Texas.
La industria agregó unas pocas docenas de puestos de trabajo en septiembre y el número de plataformas en funcionamiento en Texas aumentó ligeramente. «Normalmente, hay muy pocas razones para entusiasmarse con la incorporación de tres plataformas y 30 empleados de la industria en todo el estado de un mes a otro», dijo Karr Ingham, economista y creador del TPI.
“Pero cuando representan los primeros aumentos en más de un año y medio, y luego de la peor contracción de la demanda registrada gracias a COVID, las cifras son muy emocionantes porque, con suerte, señalan el comienzo del fin de esta desagradable recesión”, agregó el especialista.
El gobierno de Colombia contempla desarrollar dos nuevos oleoductos en menos de tres años. Se trata, por un lado, de la línea que va desde San Martín (Meta) a Buenaventura, y por el otro, a la que une a Banadía (Arauca) con Barrancabermeja.
Con estos proyectos, el Ministerio de Minas y Energía (MME) apunta a optimizar la operación petrolera en los Llanos Orientales y a su vez curarse el dolor de cabeza de lo que significa que el oleoducto Caño Limón – Coveñas este parado la mayor parte por voladuras en la región de Tibú.
Aunque el Oleoducto al Pacífico (OAP), está suspendido por el momento, como lo afirmaron voceros de Ecopetrol, esta mega obra de 780 kilómetros de longitud que se reactivaría en los próximos meses, transportaría diluyentes desde el puerto de Buenaventura hasta el municipio de San Martín, corazón de la cuenca sedimentaria Llanos, para la producción de crudo pesado.
Así mismo, serviría de canal para llevar el crudo que se produce en este lugar del país a los mercados de Asia, como Corea del Sur, China y Vietnam.
El trazado del OAP cruzaría los departamentos del Valle del Cauca, Tolima, Huila, Caquetá y Meta. Del total de su longitud, 25 kilómetros estarán mar adentro frente al citado puerto en el Pacífico.
El OAP incluye tres unidades de negocio, que buscan ofrecer soluciones desde el punto de vista costo beneficio. La primera, es la terminal para almacenar y mezclar crudo pesado para su exportación y la importación de diluyente, ubicado cerca a Buenaventura; la segunda, es el montaje del ducto para la importación de diluyente; y la tercera, es la construcción de un tubo para la exportación de crudo.
Es obra también incluye la construcción de un sistema de transporte que se conecta con el Oleoducto Tapir, para servir a la cuenca Caguán-Putumayo.
El otro oleoducto
Los constantes atentados al oleoducto Caño Limón – Coveñas están reviviendo un viejo proyecto por parte del MME, el cual puede convertirse en la tabla de salvación para sacar con seguridad el petróleo que se produce en los campos petroleros en el departamento de Arauca.
Es el oleoducto Banadía – Barrancabermeja, el cual no solo reduciría en tiempo el transporte de crudo hasta el puerto de Coveñas, sino que además se complementaría con la red de oleoductos que traen el crudo desde Casanare y Meta.
“Es una buena alternativa, ya que garantizaría una operación constante y sin interrupciones para llevar el crudo desde el campo Caño Limón hasta el puerto de Coveñas”, señaló el consultor Julio César Vera.
El analista dejó en que por tema de costos, el montaje del oleoducto sería muy alto, lo que no compensaría la inversión con respecto a los costos de transporte. Además, subrayó que las mismas características de su trazado han desatado polémica con respecto a su desarrollo, ya que tendría que cruzar el páramo de Pisba.
La extensión del oleoducto Banadía – Barrancabermeja estaría cercana a los 300 kilómetros, y su complejidad radicaría en los compresores para transportar el crudo desde el nivel del mar hasta los casi 2.700 metros de altura, y en promedio los 220.000 barriles de petróleo que se sacan al día desde los campos de Caño Limón y Caricare.
Unos días antes de la elección presidencial, Luis Arcehabló por teléfono con el presidente Alberto Fernández, con quien ya había reunido personalmente a principios de año. Conversaron sobre la votación de los bolivianos residentes en la Argentina, evaluaron el cambio político en la región que estaba a punto de darse y analizaron los avances de la vacuna contra el coronavirus que se produce en nuestro país. Tras la charla, Arce lo llamó “hermano”.
