La Argentina es bicontinental si se contempla el nuevo mapa con la Antártida incluida. Además, se ampliaron los límites externos de la plataforma continental. Una larga aventura marina de la Argentina en varios capítulos terminó en las últimas semanas con un hecho histórico. No fue estrictamente un viaje como los que recrean las novelas o las películas por el Océano Atlántico sur, el mar que bordea a la Argentina, donde hay una enorme riqueza pesquera y una pintoresca fauna de leones, lobos, elefantes marinos, pingüinos y ballenas. Pero sí involucra directamente a ese mar y a su llamada plataforma continental -que es la prolongación natural del territorio […]
La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles alertó que están en peligro 9 mil puestos de trabajo La Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles hizo conocer su preocupación por la “profunda crisis que atraviesa la actividad de biodiesel”, en el país. “Hay 9 mil puestos de trabajo en riesgo”, señalaron desde la entidad gremial. ¨Por eso, Los gremios que conforman la Federación instaron a la conformación de una mesa de trabajo que “lleva a soluciones urgentes a todos los actores de la rama Biocombustible”, dijeron Esta organización viene denunciando y solicitando respuesta desde hace meses, y hoy la situación ha empeorado notablemente con las consecuencias del […]
El pasado jueves 30 de julio, SIFER GAS lanzó el sistema de franquicias de Estaciones de Servicio de Gas Licuado de Petróleo de Uso Automotor (GLPA) en Argentina. “Desde entonces no cesaron de llegarnos solicitudes de información de distintas ciudades”, destaca Raúl Persoglia, presidente de la compañía. En diálogo con surtidores.com.ar, el ejecutivo cuenta que de esa cantidad de consultas pasarán por su primer filtro de sólo 10 franquicias. “En esta primera etapa”, aclara. “Nuestro foco está puesto en el corredor Buenos Aires – Rosario – Santa Fe -Córdoba – Mendoza; pero no nos limitamos solo a esa posibilidad. De hecho, recibimos […]
Se trata de una compañía provincial que tendrá inversores privados. La mina de Malargüe será un proyecto de menor envergadura que el original Luego de las negociaciones con la empresa brasileña Vale, que tenía la concesión de la mina de potasio Río Colorado, cuya explotación resultó fallida, la provincia de Mendoza recuperará el control del yacimiento – el acuerdo cerrado se estaría firmando en los próximos días– y la idea del Gobierno es su explotación a manos de una empresa provincial a crearse. Pero se asegura que reactivar Potasio Río Colorado sería solo el primer objetivo. Para ello, luego de […]
Durante este último periodo Yingli ha mantenido operaciones normales, logrando negocios como el 117MW Oriente Medio y Proyecto de demostración de energía inteligente de 260MW en Zhangjia kou.
Actualmente la compañía China acaba de ganar una licitación desarrollada por la empresa China Huaneng Group Co, en la que adjudicó 1250 MW en paneles solares.
“La reestructuración nos ha permitido fortalecer nuestra área de negocios y tecnologías de Yingli. Esto nos ha dado una hoja de ruta clara para seguir trayendo a cada uno de los más de 100 paises donde hacemos presencia las nuevas tecnologías que estamos desarrollando en la industria fotovoltaica”, manifiesta Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.
La reestructuración que abarca las entidades de fabricación de Yingli, que incluye los principales activos de la corporación, capacidad de producción, cadena de suministro, tecnología, marca, canal de ventas, entre otras actividades.
Y tiene como objetivo eliminar los pasivos de la compañía y recuperar su flujo de caja, permitiendo mantener el funcionamiento de normal de la empresa y minimizando el impacto negativo a los proveedores e incrementar los clientes en todo el mundo.
En uno de los más recientes informes de Bloomberg, gracias al proceso de reestructuración que está atravesando, Yingli Solar ha conseguido volver al top 20 para obtener el financiamiento de deuda de los bancos comerciales.
La tecnología bifacial ha logrado los mejores resultados de bancabilidad en la encuesta, una tecnología en la que Yingli Solar cuenta con diferentes familias de módulos, tanto con células tipo P como N, células completas y células divididas.
“Completado el periodo final de reestructuración, la compañía entrará en una senda de desarrollo saludable, los que permitirá que el índice de endeudamiento caiga al nivel más bajo de la industria. Nuestro flujo de caja también mejorará enormemente, y el liderazgo tecnológico y la competitividad de producto se fortalecerán aún más, lo que será propicio para incrementar aún más la estabilidad, la competitividad de la cadena industrial y la de suministros», declaró el Director Financiero de Yingli Green Energy, Wang Yiyue.
En mayo de 2018, Trina Solar adquirió una participación del 51% de Nclave y se convirtió en la primera empresa fotovoltaica china en adquirir una corporación de sistemas de seguimiento solar en el extranjero.
«La adquisición del capital restante es un despliegue estratégico importante para la compañía y mejorará aún más la amplia competitividad de la marca en el mercado», explican desde Trina.
El rastreador inteligente Nclave es uno de los productos de hardware clave de la solución fotovoltaica inteligente integral de Trina Solar, TrinaPro.
Lanzada en 2018, TrinaPro provee soluciones integrales para propietarios y desarrolladores de proyectos al ofrecer servicios de diseño e ingeniería que satisfacen sus necesidades para una entrega integral.
Desde su lanzamiento, TrinaPro ha proporcionado soluciones de alto valor a varias estaciones de energía fotovoltaica, reduciendo en gran medida sus costos de equilibrio del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) al tiempo que aumenta las capacidades de generación de energía del mismo.
Con una excelente influencia de marca, productos y servicios, TrinaPro ha logrado un rápido crecimiento y su demanda se ha duplicado en el mercado extranjero.
Con la industria fotovoltaica entrando en la era de la energía ultra alta, Trina Solar ha lanzado la primera solución integral de más de 500 Watts de la industria: TrinaPro Mega. Basado en el sistema TrinaPro, TrinaPro Mega está equipada con módulos que alcanzan esa magna potencia para mejorar aún más el rendimiento general de la solución y reducir el costo de la electricidad.
Fundada en 1999, Nclave se especializa en el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de niveladores fijos y rastreadores solares. Con más de 5 GW desarrollados en todo el mundo, oficinas en los cinco continentes, y más de 300 proyectos realizados, Nclave ofrece a sus clientes un producto de óptima calidad con la más avanzada tecnología, logrando así un mejor desempeño en cada proyecto.
Los especialistas de la compañía se adaptan a cualquier solicitud y brindan soluciones a la medida de sus clientes. En los campos de la operación y guías de mantenimiento, sus componentes básicos y diseños estructurales han obtenido muchas patentes internacionales en Europa, América, España y otros países o regiones.
De acuerdo con el “Reporte de Visión Global de Rastreo Solar Fotovoltaico” de GTM Research, el mercado de seguidores fotovoltaicos creció en promedio un 66% en 2019, algo significativamente más grande que el 24% en 2017 y el 36% en 2018. En el informe, Nclave fue enlistado dentro del “Top 10 de los Rastreadores Fotovoltaicos de 2019”, solamente otra compañía china fue nombrada dentro de esa categoría.
Después de completar la adquisición, Trina Solar proveerá productos de rastreo solar de alta calidad al mercado global, confiando en las ventajas de innovación tecnológica de Nclave que lideran la industria y en la amplia experiencia en Investigación y Desarrollo en seguidores, así como en su producción y ventas.
Wu Qun, Secretario de la Junta Directiva de Trina Solar, dijo después de la adquisición que “la acumulación de tecnología de Nclave en el campo de los rastreadores inteligentes, combinada con la investigación y el desarrollo de conocimiento técnico líder del State Key Laboratory de Trina Solar en el campo de la energía fotovoltaica, mejorará aún más nuestras soluciones integrales, así como la eficiencia de nuestros productos de seguimiento.
Trina Solar continuará optimizando la integración y promoverá la sinergia entre los productos de módulos de ultra alta potencia y los de rastreo solar de Nclave para satisfacer las necesidades principales de los clientes y para crear un mayor valor para ellos».
Para el Gobierno de La Pampa, este proyecto es ahora de interés provincial, tal como fue relejado en una resolución que se publicó el pasado 11 de septiembre.
De esta manera, la administración demuestra su apoyo para facilitar su construcción.
Latinoamericana de Energía fue adjudicada de seis proyectos de tecnología solar fotovoltaica y el parque eólico en Acha, La Pampa.
En total, la empresa trabaja con 12 proyectos en Argentina. Seis de estos fueron ganadores del Programa RenovAr y a otros seis se le asignó prioridad de despacho en el marco del Mercado a Término de las Energías Renovables (MATER).
Parque Solar Ullum X, 100 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Solar La Pirka, 100 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Solar Los Zorritos 50 MW (RenovAr ronda 2)
Parque Eólico General Acha 60 MW (RenovAr ronda 2)
A principios de este mes, el Gobierno de Colombia aplicó los beneficios tributarios que prometen la Ley 1715 y el Plan Nacional de Desarrollo para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía renovables (FNCE). Lo hizo a través de la Resolución 203 (ver en línea).
En la normativa (ver) se detallan los “requisitos y el procedimiento a través del cual la UPME evaluará las solicitudes y emitirá los certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA y exención de derechos arancelarios a inversiones en investigación, desarrollo o producción de energía” a partir fuentes de energías renovables.
Poco antes de esta resolución, la entidad de planificación energética había expedido una similar, la 196, que determina los mismos beneficios para proyectos de Gestión Eficiente de Energía (GEE).
Ahora, con motivo de despejar dudas del sector privado, la UPME organizó un taller de socialización donde explicará los procedimientos para acceder a los certificados de incentivos tributarios.
Cabe señalar que la publicación de la Resolución 203 vino acompañada de un mecanismo más sencillo para realizar tramitaciones, el cual se estará explicando con precisión durante el taller.
“Si tiene un proyecto de FNCE (renovables) o GEE (eficiencia energética) envíelo a través del correo electrónico incentivoseefnce@upme.gov.co”, invita la UPME.
En 35 días salen los certificados
La nueva medida asegura que la UPME contará con un máximo de 35 días calendario para expedir el certificado para proyectos de energías renovables, y 2 meses para los de eficiencia energética.
“Si tiene más dudas sobre el procedimiento o su solicitud, en el link https://bit.ly/34iVdCE puede consultar un minisitio web con información didáctica sobre los pasos a seguir para la solicitud del certificado, un aplicativo para el seguimiento en línea de su solicitud, una sección para la consulta de estadísticas relevantes, así como documentación de interés del procedimiento”, invita la entidad.
Cualquier consulta puede ser dirigida al correo correspondencia@upme.gov.co
Desde hace dos meses que la Contraloría General de la Republica está revisando la última versión del famoso Decreto Supremo N°88 (DS88). Todavía continúa haciéndolo.
Pero, fuentes del sector privado consultadas por Energía Estratégica, muy al tanto de todo este proceso, aseguran que antes de que finalice el mes debería publicarse. “Esta semana o la otra”, confían.
Si bien esta nueva medida es antipática para la industria, ya que la ecuación de precios por MWh que propone para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) es más baja que la que funciona hoy, el cambio es muy esperado porque vendría a traer certezas al mercado.
Es que desde el año pasado que el Gobierno de Chile se hace eco de estas modificaciones para los proyectos de energías renovables menores a 9 MW. Según advierten los ejecutivos de empresa, se hace difícil apalancar emprendimientos en este contexto de incertidumbres.
A recordar, el DS88 cambia el precio estabilizado único fijado en el Decreto Supremo 244, por uno de bandas horarias. Esto redunda en una caída en la rentabilidad de los proyectos solares fotovoltaicos (tecnología que predomina el registro de PMGD), ya que reduce el valor por MWh durante las horas del día.
Presentación del Ministerio de Energía sobre los cambios en el precio estabilizado, por otro de bloques horarios
No obstante, el DS88 contempla un régimen transitorio que permite a una camada de proyectos gozar de los beneficios del precio estabilizado durante los próximos 14 años.
De acuerdo a la última versión ingresada a fines de julio del 2020 (descargar), los proyectos que estén en operación o en construcción gozarán del precio estabilizado único durante 165 meses (alrededor de 14 años) desde la publicación del DS88. Lo mismo ocurrirá con los proyectos que inicien construcción hasta 18 meses después de publicado el nuevo decreto.
De publicarse el DS88 en los próximos días, la industria podría registrar un aluvión de proyectos PMGD hasta el primer semestre del 2021, dispuestos a acogerse al régimen transitorio que garantiza mejores precios. Pasado ese periodo, alguno de los expertos de la industria ven un amesetamiento, provocado por el nuevo esquema de bandas horarias.
Pese a las demoras en la reglamentación de la Ley Orgánica de Eficiencia Energética, Ecuador camina hacia un uso eficiente, racional y sostenible de la energía con fuentes de generación renovables.
“La Ley está en vigencia. Por supuesto que pone obstáculos el hecho de no tener aún el reglamento, porque este ayudará a establecer un cronograma y políticas puntuales que no pueden estar en la ley, por lo dinámica y transversal que puede llegar a ser la eficiencia energética”, consideró Esteban Albornoz, exministro de electricidad ecuatoriano y autor de aquella legislación.
Como asambleísta, Albornoz ha insistido al ejecutivo el cumplimiento de la Ley de Eficiencia Energética. Producto de aquella gestión, recientemente se logró el inicio de la ejecución del reglamento con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
En una entrevista exclusiva con Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica y Portal Movilidad, el referente ecuatoriano aseguró que si bien no tener el reglamento aprobado es “una mala señal” para el sector privado, los técnicos permanentes en las instituciones públicas a cargo del reglamento se muestran “muy entusiastas” con su concreción.
Se espera que la finalización de la reglamentación de aquella iniciativa aprobada por unanimidad por el Pleno de la Asamblea Nacional ayude a recuperar la confianza de los privados para continuar las inversiones en este mercado.
“Vamos a seguir peleando desde el ámbito legislativo para que ese reglamento entre en vigor”, reforzó el asambleísta por la provincia del Azuay. Para él, se torna crucial apoyar esta legislación para asegurar incentivos a las energías renovables. No obstante, otros vehículos adicionales llevarían a dinamizar el sector.
“Esperamos que tengan éxito los procesos [públicos de selección de proyectos renovables] porque además son necesarios. Sería un retroceso para nosotros recurrir a los combustibles fósiles para generar energía eléctrica”, declaró Esteban Albornoz.
Competitividad de las energías renovables
En Ecuador, la liberación de subsidios a los combustibles fósiles llevó a un sinceramiento de precios que permitiría que los combustibles retomen su valor internacional y que las energías renovables adquieran mayor visibilidad como alternativa de generación eléctrica.
Según el análisis de Esteban Albornoz, quien también se desempeña como presidente de la Comisión de Desarrollo Económico, Productivo y la Microempresa, el gas no tendría lugar como fuente de transición en el nuevo escenario.
“En Ecuador, es absurdo ir hacia el gas”, valoró, haciendo referencia tanto al sector de transporte como al de electricidad.
Para el asambleísta “no tiene lógica” apostar por aquella fuente energética que requiere ser importada en gran medida. Y sí serían viables los proyectos de generación renovable que se valen de recursos naturales disponibles en el país.
“Una central de 30 MW puede ser impulsada por actores locales, estos pueden ser grandes ejecutores de proyectos (…) tenemos que creer en nosotros. Aunque sí es cierto que existen algunas barreras para aquellos que tienen el músculo financiero para hacerlos, a través de socios estratégicos estos podrán convertir sus proyectos en una realidad (…) sea una central hidráulica y ni se diga fotovoltaica”.
En el segmento de generación distribuida también habrían horizontes promisorios. No obstante, siguiendo la lectura de Albornoz, sería preciso incorporar incentivos para aumentar la demanda de estas alternativas de generación:
“Ya existe una regulación importante que permite un intercambio con el sistema a partir de medidores bidireccionales y paneles, pero todavía no hay impulso suficiente (…) y a eso se agrega el costo actual de la tarifa que es una de las más bajas de la región”.
Y concluyó: “cuesta convencer a los ciudadanos de implementar sistemas fotovoltaicos. Pero podrían darse otras medidas, como eliminar aranceles a los paneles, para dar señales más interesantes que incentiven a la generación distribuida”.
La Cámara Eólica Argentina (CEA) trabaja en una propuesta para consideración del Gobierno Nacional que plantea evaluar el estado de proyectos que incumplieron hitos exigidos en contratos adjudicados en rondas del programa RenovAr o MATER, según sea el caso.
Walter Lanosa, vicepresidente del gremio empresario eólico, y CEO de Genneia, confirmó en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que se trata de una iniciativa que busca transparentar la situación de los oferentes complicados, diferenciando a los «especuladores» de aquellos que han demostrado voluntad de dar continuidad a los proyectos.
«Hay que hacer una separación bastante clara entre aquellos que frente a un contexto macroeconómico -que generó bastantes cambios estructurales- han seguido avanzando y han tratado de demostrar su voluntad (ya sea arrancando su construcción y/o poniendo equity en los proyectos), de aquellos que solamente frente a la obtención de un PPA estuvieron especulando en qué prórroga o de qué manera pueden seguir manteniendo un papel que mañana van a vender a un valor muy interesante», argumentó Lanosa, durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020.
Para el referente empresario, hay una diferencia sustancial entre aquellos dos puntos de vista. De allí es que el CEA apuntaría a que se «premie» a aquellos que han hecho el esfuerzo y, de alguna manera, se «castigue» a aquellos que han salido a especular.
«La especulación en el rubro termina siendo nociva para el mercado y genera una falsa competencia», opinó Walter Lanosa.
«Es fácil demostrar quiénes han querido trabajar de quiénes no: basta con mirar el SPV y ver cómo ha sido capitalizado, ir al terreno y ver qué se ha hecho realmente y si han habido contratistas que han tenido realmente la orden de iniciar obra», puntualizó el vicepresidente del CEA.
¿Qué podría hacerse con los «especuladores»? Walter Lanosa repasó como opciones posibles: devolver el PPA o ejecutar garantías.
«Si queremos cambiar garantías, por poner ese PPA en el mercado y salir a subastarlo nuevamente: bienvenido sea», declaró a título personal. «Si no, está la garantía que se ha dado», agregó.
Nuevos proyectos eólicos en Argentina
Durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020, precisamente en el panel «Modelos de negocios y factibilidad: esquemas viables en la región y robustez de los contratos», Walter Lanosa consideró que el futuro de nueva potencia instalada en Argentina seguramente se vaya a dar por el canal de negociaciones que se pueda tener con grandes usuarios privados.
«No veo ni a CAMESA ni a la Secretaría de Energía lanzando un programa del tipo RenovAr, no parecería necesario», opinó el empresario.
Y argumentó: «tenemos que tomar en cuenta que Argentina va a terminar en el 2020 con casi 42 GW de potencia instalada en el mercado eléctrico para una demanda que en su mejor momento habrá alcanzado un pico de 27. Está claro que salir hacer un programa que incorpore mayor cantidad de energía no parecerían urgente y ni necesario ahora».
Desde la expectativa y necesidades de grandes usuarios que, por razones de competitividad y responsabilidad empresaria, requieren tener desarrollo de energías renovables, sin lugar a dudas, habría una oportunidad latente.
No obstante, siguiendo la lectura del referente empresario, la situación macroeconómica de Argentina continúan complicando las inversiones en cualquier sector.
«Las expectativas de continuar haciendo nuevos desarrollos en el país estarán dadas por la ecuación que es a qué precio el mercado está dispuesto a comprar y de qué manera es posible desarrollar parques eficientes a costos financieros razonables», sintetizó Walter Lanosa.
La Mesa Cuatripartita de la Industria del Petróleo aprobó el contenido del afiche “Reglas de Oro de Vaca Muerta”, que fue realizado en el marco de los Programas Nacionales de Prevención (Pro.Na.Pre) por rama de actividad.
El documento tiene como objetivo la difusión de buenas prácticas para reducir la siniestralidad en las tareas más riesgosas que tiene la actividad. Los tópicos consisten en: seguridad vial, manejo del cambio, trabajo en altura, permiso de trabajo, línea de fuego, operaciones de izado, espacios confinados y aislamiento de energías.
La Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) detalló al respecto que se organizaron capacitaciones por cada uno de los tópicos mencionados para los trabajadores a través de plataformas virtuales, donde los contenidos fueron elaborados y consensuados en el marco de la mesa cuatripartita.
Debido a la cantidad de inscriptos la primera capacitación que tuvo como eje el trabajo en altura y estuvo a cargo de especialistas de Pampa Energía, debió llevarse a cabo en tres fechas.
La elaboración del afiche contó con la participación de la SRT; la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén; el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y la Pampa; y las empresas YPF; Pampa Energía; San Antonio Internacional; DLS Archer; Chevron; Pan American Energy; Pluspetrol; Schlumberger; Total; Weatherford; Halliburton; Baker Hughes; Tecpetrol; Medanito y Clear Petroleum.
La mesa de Vaca Muerta se encuentra en funcionamiento desde principios de 2019 y actualmente está elaborando el Manual de Buenas Prácticas de la industria que incluirá todas las tareas que se realizan durante la perforación y la fractura hidráulica.
El gerente general de la SRT, Marcelo Domínguez, resaltó la importancia de este documento “en el marco de una industria estratégica para el crecimiento y desarrollo nacional”, enfatizando la importancia de lograr ambiente laborales sanos y seguros a través del diálogo cuatripartito, tal como recomienda la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y promueve cada mesa Pro.Na.Pre.
YPF sufrió un duro traspié en la Justicia, que ordenó la inmediata paralización de un contrato estratégico para la petrolera controlada por el gobierno en el área de logística de combustibles. El juez federal Sebastián Ramos dictó una medida cautelar en favor del sindicato SuPeh Flota petrolera, que representa a los operarios marítimos que trabajan en las embarcaciones contratadas por YPF.
El magistrado ordenó que se suspenda temporalmente la contratación de la empresa Compañía Naviera Horamar, que en septiembre del año pasado se adjudicó un contrato de US$ 67 millones por parte de YPF, hasta que no se determine si directivos de la petrolera no incurrieron en prácticas ilegales e irregulares al momento de cerrar esa licitación.
De hecho, Ramos está investigando si los ejecutivos de YPF y funcionarios de la administración de Cambiemos cometieron el delito de “incumplimiento de autoridad y violación de los deberes de funcionario público” y de “defraudación contra la Administración Pública”. Pese a tener escasa repercusión en medios nacionales, el conflicto judicial por la contratación de Horamar captó la atención de la política. Por ejemplo, el ex ministro de Justicia Germán Garavano realizó una gestión personal con el juez Ramos para que el magistrado recibiera a los representantes legales de YPF. A la luz de los hechos, esa diligencia no tuvo los resultados buscados.
Hasta tanto no se expida sobre esa cuestión de fondo, el titular del juzgado federal Criminal y Correccional Nº2 impidió que YPF y Horamar sigan adelante con la ejecución del contrato. Por tal motivo, Horamar —uno de los principales jugadores del sector marítimo, que es controlada por el grupo multinacional Navios Maritime— deberá frenar la construcción de seis barcazas y tres remolcadores que está fabricando en astilleros radicados en Paraguay.
Impacto
Para YPF, la decisión de Ramos es un golpe de efecto. No sólo porque interrumpe la implementación de un contrato estratégico que fue presentado por la gestión pasada como uno de los puntales para reducir los costos logísticos de combustibles. También porque con una extensa resolución de 52 hojas, el juez federal establece una serie de criterios interpretativos que podrían tener implicancias negativas para YPF en ámbitos de la gestión. Por caso, Ramos deja entrever que pese a ser una empresa privada, a la petrolera le caben también responsabilidades legales similares a las de una compañía estatal. Y en esa misma línea, el magistrado parece homologar en ciertas ocasiones la responsabilidad penal de los directivos de YPF con las de un funcionario público.
“YPF se encuentra analizando los fundamentos y el alcance de la medida cautelar dictada el pasado 18/9 por el juzgado Criminal y Correccional federal N° 2, pero sin dudas, presentaremos un recurso recurriendo la medida cautelar”, indicaron fuentes de YPF ante la consulta de EconoJournal. “YPF no comparte los fundamentos expuestos por el juzgado para el dictado de la medida, razón por la cual procederá a recurrirla. La empresa ratifica que el llamado a la licitación nacional e internación para la prestación del servicio de transporte fluvial a partir del año 2021 se realizó sobre bases transparentes y competitivas, favoreciendo la participación de varios oferentes, de conformidad a las normas internas de la empresa”, afirmaron.