La relación bilateral entre la Argentina y Bolivia entrará en un proceso de reconstrucción en los próximos meses. Con expectativa de que el vínculo vuelva a ser tan cercano como fue hasta 2015, se buscará dejar atrás el quiebre que se generó en noviembre del año pasado, cuando estalló la crisis institucional, renunció Evo Morales y asumió Jeanine Áñez, no reconocida por el gobierno argentino.
Fuentes que forman parte de la interlocución entre la Casa Rosada y el Movimiento al Socialismo (MAS), espacio que lidera Morales e integra Arce, proyectan que los países recuperarán la sintonía del pasado al ser liderados por mandatarios con personalidades similares. “Se va a volver a repetir el escenario de antes porque el perfil de Alberto y Arce tienen muchas similitudes. Arce es muy preparado, le gusta hablar mucho y se aboca a la historia. Alberto es parecido”, señala un hombre que habló con el Presidente tras el triunfo de Arce.
La balanza de poder regional tampoco permitirá, coinciden las fuentes consultadas, que haya lugar para rispideces. El regreso del MAS al poder cambiará el color político de Bolivia en la región y servirá como contrapeso frente a países como Brasil y Uruguay. La Argentina ya no estará tan aislada.
Un exfuncionario que estuvo en la primera línea de contacto del gobierno de Cristina Kirchner y el de Morales afirma que desde 2015, cuando asumió Mauricio Macri, la relación se enfrió no solo en lo político, sino también en lo comercial, particularmente con la renegociación de los acuerdos de importación de gas, que permitieron un ahorro millonario para la Argentina. El ingreso de divisas en Bolivia depende en buena medida de la compra argentina (y brasileña) de gas.
“Bolivia trató de sostener la relación amistosa. Ahora hay que refundar la relación que existió durante el gobierno de Néstor [Kirchner] y Cristina, fundamentalmente la ultima etapa”, señaló.
En la diplomacia señalan, de todas formas, que el vínculo que Morales logró tejer con Kirchner, Luiz Inácio Lula da Silva (Brasil) y Hugo Chávez (Venezuela) en la década pasada será difícil de reeditar porque el contexto regional es muy diferente. En esta suerte de revitalización de la “Patria Grande” hay cuestiones que quedaron pendientes del momento de mayor salud de integración regional, como el ingreso de Bolivia al Mercosur, un trámite que estaba avanzado y se frenó en 2015.
La expectativa del Gobierno, indicaron fuentes de la Cancillería que conduce Felipe Solá, es que Bolivia reactive su participación en la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (Celac), darle el “empujón final” para que se convierta en miembro pleno del Mercosur, renegociar acuerdos para la compra de gas y volver a nombrar un embajador.
En comparación con aquella época, los liderazgos también son distintos. Arce fue ministro de Economía y de Finanzas de Morales durante casi todo su gobierno, con una pausa de un año y medio por cuestiones de salud, y tiene un perfil opuesto al del exmandatario. Perfil bajo, tecnócrata y poco carisma, Arce contrasta con el estilo de Morales, pero ambos tienen una relación muy cercana, al punto de que quienes conocen ese vínculo descartan que Arce pueda darle la espalda a su líder político una vez en el poder, como Lenin Moreno hizo con Rafael Correa en Ecuador. Arce tiene la experiencia técnica, Morales tiene el control del territorio.
La reconstrucción del vínculo comenzará simbólicamente con el eventual viaje del presidente Fernández a La Paz junto a Morales, que continúa exiliado en nuestro país. La Casa Rosada no confirmó todavía ese viaje, que dependerá de las condiciones sanitarias. Tampoco está definida la fecha del traspaso de poder.
El Presidente había manifestado su intención de viajar durante la cena que le dedicó a Morales días atrás, en la que compartieron mesa con el diputado nacional y exembajador en el Vaticano, Eduardo Valdés, uno de los interlocutores diplomáticos del mandatario, y el diputado nacional y sindicalista Hugo Yasky.