La adjudicación se hará efectiva recién a partir del 1º de enero de 2021, por lo que hoy Horamar se encuentra en pleno proceso de construcción de las embarcaciones necesarias para prestar el servicio. Uno de los problemas es que la fabricación se lleva adelante en Paraguay en Astilleros del Chaco.
“No tiene sentido que en una crisis como esta la construcción de esos barcos se realice en Paraguay cuando tranquilamente se podrían construir en el país. Es increíble que YPF, que es una empresa que históricamente fue uno de los impulsores de la industria naval nacional, hoy termine favoreciendo el desarrollo del sector en un país vecino”, cuestionó Jorge Fedenczuk, titular de Supeh Flota Petrolera e Hidrocarburífera, en diálogo con EconoJournal.
Además de la denuncia sobre la validez legal del concurso realizado por YPF, que se firmó el 5 de septiembre de 2019, un par de semanas después de la abultada derrota de Cambiemos en las PASO, toda una rareza en función de las normas de compliance de la empresa, que recomiendan no adjudicar contratos mayores a los US$ 50 millones en épocas de campaña electoral, la contratación de Horamar le generó a YPF un conflicto sindical. National Shipping, la empresa que hoy brinda el servicio, tiene un convenio con el Supeh, el sindicato histórico de YPF. Horamar, en cambio, empleado operarios encuadrados en el Sindicato de Obreros Marítimos (SOMU), otro gremio del sector. La adjudicación a Horamar implica que cerca de 200 trabajadores del Supeh perderá su puesto de trabajo.
La terminal Barranqueras es la principal arteria de combustibles en el norte argentino.
“No vamos a permitir que se despida a más de 200 compañeros. Ni siquiera Repsol avanzó en una dirección así. Con este medida se está avanzando con la extranjerización de la Hidrovía porque Horamar es controlada por Navios, una empresa multinacional Navios que defiende intereses contrarios a la defensa de la industria naval argentina”, criticó Daniel Ocampo, secreterio del Supeh.
El gremialista agregó que “curiosamente el ex subsecretario de Puertos y Vías Navegables del macrismo (Jorge Metz), trabajó durante años en Compañía Naviera Horamar”.
Relación trunca
No es una novedad que el contrato con Horamar está judicializado en distintos fueros. Este medio dio cuenta de ese proceso en el último año. En diciembre del año pasado, el juez comercial Marcelo Dos Santos había dictado una medida pre-cautelar para impedir que la ejecución del contrato en el marco de una demanda presentada por la Cámara de la Industria Naval Argentina (CINA).
Como las partes no acataban su decisión, volvió a reafirmar su orden el 11 de marzo de 2020. Ramos recuperó ahora esas decisiones para ir un paso más allá al ordenar la “suspensión de los efectos del contrato suscripto entre YPF S.A. y la firma Compañía Naviera Horamar para la prestación del Servicio de remolcador de apoyo y del Servicios de transporte fluvial de hidrocarburos para la zona del Km 1196, Río Paraná y Riacho Barranqueras, incluyendo toda actividad secundaria que se encuentra siendo realizada para la prestación de dicho servicio, entre ellas las obras de construcción y adecuación que se estén realizando en el exterior o en nuestro territorio, y/o la importación de barcos, barcazas y remolcadores, como así también cualquier trámite administrativo dirigido a obtener autorizaciones, registros y/o permisos vinculados con las barcazas vinculadas a la prestación de dichos servicios”.
Silvia Martínez, titular de la CINA, avanzó se montó sobre esa misma línea discursiva. “Es ilógico que YPF pague una cifra millonaria en dólares a una empresa que construye sus barcos en Paraguay. En un momento donde el trabajo argentino se precisa más que nunca, se van a girar dólares que el país no tiene para solventar el desarrollo de una industria extranjera”. “No tiene sentido”, concluyó.
La subsecretaria de Energía del gobierno de la Provincia de Buenos Aires emitió un duro informe sobre la Revisión Tarifaria Integral 2017-2022 que la gestión de María Eugenia Vidal firmó con las distribuidoras eléctricas provinciales. Además cuestionó su grado de cumplimiento.
En el documento se advierte que se autorizaron «aumentos desmedidos» y que esa mejora de los ingresos empresarios no fue acompañada en igual medida por mejoras en las inversiones y la calidad del servicio. La revisión de lo actuado por la administración de Vidal se da, sin embargo, en un contexto de crisis macroeconómica y congelamiento tarifario que complejiza el análisis. Desde la ultima vez en que se actualizaron las tarifas, en febrero de 2019, el dólar se apreció casi un 100% y la inflación se acerca al 60 por ciento. Por ese motivo, fuentes de la administración admiten que el deterioro de la economía licuó buena parte de los incrementos tarifarios realizados por la gestión anterior.
Sobre esa base, la gobernación de Axel Kicillof está encarando un proceso de negociación con el grupo DESA —que controla a las cuatro mayores distribuidoras eléctricas de la provincia: Edelap, Edes, Edea y Eden— para revisar lo hecho, pero también para definir cómo seguir hacia adelante a fin de reactivar la inversión en las redes de distribución. En esa clave, la administración provincial le marca el camino al gobierno nacional, que tras 10 meses de gestión aún no explicó cuál es la estrategia para revisar las tarifas de Edenor y Edesur.
Desde el grupo DESA se manifiestan optimistas en que «seguramente se arribara a un acuerdo de entendimiento, con el lanzamiento de un plan de trabajo en conjunto que implique el sostenimiento del servicio de distribución de energia eléctrica, aportando previsibilidad y estabilidad regulatoria, en miras al desarrollo económico y social de las áreas de concesión comprometidas».
Negociación
La provincia firmó con el Grupo DESA, que es liderado por el empresario Rogelio Pagano, dos adendas para regularizar el congelamiento tarifario dispuesto hasta fin de año por el presidente Alberto Fernández. Y ahora discute en buenos términos cómo reencauzar la discusión con las empresas. Es que como las tarifas están congeladas desde principios de 2019, las distribuidoras también le reclaman al Estado cifras millonarias por la no actualización. Se trata, en la práctica, de un reclamo cruzado que se dirimirá en una negociación entre las partes.
Fuentes de la provincia admitieron, en esa dirección, a EconoJournal que el objetivo es recomponer tarifas en el primer trimestre de 2021 (por debajo de la inflación), con el objetivo de apuntalar un plan de inversiones en el segmento de transporte y distribución eléctrica por unos US$ 600 millones.
Antecedentes
En 2016 el gobierno de Vidal ajustó el Valor Agregado de Distribución (VAD) un 112% y se instruyó a la realización de la RTI para el período 2017-2022, para lo cual se creó un Comité de Ejecución del proceso de Revisión Tarifaria Integral (CERTI).
El incremento resultante de la RTI fue del 51%, que se aplicó sobre el aumento de febrero de 2017 resultando en un incremento total del VAD de 220%. Además, se estableció un mecanismo de ajuste anual en base a una fórmula polinómica que ponderó el tipo de cambio, el índice de salarios, el IPIM y el IPC.
En 2018 la fórmula de ajuste se aplicó en dos tramos (50% en septiembre y el 100% en febrero 2019). Por este desfasaje en la actualización del VAD, se creó además un cargo compensador denominado Incremento de Costo Tarifario (ICT), el cual compensa el retraso en la vigencia plena del VAD. En agosto 2019 debía ajustarse el VAD un 52%, pero ese aumento fue postergado y nunca llegó a aplicarse. Tampoco hubo variaciones en lo que va de 2020, por lo que la caja de las empresas
El gobierno de Kicillof afirma que el aumento autorizado en los cuatro años de macrismo osciló entre 2200% y 3800%. Sin embargo, fuentes del grupo DESA explicaron que, en rigor, el aumento se explicó fundamentalmente por la política del gobierno de Mauricio Macri de retirar los subsidios al segmento de generación. «Entre diciembre de 2015 y el mismo mes de 2019 el VAD promedio en una factura de un usuario residencial de 250 kWh/mes se incrementó en un 525%, mientras que el costo de la energía para reducir los subsidios en el mismo plazo se incrementó en un 2500%», detallaron desde la empresa. «El desfasaje temporal entre el pago de la energía a CAMMESA y la recuperación de esos costos por el cobro de las facturas de los usuarios, con las medidas cautelares afectó el capital de trabajo de las empresas y afectó los planes de inversiones», advirtieron.
Detalle de la RTI
El informe de la gobernación sostiene que la RTI “se ha llevado a cabo con información insuficiente y con ausencia de análisis técnicos para la definición de importantes supuestos. En líneas generales, la definición de los mismos siempre se orientó a incrementar los ingresos reconocidos a las distribuidoras”.
Los ingresos requeridos en la RTI comprenden dos conceptos: costos de capital y costos de explotación. El costo de capital representa el 54% de los ingresos reconocidos (40% rentabilidad y 14% amortización), mientras que el 46% restante son costos de explotación (29% costos de personal y 17% otros costos).
Costo de capital
Se utilizó el método de Valor Nuevo de Reposición (VNR), a partir de cantidades físicas informadas por las empresas y costos unitarios (informados por las empresas vs costos de referencia de la consultora Mercados Energéticos, contratada para realizar la RTI).
La subsecretaría de Energía aseguró que “se definió utilizar VNR sin evaluar los resultados que arrojarían otros métodos”. A su vez, se estableció un factor de depreciación normativo de 0,5 que fija que los activos de la base de capital están depreciados al 50% de su valor total, pero el informe denuncia que “no existe análisis técnico que lo sustente”.
También se incluyó como activos de la base de capital inversiones en recuperación de condiciones operativas (catch up). Son inversiones que deberían haberse realizado en años anteriores para mantener la red ajustada a la demanda. Esta decisión también fue cuestionada por la administración actual: “Informadas por las empresas, no responden a un modelo de optimización de la red con la demanda actual a los fines de definir las inversiones de adaptación de la red necesarias para mantener la calidad de servicio y producto”.
Por último, se aclara que para fijar la tasa de rentabilidad se optó por el método WACC, que arrojó un 12,27% antes de impuestos (7,98% después de impuestos). “En economías con altos niveles de riesgo país utilizar una tasa que incluya una prima de riesgo puede resultar inaplicable socialmente”, subraya el informe.
Costo de explotación
Los costos de personal se estimaron a partir de una dotación de personal mediante ratios eficientes y de los salarios vigentes a julio 2016 (informados por el OCEBA). “Los valores resultantes son similares a los costos observados”, dice el informe.
Los otros costos se calcularon a partir de ratios de eficiencia de empresas representativas, considerando la densidad del mercado (y la dispersión) y la cantidad de usuarios (escala de la empresa).
“Los costos operativos reconocidos en la RTI, en comparación con los costos operativos que surgen de los balances y de la declaración de las empresas, fueron mayores a los reales en aproximadamente un 20%”, advierte el documento.
Formula de ajuste
La RTI estableció además la aplicación de una fórmula de ajuste anual, para que los ingresos reconocidos se actualicen considerando el incremento de costos que no depende de decisiones de las empresas distribuidoras. En la fórmula se incluyeron la variación del índice de salarios, el Índice de Precios Mayoristas, el Índice de Precios al Consumidor y el tipo de cambio.
La subsecretaría de Energía aseguró que al aplicar en la tarificación la metodología del Price cup correspondería incorporar un factor de atenuación del ajuste por avance tecnológico o ganancia de eficiencia (factor X). “Sin embargo, en la definición de la fórmula de ajuste se determinó que este factor de atenuación sería 0% para todo el quinquenio”, remarca el informe.
Inversiones
El monto de inversión comprometido para el período 2017-2022 entre las cuatro distribuidoras fue de $5.825 millones. El informe destaca que incluyó solamente las inversiones caracterizadas como “inversiones de recuperación (catch up)”, que son las inversiones necesarias para ajustar la red a la demanda y compensar inversiones no realizadas previamente, pero no incorporó los montos que la tarifa contempla como cuota de amortización. “Si se incluyeran ambos conceptos el compromiso de inversión sería de $12.092 millones”, dice el texto. Es decir, los montos comprometidos de inversiones fueron la mitad de los considerados en los ingresos reconocidos en tarifa.
Se denunció que los montos comprometidos fueron expresados en pesos de julio 2016, sin establecer un procedimiento de actualización para las inversiones que se realizarían, a pesar de que la tarifa tiene un procedimiento de ajuste anual.
El informe señala que debido a esta situación, pese al incremento de los ingresos por parte de las empresas, “el nivel de inversiones se mantiene estable en USD desde 2011 hasta 2018, descendiendo en 2019”.
En respuesta al informe oficial, desde DESA, sociedad controlante de Edelap, Edea, Eden y Edes, aseguraron que “el informe de la Provincia de Buenos Aires menciona que en promedio todas las empresas estuvieron casi un 40% por debajo del comprometido. La variación es el atraso en los ajustes sumado la imposibilidad de financiar las mismas en un mercado que no era el que se pensó al inicio de la RTI. Las menores inversiones se compensan contra los mayores costos que debió enfrentar la concesión producto de los desfasajes en los cuadros tarifario”.
Calidad
“El incremento de la rentabilidad y la falta de inversiones, tuvieron como contrapartida la falta de mejoras en los indicadores de calidad del servicio, los cuales se encuentran igual o peor que en 2015”, dice el informe de Provincia.
De hecho, los indicadores globales de calidad del servicio presentados muestran una evolución heterogénea entre las cuatro distribuidoras. Se observan leves mejoras en EDEN y EDES, y agravamientos en EDELAP y EDEA.
“En relación a las inversiones ejecutadas en base a la planificación estratégica de las Distribuidoras y el compromiso asumido por los parámetros de calidad, se observa la mejora sustancial en los índices de frecuencia y duración de las interrupciones de servicio en el período considerado”, respondió DESA.
Fuente: Grupo DESA
Ganancias
La subsecretaría de Energía sostiene que a raíz de “los grandes incrementos tarifarios, basados en supuestos favorables a las empresas, inversiones subestimadas y subejecutadas, y debilitamiento de los mecanismos e instituciones de control, la contrapartida fue el crecimiento sostenido de las ganancias de las distribuidoras eléctricas de la Provincia de Buenos Aires”.
Las cuatro distribuidoras provinciales mejoraron significativamente su patrimonio neto entre 2015 y 2019. Desde 2016 recuperaron niveles positivos de rentabilidad respecto del activo. “En 2018 alcanzaron una tasa del 9% y en 2019 del 3%”, se destaca. A su vez, “la distribución de dividendos aumentó 1.832% en dólares entre 2016 y 2019. Acumulando en los últimos cuatro años un total de 310 millones de dólares”.
“En cuanto a los dividendos consignados en el informe, debemos aclarar que los mismos obedecen a resultados no efectivamente distribuidos. Muchos resultados contables obedecieron a eliminación de pasivos corrientes como por ejemplo, PUREE, financiamiento CAMMESA largo plazo, ajustes por inflación de los estados contables, entre otros”, respondió DESA.
«Durante el período 2017 – 2019 se pagaron dividendos, principalmente de Edea, Eden y Edes, en porcentaje resultante del cociente entre dividendos pagados y base de activos regulatoria neta es desde el punto de vista metodológico comparable con el retorno esperado, resultando para Edea del 4,2%, Eden 2,5%, Edes 2,8% y Edelap 0,04%; muy por debajo del retorno definido por la autoridad de aplicación”, agregó la sociedad de Rogelio Pagano, controlante de las distribuidoras.
“Sí pagamos impuestos al Estado por esos resultados, pero nunca generaron en su totalidad movimientos de caja hacia el accionista, más allá de la tasa de retorno regulada del 7,98%, después del pago de impuestos”, concluyó la sociedad.
Enel ha sido confirmada una vez más como Global Compact LEAD Company, un reconocimiento que el Grupo ostenta desde 2011. Este reconocimiento distingue a aquellas empresas que se comprometen al máximo con las iniciativas del Pacto Mundial de las Naciones Unidas (PMNU), así como a las que se esfuerzan activamente por implementar los Diez Principios del Pacto Mundial y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en sus actividades empresariales. El anuncio de las Global Compact LEAD companies 2020 se realizó con motivo del evento #UnitingBusiness LIVE, celebrado entre el 21 y el 23 de septiembre de 2020. El evento virtual, que se lleva a cabo durante el 75o periodo de sesiones de la Asamblea General de las Naciones Unidas, reúne a líderes empresariales, gobiernos y representantes de la sociedad civil para hacer hincapié en su compromiso con los objetivos de las Naciones Unidas. La Asamblea General de las Naciones Unidas de este año se enfocará en la necesidad de una cooperación mundial renovada y la recuperación económica frente a la COVID-19.
FRANCESCO STARACE (ENEL HOLDING)
«Nuestra participación activa en el Pacto Mundial de las Naciones Unidas se ha visto reconocida una vez más con nuestra inclusión, por décimo año consecutivo, entre las Global Compact LEAD companies. Enel continúa trabajando incansablemente, de conformidad con el compromiso que el Grupo contrajo hace cinco años en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible de 2015, en la consecución de los ODS, al tiempo que se adhiere a los 10 principios del Pacto Mundial de las Naciones Unidas», ha declarado Francesco Starace, consejero delegado y director general de Enel. «La edición de 2020 marca el quinto año desde la adopción por parte de las Naciones Unidas de la Agenda 2030 para el desarrollo sostenible y los 17 ODS, y este año da inicio a la «Década de acción» hacia la consecución de los ODS de aquí a 2030. Los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) están específicamente incorporados en la estrategia de Enel como catalizadores clave del crecimiento empresarial, y guían nuestro proceso de toma de decisiones hacia la adopción de medidas contra el cambio climático, además de garantizar el suministro de energía limpia y asequible».
El Grupo Enel participa de forma activa en cuatro de las siete plataformas de acción del Pacto Mundial de las Naciones Unidas. Las plataformas reúnen a representantes de las empresas, las redes locales del Pacto Mundial, el mundo académico, la sociedad civil, el gobierno y las Naciones Unidas, para reunir conocimientos y experiencias con el fin de encontrar soluciones a cuestiones complejas e interconectadas a nivel mundial. En concreto, Enel participa en el CFO Taskforce for the SDGs, en el que es patrocinador y el director financiero del Grupo es copresidente; Business Ambition for Climate and Health; Reporting on the SDGs; Peace Justice and Strong Institutions -SDG16, para el que el director general de Enel firmó ‘Statement from Business Leaders for Renewed Global Cooperation’, presentada hoy durante el Foro del Sector Privado.
Como única empresa italiana que participa en el programa de tres días, el consejero delegado de Enel, Francesco Starace, intervendrá el 22 de septiembre, en el marco del Global Impact Forum, en el evento Accelerating Global Climate Action for a 1.5°C Future to Recover Better Together, así como el 23 de septiembre en la sesión Catalysing Finance and Investment for the Achievement of SDG 7, durante el SDG Business Forum. El director financiero de Enel, Alberto De Paoli, participará el 21 de septiembre como orador en el lanzamiento mundial de los CFO Principles on Integrated SDG Investments and Finance, en el marco del Private Sector Forum.
Además, Enel celebra el quinto aniversario del primer compromiso público del Grupo con los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible en 2015. Más del 90% de los 28.700 millones de euros de inversiones totales del Grupo Enel en el periodo 2020-2022, se destinan directamente a cuatro ODS: ODS 7 (Energía asequible y no contaminante), ODS 9 (Industria, innovación e infraestructuras), ODS 11 (Ciudades y comunidades sostenibles), y todos contribuyen al ODS 13 (Acción por el clima), situando la lucha contra el cambio climático en el centro de la estrategia del Grupo. Enel también se ha comprometido a promover el desarrollo social y económico (ODS 8), al tiempo que apoya la educación de calidad (ODS 4). Enel también contribuye a los demás ODS promoviendo un modelo de negocio sostenible, persiguiendo comportamientos sostenibles y aprovechando el ODS 17 para fomentar las asociaciones mundiales con el fin de hacer frente a los múltiples desafíos a los que se enfrenta el mundo.
Las petroleras con áreas en la provincia de Neuquén, el grueso de ellas sobre la formación Vaca Muertasiguen encontrando oportunidades en el exterior. Se trata de la respuesta que pudieron consolidar en el último cuatrimestre, en medio de la caía del mercado interno, signado por un derrumbe de la demanda de crudo en medio de la cuarentena,Según los datos de la secretaría de Energía de la Nación este mes habrá operaciones de venta al exterior por unos 2.424.795 barriles de crudo.
Las empresas con áreas en Neuquén vienen de exportar 2.009.000 de barriles en julio y 2.011.000 en agosto, en un período en el que las exportaciones, de acuerdo a lo que informó el gobierno neuquino, implicaron cerca del 40% de la producción total de crudo de la provincia.
Los datos del gobierno nacional indican que para este mes las siguientes empresas tienen operaciones terminadas en el mercado internacional: Tecpetrol (70.000 barriles); YPF (16.500); Vista Oil & Gas (80.000); Capex (42000); Pampa Energía (27000) y ExxonMobil (45000) y Compañía de Hidrocaburos No Convencionales SA (105.000).
Es una venta significativa: tal como lo viene informando +e desde marzo, en el mundo hay crudo de sobra y la demanda local funciona atada a la de combustibles. La menor cantidad de vehículos circulando y por ende una industria a media máquina se hacen sentir en el procesamiento de crudo en las refinerías con una caída.
De acuerdo a los datos de YPF, que tiene el 56% del mercado de los combustibles en el país, todavía resta recuperar algo así como el 35% de la demanda. En este contexto, todo lo que las petroleras puedan vender al exterior, será un bálsamo para sus golpeadas economías, afectadas por las condiciones internas para el sector desde agosto del 2019.
En estas ventas, tuvo rol sustancial la suba del petróleo del último mes, luego de que en marzo el precio tocara fondo con valores que oscilaron entre los 10 dólares de entonces y la brecha de los 40 dólares para el crudo Brent del Mar del Norte, la referencia para el mercado argentino. Ya se había notado también en agosto pasado.
Hoy la cotización internacional llegó a 43 dólares, una señal de precios que acerca el valor al que rige por decreto en Argentina, de 45 dólares.
Esos 43 dólares del exterior implican una opción importante, si bien dista de ser el mejor escenario para las petroleras, que encuentran flujo de fondos para capear el temporal de una crisis mundial que suma otros escollos en el mercado argentino.
Por cada barril, hay entre cuatro y cinco dólares de descuentos, por cuestiones impositivas y vinculadas al rendimiento del hidrocarburo que se extrae en Vaca Muerta, que se abre paso en el mundo en medio de una crisis histórica. Así, a las empresas les quedan unos 37/39 dólares por cada barril puesto afuera del país.
En la Cuenca Neuquina, con todo, queda mucho para recuperar los niveles de actividad previos a la crisis. El camino de las exportaciones hasta hace poco más de un año se desprendía de un escenario de crecimiento de la producción.
Por el contrario, ahora se trata de oportunidades en medio del estancamiento, con las que las grandes compañías del mundo con áreas en la Cuenca Neuquina logran atenuar el impacto de la crisis y sostener niveles relativos de actividad.
La Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA) manifiesta su creciente preocupación por la grave situación actual ante los injustificados atrasos en la actualización de los precios de referencia que lleva a que la actividad de fraccionado del gas envasado se encuentre ante una situación de déficit insostenible. “El desfasaje producido por la falta de actualización de precios genera una situación crítica en un mercado de 18 millones de consumidores y de una actividad que da empleo directa e indirectamente a más de 9.000 personas”, describió Pedro Cascales, director de CEGLA.
En efecto, el atraso es tan grave que mientras la estructura de costos obliga a un precio mayorista (sin impuestos) de $ 354 por cada garrafa de 10 kg. en planta de fraccionamiento de zona central del país y de $ 400 en el norte, el precio de venta determinado por la Autoridad de Aplicación, dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, es de apenas $ 185 de manera uniforme para todo el territorio nacional. Es decir, los precios actuales no alcanzan siquiera al 50% del valor que se necesita para operar con normalidad.
El retraso es alarmante y coloca a la actividad en una situación totalmente irregular. Comparando con otras alternativas, el precio al público se encuentra muy por debajo del equivalente a la energía eléctrica e incluso en el AMBA por debajo del precio del gas natural.
Es importante resaltar, además, que se trata de un sector que exige cuantiosas inversiones para el mantenimiento de un parque de 18 millones de envases en poder del público, así como para la conservación de la flota de transporte y de la infraestructura de plantas de fraccionado, almacenaje y equipos especiales.
Es interesante ilustrar que en otros países de la región con precios regulados (Uruguay, Perú y Colombia) los márgenes establecidos y consolidados de las tareas de fraccionamiento y distribución se ubican en promedio por encima de los US$ 6 por carga de 10 kg. Ese valor está en el orden de los márgenes históricos en nuestro país. Sin embargo, en la actualidad, y como consecuencia de la acumulación de retrasos en la determinación de precios de referencia, la Secretaría de Energía de la Nación impone precios que ubican ese margen por debajo de los US$ 2.
Es por todo esto que las empresas fraccionadoras vienen reclamando con insistencia al Gobierno nacional que se cumpla con el artículo 34 de la Ley 26.020 y se resuelva la grave e insostenible situación de un sector con enormes inversiones y que brinda un servicio de excelencia en todo el territorio nacional. “Ofrecemos un producto de muy elevada eficiencia, con altos estándares ecológicos y de seguridad. Necesitamos que se establezca un precio de referencia para el GLP en envases que sea coherente con la estructura de costos actual tal como se estipula en la ley”, finalizó Cascales.
La macroeconomía argentina es lo más parecido a un campo minado. El Gobierno no sólo debe atender el problema de la falta de dólares y de un gasto público desbordado, dos cuestiones que de por sí exigen una gran pericia, sino que ya hay otra bomba que empieza a activarse, y que podría resultar letal en caso de que la actividad ensaye cualquier tipo de recuperación: es la energética.
Para los especialistas de la industria, la decisión del Banco Central (BCRA) de empujar a las grandes empresas a una reestructuración forzosa de sus deudas en dólares sólo contribuirá a acelerar la debacle, que comenzó a gestarse a mediados de 2019, y que tiene en vilo tanto a las empresas del sector, como a los gobernadores patagónicos, que están viendo sus finanzas arrasadas.
Y es que las características de los yacimientos argentinos obligan a la industria a mantener un continuo flujo de inversiones solo para sostener los niveles de producción, ni hablar para incrementarlos. Con un mercado de capitales ínfimo, en las compañías estiman que apenas un 20% de esas inversiones pueden fondearse localmente. Y, aun llevándose gran parte del dinero disponible para préstamos del sistema financiero argentino -YPF, Pan American Energy, Vista Oil, Pampa Energía, Total Austral están entre los 10 principales deudores del sistema-, el aporte que pueden recibir de los bancos locales es insignificante.
La inversión de las empresas energéticas depende sobre todo del fondeo internacional. “Cada año -ilustra el director financiero de una petrolera-, nosotros refinanciamos deuda por unos US$1500 millones e invertimos unos 1800 millones”. ¿Cómo harán esas empresas ahora para conseguir dinero para mantener su actividad estable si a los acreedores les dicen que por dos años no podrán pagarles lo que les habían prometido? El desafío es todavía mayor para las empresas que tienen emitidos bonos. No es lo mismo sentarse a negociar con un banco que con miles de acreedores minoristas, que podrían exigir que las empresas les paguen con el flujo que tienen en alguna cuenta en el exterior -todas las petroleras manejan dinero afuera- o ejecutando alguna garantía.
Las empresas no cuentan con los beneficios de un país: no hay inmunidad ni cláusulas de acción colectiva. No hay margen para hacerse el guapo en una negociación corporativa. En la industria de petróleo y gas, que requiere de constantes inversiones, a baja tasa y de largo plazo, no hay demasiados antecedentes de empresas que hayan defaulteado y después seguido en actividad.
En algunas compañías albergan todavía la esperanza de que el BCRA haga cambios a la norma en los próximos días. Hoy la empresa de bandera, YPF, tiene previsto plantearle el tema en una reunión al presidente del Central, Miguel Pesce. La petrolera estatal cerró a fin de julio un canje de deuda por US$1000 millones, que solo un mes y medio más tarde podría tener que revisar. En la semana, Pesce también recibirá a la AmCham, la cámara de comercio norteamericana, que incluye a empresas como Exxon Mobil, Vista Oil & Gas, AES y PAE, entre otras. Si hay algo que le reconocen al Gobierno en el sector privado, es que hay capacidad de escucha. Capacidad de reacción o de comprensión de los temas, ese es otro asunto.
Botón rojo
La medida del Central, no obstante, es el botón rojo que terminaría de activar una bomba que viene gestándose desde hace tiempo. Hace un mes, el consultor Daniel Gerold, tal vez una de las personas más respetadas en la industria, hizo una cruda descripción del sector en una presentación ante el Club del Petróleo. Según dijo, las inversiones estimadas no superarían los US$2660 millones este año, cuando la industria necesita al menos unos US$7500 millones anuales para mantenerse en forma. “O va a haber pérdidas enormes o una cadena de defaults”, advirtió entonces.
Porque empresa que no produce difícilmente genere ingresos para pagar sus deudas. La industria petrolera y gasífera argentina, dice Gerold, está fuertemente endeudada: se estima que debe unos US$17.000 millones, de los cuales solo YPF debería responder por US$7800 millones. A esto se suman otros US$8000 millones del sector eléctrico. Simplificado al extremo, según su diagnóstico, el problema solo se solucionaría con un esquema transparente de reglas, precios de mercado y una apertura de las exportaciones.
La industria está virtualmente trabajando al mínimo, cuando no paralizada. En la cuenca neuquina, por caso, hay solo siete equipos en perforación activos, contra 50 de agosto de 2019. En gas, en tanto, se pasó de un récord de 350 pozos terminados en 2018 a cero este año. Lejos quedaron los sueños de que Vaca Muerta reemplace al complejo agroexportador. Y no solo porque, con la pandemia, el precio del crudo a nivel internacional se desplomó de US$58 por barril a poco menos de US$25 -fue el caso del crudo Brent, el de referencia en el país-, lo que hizo que algunos proyectos no convencionales se volvieran financieramente inviables. Porque, pese a que la demanda global se recupera y también los precios -el viernes ya se ubicaban en US$43 el barril-, la industria sigue sin certezas de largo plazo para avanzar. Y, ahora, ya sabe además que probablemente tampoco tendrán financiamiento.
Toda la cadena energética está crujiendo. No solo la parte del upstream (o producción). También en el último eslabón, el de la distribución, se evidencian serios problemas. Metrogas, compañía de la cual YPF tiene el 70%, anunció hace días que no podrá pagarles a los productores por el gas contratado en junio, julio y agosto, estacionalmente los de mayor consumo, lo que equivale a unos $7500 millones.
Hasta los más pequeños de la industria, las distribuidoras de garrafas, nucleadas en Cadigas, alertaron la semana pasada que podría haber faltantes en las próximas semanas. Los números, dicen, ya no les cierran. Por cada garrafa de 10 kilos, que en el mercado deben vender a $350, pierden 110 pesos.
Existe un consenso a esta altura de que, salvo que el Gobierno tome cartas en el asunto en forma urgente, lo más probable es que el invierno que viene la Argentina tenga que volver a importar gas. Cómo hará para pagarlo a precio de mercado (más alto que el local) y en efectivo, como suele exigirse, cuando no cuenta con un colchón de dólares en el BCRA, será una incógnita. Para la política argentina, 2021 equivale al futuro lejano.
¿Habrá alguien en el Gobierno tomando nota del problema que se avecina? El energético es un sector clave de la economía; no hay actividad económica si no hay energía. Sin embargo, hace 10 meses que prácticamente no hay quien mande en el sector. Primero, fue designado Sergio Lanziani como secretario de Energía, alguien que no era del palo y al que enseguida se lo vació de poder, y ahora se lo reemplazó por Daniel Martínez, un contador que no termina de asumir.
Entre tanto, los planes que se habían planteado para resolver el problema, como el Gas IV, se paralizaron. En el presupuesto 2021 que presentó la semana pasada el ministro Martín Guzmán -ahora responsable de la Secretaría de Energía- está previsto destinar US$200 millones a la producción de gas, apenas 18% de lo que se estima que requiere el sector. ¿Significa eso que subirán entonces las tarifas en al menos un 100%, en un año electoral, para que cierren las cuentas? Ingenuo plantearlo, por más que el ministro ya anticipó que no deseaba un crecimiento real de los subsidios.
Bancos nerviosos
En el cortísimo plazo, está claro que la mirada del equipo económico está en contener la sangría de reservas, que no aflojó la semana pasada aun después del endurecimiento del cepo. En los bancos hay gran nerviosismo. Hasta el viernes no habían logrado ajustar sus sistemas a la nueva operatoria. Es prácticamente imposible cumplir con todo el cotejo de datos que ahora les exige el BCRA para liberar la compra de US$200 por home banking. Algunos temen que el fragor de la crisis cambiaria lleve a sus clientes a ponerse nerviosos y buscar retirar los dólares que tienen depositados en el sistema. Hay depósitos en moneda extranjera por US$19.712 millones.
Guerreros ya de varias batallas -todas recientes-, los bancos comenzaron la semana pasada los trámites para importar de la Reserva Federal unos US$500 millones en billetes, que estarán llegando en estos días. El sistema solo tiene prestados el 30% de sus dólares, el resto los tiene líquidos. Después de la corrida de agosto de 2019, ninguno quiere asumir riesgos. De hecho, para evitar dolores de cabeza ya en los últimos días varios bancos grandes dieron la orden en sus sucursales de no tomar nuevas colocaciones en dólares de sus clientes.
También entre las provincias que en los últimos años emitieron bonos hay gran incertidumbre. Economía fijó estrictas pautas para la renegociación de las deudas provinciales. Córdoba, Mendoza, Entre Ríos, Salta, Buenos Aires son solo algunas de las que están en tratativas para avanzar en canjes, siempre acordes con los lineamientos de Guzmán.
Al igual que la Nación, que hasta febrero pasado siguió pagando los cupones para evitar caer en default, algunas buscan mantener sus pagos al día mientras negocian. Pero en estos casos ahora no está claro si el BCRA les dará los dólares para cubrir los vencimientos que vienen. El primer test le corresponderá a Santa Fe, que tiene que pagar US$8,75 millones pasado mañana, y luego Córdoba, el 12 de octubre, US$26 millones. ¿Habrá cadena de defaults corporativos y además subsoberanos? Falta poco para saberlo.
Cualquier negocio en la Argentina con este nivel de cepo parece inviable.
Difícil plantear un negocio de largo plazo en la Argentina cuando la dirigencia está enfrascada en el cortísimo día a día, no ofrece la más mínima perspectiva de largo plazo y desatiende cuestiones que al fin y al cabo son fundamentales para poder sortear los problemas de hoy.
La Argentina es el quinto productor de energía eólica en el continente americano, detrás de Estados Unidos, Brasil, México y Canadá. En el país hay 46 parques eólicos con una capacidad instalada de 2205 mw, y este año deberían sumarse otros 14 según el cronograma de Cammesa, la compañía que regula el mercado eléctrico, pero hay demoras por la cuarentena del Covid-19. El atractivo del sector fue determinante para captar inversiones de los principales fabricantes de aerogeneradores del mundo, Vestas y Nordex. Ya comenzaron, también, los primeros pasos en exportación pero su continuidad no está garantizada. Todo es incertidumbre y buena parte de las empresas están frenadas esperando definiciones del Gobierno para renovables.
A fines de julio, desde el puerto bonaerense Dock Sud se realizó la primera exportación de torres eólicas de la Argentina; en total son 60 tramos de torres del proyecto Outlaw. Hay un segundo proyecto, denominado Pryor, con 42 tramos más. Ambos son para Estados Unidos. Gri Calviño Towers Argentina, la empresa responsable del producto, surgió de una asociación entre la española Gestamp Renewable Industries con Metalúrgica Calviño S.A, una empresa local que fabrica equipamiento industrial, especializada en puentes grúa y grúas pórticos de servicio pesado.
En el 2011 la firma argentina comenzó su unidad de negocios para la fabricación de torres eólicas para generadores de alta potencia y, hace tres años, cerró la alianza con la española que se dedica al diseño, fabricación y comercialización de toda la cadena de valor del sector industrial eólico. Forma parte del holding de la Corporación Gestamp y cuenta con una docena de fábricas en el mundo. La inversión es de US$20 millones con el objetivo de producir 300 torres al año.
Después de abastecer a distintos proyectos en el mercado local y ante la tendencia decreciente del sector desde hace poco más de un año, Gri Calviño buscó la alternativa de a exportación para manera mantener operativa la empresa.
La otra salida al mundo de la industria eólica fue hace unas semanas a través del puerto de Zárate; la concretaron la empresa española-argentina Haizea Sica, conformada por los grupos Haizea Wind Group y Sica Metalúrgica Argentina S.A. Embarcaron 27 tramos torres eólicas para Vestas. La compañía es una pionera en la industria eólica nacional, con una planta industrial preparada para producir unos 450 tramos de torres anuales.
Haizea Sica opera desde 2017 y proveyó equipos para 60 proyectos eólicos del programa Renovar en Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y la Patagonia. En el corriente mes volverá a despachar, serán 39 tramos más. Tanto la santafesina Sica y la bonaerense Calviño son empresas que venían de otros rubros y que, asociadas con capitales internacionales, se especializaron en tramos de torres eólicas.
Un proceso similar pero para la producción de torres de hormigón es el que realizaron Prear, Pretensa y Fabri. En el caso específico de aerogeneradores, llegaron dos líderes mundiales: el primero fue la danesa Vestas que tiene su planta en Campana (Buenos Aires) y el otra fue Nordex Group (Nordex y Acciona) que cerró un acuerdo hace poco más de un año y medio con la Fábrica Argentina de Aviones (FAdeA), ubicada en Córdoba. No sólo realiza el ensamble de componentes sino también la fabricación de palas.
El futuro
¿Son estas operaciones “brotes verdes” de un sector con futuro en la exportación? Para Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica, “no hay señales de ningún tipo” de la Secretaría de Energía sobre qué va a pasar con las renovables. “Para que el sector siga creciendo hay que modificar la actual ley y llevar la meta al 30% en vez de al 25% para 2030. Así la industria tendría que producir unos 600MW al año que son unos 200 aerogeneradores, y ya es volumen. Sino, llegaremos al 2020 con 4500MW instalados y creceremos unos 150MW por año. Con 60 generadores no hay base”. Desde Energía no hubo respuestas a las consultas de La Nacion.
Pagani plantea también que la industria debe avanzar en producir no sólo torres, que son el 23% del aerogenerador completo, sino el resto de las partes. Las dos empresas argentinas que los hacen son RNG Patagonia (de 1,5MW) e Impsa (de 2,2MW y tiene uno avanzado uno de 4,9). Pagani insiste en que la clave para la evolución de la industria es crecer en la generación de renovables. “El mundo tiene como objetivo llegar a la mitad de la matriz con esa característica en 2050”, ejemplifica.
Pablo Díaz Delfino, consultor titular de Bitácora, dice que hay potencial para generar cadenas de proveedores para la industria eólica. “Están los recursos, lo complejo es el transporte y la clave es la financiación. Por ejemplo, en el caso de las torres se requiere de volumen para que el negocio sea competitivo; unos 100 tramos al año de producción es la base necesaria. Hace falta previsibilidad porque si no nadie invierte”.
A su criterio, las exportaciones logradas no son fruto de “una gestión comercial” y del planeamiento del sector, sino que ayuda el contexto internacional. “La guerra entre Estados Unidos y China tiene coletazos para el sector, entonces proveedores que deben cumplir con acuerdos en diferentes partes del mundo echan mano de las estructuras que tienen. Los costos se van compensando. Para sostener las operaciones hace falta una política clara y acompañamiento“.
Los grandes
Todavía en la Argentina está en desarrollo la cadena industrial relacionada a la generación de energías renovables; la mayor parte de la oferta se asienta sobre industrias metalmecánicas y proveedores de equipos y componentes eléctricos (transformadores, conductores, baterías). Desde el sector estiman en un centenar las firmas que podrían trabajar como proveedoras. Hace poco menos de dos años la argentina Newsan (productora de pequeños electrodomésticos) transformó su planta de Campana en una de aerogeneradores de última tecnología en sociedad con Vestas, líder mundial.
En Campana, donde se invirtieron US$22 millones, se hacen los “nacelle” (el componente principal de la turbina eólica ubicado encima de las torres). El objetivo de la danesa era avanzar en la integración de partes nacionales en el ensamblaje hasta alcanzar el 50% en 2023. A fines del año pasado, Andrés Gismondi, Country Manager de Vestas en la Argentina, admitió que para la sostenibilidad de la producción requieren un mercado de 1000 megavatios por año de energías renovables (unos 700 de eólica); por debajo de esos parámetros sería más competitivo importar equipamiento.
En ese momento habían empezado a evaluar posibilidades de exportación a los países vecinos. “Estamos en hibernación”, fue la definición de voceros de Vestas internacional. Newsan es el “brazo industrial” de la danesa; no tiene juego propio en el sector de las energías.
Una mirada similar a la de Vestas tuvo la europea Grupo Nordex al asociarse con FAdeA hace poco más de un año para ensamblar aerogeneradores: “Vamos a consolidarnos primero en el mercado interno y después pensaremos en exportar”, dijo José Luis Blanco, CEO mundial. La clave para iniciar esa etapa era ganar volumen local para hacerse más competitivos.
Para Díaz Delfino hay posibilidades de “seguir desarrollando” proveedores ya que la matriz energética argentina es “antigua”. Admite que entre la pandemia por el coronavirus y la inestabilidad macroeconómica argentina hay demoras en los proyectos locales de parques eólicos. “Con dos por año, de 15 aerogeneradores, se requieren unos cien tramos de torres, la base que necesita un fabricante. Así es un mercado muy chico. Se podría exportar a países vecinos básicamente”.
Un dato que aporta es que Brasil está “muy desarrollado”; la energía eólica es la segunda fuente de su matriz energética. Según la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica), la capacidad instalada en el país alcanzó los 16 GW en el primer semestre de 2020. Hay 637 parques eólicos y 7738 aerogeneradores..
El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético: por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable Crédito: Gentileza
El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético: por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable. Esto se dio por un conjunto de factores climáticos que permitieron que la energía eólica y la solar generaran más electricidad que su media, pero también porque entraron al sistema varios parques nuevos en los últimos meses.
A futuro, sin embargo, las perspectivas son negativas, ya que, por la crisis de financiamiento y la incertidumbre de no tener un horizonte claro, hace un año están paralizados la mayoría de los nuevos proyectos.
De todos los tipos de energías limpias, la principal proveedora de electricidad es la eólica, que el sábado representó al 70,89% del total abastecido, con 2051,67 mega watts (MW).Luego le siguieron la solar, con 18,95% del total y 548,53 MW; la hidráulica, con 6,29% y 182 MW, y bioenergías, con 3,86% y 111,8 MW.
Las energías renovables tienen prioridad de despacho; es decir, toda la electricidad que generan entra al sistema y abastece la demanda de forma automática. El resto de la generación necesaria se complementa con la energía térmica, la hidroeléctrica no renovable y la nuclear.
Al día de hoy hay 146 proyectos de energía renovable habilitados comercialmente, que tienen una potencia instalada de 3383 MW. De ese total, en los últimos cuatro años se inauguraron 89 proyectos por 2534 MW, que fueron impulsados por el nuevo marco regularorio Mater (el mercado mayorista donde operan los grandes usuarios) y el programa Renovar.
Cammesa publica de manera regular qué porcentaje promedio del total de la demanda eléctrica es abastecida por energía renovable Crédito: Gentileza
Aun con todos los proyectos nuevos, la generación promedio de energía eléctrica representa un 11% del total de la demanda. Esto es mucho mayor a los menos de 2% que representaba hasta julio de 2018 y al 8% con el que cerró 2019, aunque está por debajo del 12% que se tendría que haber alcanzado el año pasado, según las metas impuestas en la ley 27.191 de energías renovables, aprobada por unanimidad en 2015. El objetivo final es llegar a 20% para 2025.
De total de proyectos renovables, 46 son parques eólicos, que tienen una capacidad instalada de 2205 MW y 31 son solares, con 461 MW. Con respecto de la energía hidráulica, la ley de fomento nacional para el uso de fuentes renovables incluye solo a los proyectos de centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW, por lo cual no se toman en cuenta en los registros de renovables las grandes represas como Yacyretá o El Chocón.
Este año se habilitaron comercialmente 22 proyectos nuevos, que tienen una capacidad instalada de 734,8 MW. La última gran incorporación que está en período de pruebas es el parque solar Cauchari, en Jujuy, que tiene una capacidad de 300 MW. También entraron en funcionamiento grandes parques eólicos como Vientos Neuquinos, de la generadora estadounidense AES, y Vientos la Genoveva, de Central Puerto.
El parque Vientos Neuquinos, de la empresa AES, se encuentra operativo en su totalidad desde junio pasado, y cuenta con una capacidad de generación por 100 MW. Crédito: Gentileza
En los próximos dos meses, además, entrarán en funcionamiento 18 proyectos más por 580 MW, que también están haciendo pruebas. Aquí se incluyen el parque eólico Los Teros, de YPF Luz, en la ciudad de Azul, con una capacidad de generación instalada de 122 MW, y la planta Generarbio, que generará energía a partir de biomasa en Santa Rosa, Misiones, de la empresa Papelera Mediterránea, por 12,5 MW.
No comienzan nuevos proyectos desde hace un año
En contraste a todas las inauguraciones de parques renovables de los últimos meses, la realidad del sector es pesimista cuando se mira a futuro. Desde hace un año, luego de las PASO y de la disparada del riesgo país, el inicio de nuevos proyectos quedó paralizado.
Al igual que todas las industrias energéticas, el sector de renovables se caracteriza por ser capital intensivo y, por lo general, al financiamiento hay que buscarlo en el exterior. Con las sucesivas devaluaciones que tuvo la moneda en los últimos dos años, el aumento de la tasa de interés para créditos en la Argentina y las actuales restricciones al comercio exterior, la construcción de nuevos parques se hizo cuesta arriba.
La falta de interlocutores claros en el Gobierno tampoco ayuda a la industria, que trató en un primer momento con la sanjuanina Andrea Polizzotto, quien iba a estar a cargo de la Dirección Nacional de Energías Renovables, pero que al final nunca asumió y se nombró a Guillermo Martín, quien se desempeñaba como Subgerente Operativo Regional Patagonia en el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Ahora, con la llegada de un nuevo secretario de Energía, su continuidad está en duda.
Hay 31 parques solares en país, con una capacidad de generación instalada de 461 MW Crédito: Gentileza
«La situación está paralizada. Por falta de financiamiento, hoy no hay ningún proyecto nuevo comenzado, salvo algunos que ya tenían el financiamiento cerrado que siguen su curso. Al momento, el Gobierno no sacó una resolución considerando la problemática macroeconómica, para ver cómo se pueden dar de baja los contratos sin aplicar multas o que se avancen con ejecuciones. Solamente suspendió los plazos de los contratos desde el 12 de marzo, lo que solo sirve como un paliativo momentáneo», dice Juan Cruz Azzarri, socio de MHR Abogados.
El viernes pasado, mediante una resolución firmada por Osvaldo Arrúa, subsecretario de Energía Eléctrica, se prorrogó hasta el 15 de noviembre la suspensión temporal del cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos y la intimación por incumplimiento de las fechas programas de avance de obras.
«La gran discusión que hay que dar es qué se hará con esos proyectos que no se llevarán a cabo por falta de financiamiento, que representan 2000 MW. Cada uno de ellos fue asignado con una capacidad de transporte, que es el gran cuello de botella. Mientras que no se den de baja, no se van a poder reasignar nuevos proyectos, porque tienen que tener asegurado que se pueda evacuar la energía», explicó Gustavo Castagnino, director de asuntos corporativos de Genneia, la empresa que tiene siete parques eólicos y uno solar en funcionamiento, y está por terminar de construir tres más.
Algunos analistas recomiendan dar un incentivo a los operadores de esos proyectos que no avanzaron para dejarlos ir y que se den de baja los contratos con una penalidad menor, ya que para el Estado será complicado ejecutar las garantías.
René Vaca Guzmán, director de PCR, señala que para la construcción de los dos parques eólicos que tiene la empresa por 326 MW se invirtieron US$400 millones. «La clave pasa por el financiamiento. El Gobierno está cumpliendo con los pagos, pero están demorados los incentivos de la ley, como la devolución de IVA y el bono fiscal por utilizar componente nacional. El gobierno anterior tampoco los estaba pagando, porque el Estado no tiene un peso. Esto seguirá todo frenado», concluyó el también presidente de la Cámara Eólica Argentina..
Brasil incrementará la demanda de gas para impulsar la industria. La Argentina busca mercados para colocar su producción de gas y atraer inversiones. Gestiones en marcha y proyectos en danza. La diplomacia argentina en Brasil avanza con el proyecto de construir un gasoducto de 2.400 kilómetros de extensión que una Vaca Muerta con Porto Alegre. Según datos recopilados por Ámbito, esa megaobra costará casi u$s5.000 millones y ya está en exploración de viabilidad. La hoja de ruta se comentó en el Foro de Davos, se trazó con la última renovación de autoridades de YPF y se cumple ahora con la instalación de Daniel […]
La organización Women in Mining Argentina, abocada al desarrollo de la mujer en la minería argentina, participará de la Expo San Juan Minera 2020 organizada por Panorama Minero, a realizarse de manera extraordinaria en formato virtual el próximo 21, 22 y 23 de octubre. De esta forma, la principal exposición federal de minería del país, además de ser la primera en modalidad online del sector en el año, se posiciona como un encuentro plural y multi-partícipe abierto a toda la comunidad.
Desde Women in Mining señalaron que participarán de la Expo a través de un stand, desde el cual darán acompañamiento a las iniciativas de equidad de género que impulsa el sector minero para responder a las exigencias sociales, económicas y culturales actuales. El objetivo de la participación es brindar información a las mujeres interesadas en participar en la industria minera y potenciar vínculos estratégicos con miras a aumentar la participación laboral femenina. También, WiM Argentina dará conferencias especializadas y planea la realización del Encuentro Anual de Mujeres Mineras de Argentina en el marco de la Expo.
“Women in Mining Argentina se encuentra abierta a toda la comunidad y son bienvenidas todas las mujeres que deseen participar de la iniciativa. Las esperamos en Expo San Juan Minera 2020”, sostuvo al respecto Mercedes Rodríguez, Directora RR.PP de la organización.
Pablo Iuliano, vicepresidente del Upstream no Convencional confirmó la inversión de USD 50 millones para la puesta en operación de once equipos en Vaca Muerta. “El primer paso del plan de YPF para la reactivación de la actividad”, aseguró. El vicepresidente de Upstream No Convencional, Pablo Iuliano, de YPF, anunció la puesta en marcha de once equipos en el yacimiento de Vaca Muerta. El ejecutivo destacó que es “el primer paso del plan de YPF para la reactivación de la actividad y retomar el sendero de crecimiento de la producción que necesita el país”. Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF […]
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Puso en marcha un programa para reducir 30% los gastos, mejorar la competitividad y apuntar a la exportación. Busca bajar un 50% el costo de producción de cada barril. YPF puso en marcha un plan estratégico de recuperación de la severa crisis derivada de los malos resultados de los últimos años y de los estragos que causó la pandemia del coronavirus en su negocio. La idea es apuntar al mercado exportador para generar caja y reactivar las operaciones en los yacimientos. La compañía busca confeccionar un nuevo marco de relacionamiento con proveedores y contratistas de toda la cadena de valor y […]
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Los empleos son para cubrir puestos en el área de tecnología de la información (IT) y educadores. El sueldo puede llegar a ser hasta mas de $300 mil por mes. En medio de la pandemia del coronavirus, el gobierno de Canadá busca atraer profesionales formados en la Argentina. La demanda de trabajadores es para cubrir puestos en el área de tecnología de la información (IT) por un año, con sueldos que varían entre los 68 mil ($323.132) y 80 mil dólares canadiensese ($380.156) por mes. La convocatorias se abre todos los años y para todos los países del mundo. No obstante, para los argentinos, […]
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En la semana de la Movilidad Sustentable, el guiño del ministro de Transporte de la Nación no fue para la movilidad eléctrica sino para el transporte público a gas. «Queremos avanzar para la descarbonización del transporte», declaró el Ministro de Transporte de la Nación, Mario Meoni en su visita a las instalaciones de Scania en General Pacheco. En la ocasión, Scania le presentó el portafolio disponibles de vehículos a GNC. «Desde el Estado debemos promover un nuevo sistema de transporte, creo que el GNC es una de las opciones más importantes», agregó el funcionario en función de una posbile transformación del transporte […]
Destacan avances para la instalación de fábrica de biocombustibles “Omega Green”. La firma del contrato de Zona Franca entre el Estado y la empresa ECB Group representa la “piedra angular” para seguir en los procesos de firmar contratos con clientes y proveedoras de materia prima, además de iniciar la construcción de la fábrica de biocombustibles, el proyecto “Omega Green”. Así destacaron en conferencia de prensa virtual autoridades locales, quienes aseguraron que se trata de una inversión de US$ 800 millones. El proyecto de la industria de biocombustibles prevé la salida de los productos para su exportación por el río Paraguay, […]
El gobierno está discutiendo los detalles finales de un decreto que extenderá el plazo en que regirá la prohibición para cortar los servicios de gas, electricidad, agua, telefonía, TV por cable e Internet. La norma modificará el Decreto Nº 311/2020 firmado por el presidente Alberto Fernández el 24 de marzo de este año, pocos días después de que se estableciera el primer aislamiento social y obligatorio (ASPO) por la expansión del Covid-19.
En ese momento, se impidió a las empresas prestadoras interrumpir el servicio para usuarios morosos con hasta tres facturas impagas consecutivas. El borrador en el que trabaja el Ejecutivo —al que accedió EconoJournal— eleva ese indicador hasta las siete facturas sin abonar. De aprobarse la medida, el artículo 1 del Decreto 311 quedaría redactado de la siguiente manera: “Las empresas prestadoras de servicios de energía eléctrica, gas por redes y agua corriente, telefonía móvil e Internet y TV por cable no podrán disponer la suspensión o corte de los respectivos servicios a los usuarios indicados en el artículo 3, en caso de mora y falta de hasta siete facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1º de marzo de 2020”.
Cobrabilidad
Entre los impulsores de esta resolución se encuentra Federico Bernal, interventor del Enargas, que había promovido el primer decreto de marzo. Las cifras publicadas por el ente regulador, sin embargo, no dan cuenta de una caída tan significativa de la cobrabilidad del gas que consumen hogares y PyMEs.
Al 4 de septiembre, fecha de la última actualización, la cobrabilidad en el sector de gas oscilaba entre un 81% (Distribuidora de Gas Cuyana) y un 92% (Camuzzi Gas Pampena). Son números inferiores a los de la situación pre-pandemia, pero evidencian un deterioro mucho menor que el esperado por consultores.
El nuevo decreto podría publicarse esta semana en coincidencia con la caducidad del plazo de 180 días que estableció el Decreto 311, que expira el 24 de septiembre. La vigencia de prohibir el corte de servicio por falta de pago se establecerá hasta el 31 de diciembre de 2020.
“El gobierno no quiere correr riesgos. Si bien la cobrabilidad en el área de energía no cayó tanto como se esperaba por la crisis, no quiere descartar un problema político si les cortan a los usuarios que no pagan”, explicó un consultor.
El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica llevó a cabo la primera edición del evento virtual más importante de Latinoamérica de la industria eólica: la Cumbre Eólica 2020.
El segundo panel, moderado por Rubén Sánchez Perco, Director de SIDERGY, estuvo conformado por Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios en Chile y Colombia de AES Gener; Francisco Jauregui, responsable de Renovables de ENGIE, y Benigno Villarreal, Director General de Vive Energía.
Los especialistas hablaron del potencial eólico registrado en las que son consideradas las zonas con mejores recurso de Latinoamérica, haciendo foco en la Patagonia argentina, la zona sur de Chile, La Guajira colombiana y la Península de Yucatán mexicana.
“Debajo del paralelo 42, el potencial on-shore (en tierra) es de 2.000 GW. Esto significa 65 veces la capacidad instalada del país”, introdujo Sánchez Perco sobre la Patagonia argentina.
Sin embargo, advirtió que el sistema de alta tensión, necesario para despachar la energía que pudiera producirse hacia el centro del país, donde se encuentran los principales centros de consumo eléctrico, “no crece desde el 2015 y se encuentra prácticamente saturado”. “Ese es un cuello de botella”, lamentó el Director de SIDERGY.
De tal introducción se hicieron eco el resto de los panelistas. Comentaron que algo similar está sucediendo en los países donde operan: las zonas de mayores recursos eólicos no está lo suficientemente interconectada. E inclusive presentan problemas en la calidad del servicio, llegando a sufrir faltantes del suministro.
Villarreal contó que la Península de Yucatán “funciona como una isla energética”. Explicó que en la zona hay una capacidad instalada de generación de 2.300 MW, pero que en términos netos funcionan sólo 1.000 MW. El resto está fuera de servicio por diversas cuestiones. “Esto hace que se exija mucho del Sistema Interconectado Nacional”, manifestó.
El Director de la empresa mexicana Vive Energía explicó que existe sólo un punto de interconexión y que esa línea permite el traslado de 1.080 MW. A veces por, sobre exceso de demanda, se generan cortes de suministro, admitió.
En esa línea, indicó que para este verano se esperaba (antes de la pandemia) una demanda máxima de 2.400 MW. “Pero la generación en sitio es de 1.000 MW, faltan 1.300 MW y la línea tiene una capacidad de trasladar 1.080 MW, a la que se le puede llegar a enviar 1.200 MW pero por poco tiempo si no revienta. Es crítico”, resumió.
Hay planes del Gobierno de México de instalar allí cerca de 1.000 MW de nuevas centrales pero todas termoeléctricas, a gas natural. “Estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y que el futuro de la electricidad es renovable”, manifestó en disenso Villareal.
Por su parte Hartung se refirió a los mercados de Chile y Colombia, plazas que también enfrentan el mismo problema. En el país andino, La Guajira se destaca por tener “los mejores vientos de Sudamérica” , señaló la Directora de AES Gener.
Contó que en ese territorio del norte de Colombia podrían generarse unos 15 GW eólicos, aunque hay estudios que señalan que la explotación llegaría a los 25 GW. De todos modos, Hartung advirtió sobre la necesidad de interconexión.
Recordó que en la subasta del año pasado, el Gobierno adjudicó 1.370 MW, de los cuales más de 1.000 MW son eólicos. Todos ubicados en La Guajira. Pero la línea Colectora, necesaria para despachar la energía, está presentando problemas para avanzar por falta de permisos ambientales, entre ellos el de consultas previas que habiliten la construcción de la obra.
No obstante a ello, la Directora de AES Gener destacó la iniciativa que está llevando a cabo el Gobierno en el departamento del Atlántico, donde por la debilidad del sistema (donde se presentan cortes de luz repentinos) se prepara una licitación para construir un proyecto de 50 MW de baterías para brindarle soporte.
Para Hertung la administración nacional de Chile debería iniciar un proceso similar en ciertos sectores. Respecto a ese país, la especialista contó que las zonas más importantes se ubican en el sur, en Biobío y la Araucanía.
“Hoy día en el polo eólico del sur de Chile tenemos en operación 430 MW; en construcción cerca de 450 MW; aprobados ambientalmente alrededor de 2.850 MW; y por aprobar ambientalmente 1.500 MW. Lo que hace un potencial de 4.500 MW”, precisó.
La ejecutiva observó que Chile tiene gran potencial para el desarrollo de renovables, sobre todo para hacer frente al proceso de descarbonización acelerada que está iniciando el Gobierno, aunque insistió: “La transmisión ha sido escasamente adaptada”.
Sobre este proceso de cierre la totalidad de plantas a carbón para el año 2040, se refirió Jauregui. El responsable de Renovables de ENGIE explicó que ellos se están adelantando a este cronograma. “Tenemos el compromiso de cerrar 800 MW de carbón al 2024”, destacó.
“El año pasado, hemos cerrado en nuestro complejo de Tocopilla, las unidades 12 y 13, siendo la primera compañía en cerrar centrales carboneras. Y a finales del año que viene estaremos cerrando en el mismo complejo las unidades 14 y 15”, celebró el ejecutivo español.
Y enfatizó: “el cierre de todas estas centrales es equivalente a quitar el 20% del parque automotriz chileno”.
Celsia, como empresa líder que genera y distribuye energía eléctrica en Colombia y Centroamérica, pone especial interés en el desarrollo, construcción y operación de proyectos de energías renovables. Entre ellos, tienen planificado avanzar en la construcción de dos parques eólicos adjudicados en la subasta estatal en Colombia por casi 350 MW a localizarse en La Guajira.
Marcelo Javier Álvarez Rios, vicepresidente de Generación de aquella empresa, participó de la Cumbre Eólica Latam 2020. En el inicio de su intervención, valoró como positiva la importante transición que el Gobierno está impulsando en Colombia, para ir de un mercado prácticamente basado en generación hidroeléctrica (un 70 u 80 %) a la diversificación de la matriz con alta penetración de las energías renovables.
“El primer empujón fuerte que dieron desde el Gobierno a las energías renovables fue con las subastas que se realizaron el año pasado. Eso ayudó a que se lograran contratos PPA a 15 años y se permitieran cierres financieros a proyectos”, señaló el referente de Celsia.
Aunque, también advirtió que los contratos previstos en el mecanismo de subastas tiene una componente preocupante y es que se paguen en moneda local. Aquello traería un riesgo adicional, que provocó inestabilidad a los proyectos durante la cuarentena establecida por el avance del coronavirus Covid-19 como pandemia.
“Gran parte de las componentes que vienen de un proyecto son extranjeras y el impacto que reciben los proyectos es por los efectos económicos que tiene el tipo de cambio, en este caso producto de la pandemia (…) en menos de un año tuvimos una variación del 25% en el tipo de cambio, eso probablemente llevó a que proyectos pequeños se vean postergados por un tiempo”, consideró el vicepresidente de Generación de Celsia.
No obstante, durante el panel «Modelos de negocios y factibilidad”, destacó que las bases del mercado dotan de certidumbre a los contratos PPA en Colombia.
«Estás en el spot y tienes contratos PPA a largo plazo; o, en el mercado no regulado, participas de las subastas de distribuidoras para cubrir su demanda por contratos bilaterales entre privados a corto plazo”, repasó Marcelo Álvarez Rios.
En este escenario, las energías renovables trajeron también mayor estabilidad. A modo de ejemplo, el ejecutivo de Celsia señaló que de pensar contratos bilaterales a 2-5 años se pasó a 5-7-10 años con privados que ven atractivos los precios con tecnologías como la eólica y solar.
“Los proyectos eólicos en La Guajira superan el 45% del factor de planta y esto hace que los precios de la energía que se puedan conseguir sean más competitivos”, ejemplificó el referente de la empresa durante la Cumbre Eólica Latam 2020.
Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica que moderó el panel del que participó Celsia, consultó al ejecutivo sobre particularidades de contratos entre privados bajo los modelos propuestos por Derivex y la Bolsa Mercantil.
“Efectivamente, hay un mecanismo muy interesante que va a ayudar a poder comercializar mayor cantidad de energía. El gran volumen de energía que maneja la distribución es muy importante y es necesario que tenga opciones; es decir, no sólo bajo el esquema de subastas públicas, sino también de este mecanismo donde cada oferente puede poner en bloques pequeños su energía, en plazos de hasta 6 años, con un valor que además se pueda transferir a la tarifa”, precisó Marcelo Javier Álvarez Rios, vicepresidente de Generación de Celsia, en referencia a la propuesta de Derivex.
Sobre el mecanismo de la Bolsa Mercantil, agregó que si bien “viene un poco más atrás” se espera que en un año o dos ya se ponga en marcha para ofrecer mayor variedad de contratos al mercado colombiano.
También participaron de aquel panel, Walter Lanosa, director ejecutivo de GENNEIA, José Ignacio Escobar, director general para Sudamérica de ACCIONA y Lucila Bustos, directora ejecutiva en Argentina de ABO Wind.
Más de 4000 personas vieron en vivo este y otros paneles de la Cumbre Eólica Latam 2020, mediante la transmisión redes sociales de Energía Estratégica: YouTube, LinkedIn y Facebook. Lo invitamos a revivir aquel encuentro, el video del evento completo continua disponible online en el siguiente enlace.
El pasado 17 de septiembre, se llevó a cabo la Cumbre Eólica Latam 2020, evento anual organizado por Energía Estratégica del que participaron más de 25 actores del sector eólico en la región.
El último panel de expertos destinado a debatir sobre las «Claves para nuevos desarrollos eólicos» abordó temas de gran interés para la industria y toda su cadena de valor en el sector eléctrico latinoamericano.
¿Porqué? Allí, se trataron distintas problemáticas y se trazaron horizontes a futuro considerando diversidad de escenarios posibles. Durante la moderación a cargo de Vanesa Revelli, líder de cierre de PPA internacionales de ABO Wind, se habló sobre integración de las líneas de transmisión entre países del Cono Sur, optimización de la construcción para bajar el costo de los proyectos eólicos, proyecciones de Eólica On-shore y Off-shore en Latinoamérica, el avance de innovaciones en storage e hidrógeno verde y los riesgos que traen aparejados los saltos tecnológicos.
Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, inició su participación hablando sobre cómo afrontar la variabilidad de la tecnología eólica para garantizar su crecimiento en la región sin perjudicar la seguridad de los sistemas eléctricos.
«Los mejores socios que tiene la generación eólica son las centrales hidroeléctricas y las conexiones internacionales», declaró el referente de Ventus.
Según Ferreño, las centrales hidroeléctricas cumplen hoy el rol del storage para tener firmeza y las conexiones regionales servirían de respaldo al sistema eléctrico.
Frente a los comentarios que las autoridades de algunos países realizan despectivamente sobre la “intermitencia” de la generación eólica y de otras tecnologías renovables no convencionales, el experto en regulación y sistemas eléctricos, con trayectoria en el sector público y privado de Uruguay, consideró necesario aclarar:
«La generación eólica es variable. Y es variable persistente, porque la variación es muy baja. Esto es importante decirlo. Si me hablan de intermitencia, intermitente es una central de ciclo combinado de gran porte que tiene una falla», declaró Oscar Ferreño.
¿Qué hace falta en integración de utilities y construcción para apalancar nuevos proyectos eólicos? Santiago Tosar, gerente comercial en Uruguay de Ingener consideró clave la innovación como clave para disminuir los costos por kW y al mismo tiempo mejorar la confiabilidad de la tecnología.
“La construcción de un parque eólico o lo que también llamamos balance de planta representa más o menos un 25 o 30% del CAPEX del proyecto y la posibilidad de bajar los costos van de la mano de las economías de escala y las facilidades logísticas del lugar donde van a ubicarse los proyectos”.
«La piedra angular en la innovación tecnológica eólica es ir hacia aerogeneradores de mayor tamaño buscando aprovechar los beneficios que se logran a través de las economías de escala», destacó el ejecutivo de Ingener.
Por su parte, Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory Argentina DNV GL, advirtió que apostar por la innovación trae también aparejado algunos riesgos técnicos y tecnológicos que deben evaluarse detalladamente.
“Vemos que hay nuevos desarrollos y nuevos modelos de turbinas que salen al mercado a una velocidad casi comparable a lo que son los autos (…) en el momento del financiamiento, vemos una turbina que con suerte tiene un prototipo, aún no tiene certificados o están en proceso y gran parte de los componentes tienen algún salto tecnológico en su diseño”, detalló Ceriotto.
¿Cómo mitigar los riesgos que traen aparejadas las nuevas tecnologías? DNV GL propone privilegiar la certificación o promesa de certificación de los aerogeneradores, contratos de largo plazo en operación y mantenimiento y garantías extendidas para componentes con saltos tecnológicos.
Los horizontes de crecimiento de la tecnología aplicable a proyectos eólicos y su integración con otras soluciones como storage ya se puede ver en mercados más maduros y sería una alternativa por la cuál apostar en los próximos años en latinoamérica. Así lo consideró David Ruyet, socio director Energías Renovables del Plata:
“Nos damos en cuenta que el recorrido que puede tener el storage en aplanar curvas de demanda es extraordinario”.
Y agregó “El mejor storage que hay es la hidroeléctrica (…) ahora bien, la tendencia que se ve para los próximos años es batería ion litio y en esta alternativa estaríamos en un coste equivalente de producción alrededor de los 150 USD/MWh en lugares de buen recurso para descargas entre 1 y 8 horas, suponiendo un CAPEX de 1 millón de dólares el MW y con capacidad de 100 MW”.
En otra línea, Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, valoró que en condiciones adecuadas y desde el punto de vista de las utilities, el hidrógeno podría ser un ecualizador de la producción de las renovables variables y después utilizarse para generar energía con pilas de combustible o centrales térmicas.
“No tengo dudas que el hidrógeno en el futuro (tal vez no lo veamos ninguno de nosotros) podrá ser un vector para llevar energía como carrier. Esto tiene unas ventajas indudables sobre otros tipos; es más, por lo que tengo entendido, llevar unos 1000 MW de potencia en un gasoducto con hidrógeno es hasta diez veces más barato que llevar lo generado a través de una línea de transmisión”, opinó Ferreño.
Más de 4000 personas vieron la Cumbre Eólica Latam 2020, mediante la transmisión redes sociales de Energía Estratégica: YouTube, LinkedIn y Facebook. Se trataron más temas de los repasados en esta nota. Los invitamos a revivir aquel encuentro, el video del evento completo continua disponible online en el siguiente enlace.
En distintos países de Latinoamérica las subastas de energías renovables en manos del Estado se han postergado. En su lugar, con mayor o menor intensidad, en cada plaza está avanzando la contratación de energía limpia entre generadores privados y grandes consumidores de energía eléctrica, como pueden ser industrias y empresas.
Durante el cuarto panel de la Cumbre Eólica 2020, evento virtual más importante en Latinoamérica sobre el mercado eólico, producido por Energía Estratégica, ejecutivos de empresas debatieron sobre este tema.
Del panel participaron Walter Lanosa, CEO de Genneia, Lucila Bustos, Directora Ejecutiva para Argentina de ABO Wind, Marcelo Álvarez Ríos, Vicepresidente de Generación de Celsia, y José Ignacio Escobar, Director General para Sudamérica de Acciona, bajo la moderación de Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica.
Allí Escobar aseguró que la tendencia en Latinoamérica es de contratos entre privados a largo plazo y a precios por abajo del valor de la energía de mercado. “Hay un dinamismo muy activo de grandes clientes industriales que están buscando suministros renovables para sus procesos y servicios”, destacó el Director para Sudamérica de Acciona.
En Chile, plaza desde donde opera la multinacional española, Escobar contó que se tienden a celebrar contratos a más de 10 años, aunque de a poco comienzan a encontrarse acuerdos con offtakers de 4 a 8 años.
En el caso de Colombia, Álvarez Ríos comentó que en un principio la negociación con los privados a 10 años era compleja, ya que el país cuenta con una tradición de contratación (con centrales hidroeléctricas o termoeléctricas) que no superan los 7 años. Pero celebró que era barrera logró superarse.
En el caso de Argentina sucede algo similar respecto a duración de los acuerdos. Lanosa confió que Genneia suscribió un total de 15 contratos con plazos mínimos de 5 años y máximos de 20. “Hacer contratos anuales son parece peligroso” pero “seguramente eso en algún momento sucederá”, observó.
Bustos, por su parte, confió que los precios que han cerrado desde ABO Wind van entre los 75 y 60 dólares por MWh. La ejecutiva destacó la versatilidad con la que se puede operar en este mercado a diferencia del de las subastas estatales. “Abre un abanico muy grande de posibilidades para que cada empresa diseñe un contrato a su medida”, celebró.
En cuanto al acceso al financiamiento para apalancar proyectos, hubo reacciones diversas dependiendo el país.
En Argentina, la situación de acceso al crédito es muy complicada ya que el riesgo país supera los 1.200 puntos básicos. Años anteriores la banca internacional y multilateral jugó un papel importante en el apalancamiento.
En el caso de Colombia y Chile el panorama es muy distinto. En ambas plazas el acceso al financiamiento es más sencillo. Escobar destacó que en Chile estructurar un Project Finance resulta cotidiano.
En el caso colombiano resulta interesante el rol de la banca local, una de las mayores impulsoras de los emprendimientos adjudicados en la subasta estatal de renovables.
El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica lanzó la primera edición del evento virtual más importante de Latinoamérica de la industria eólica: la Cumbre Eólica 2020.
Durante el primer panel, conducido por Regina Ranieri, Gerenta de Desarrollo de Negocios para el Cono Sur de UL Renovables, Alessio Pedicone, Gerente de Ventas Regional de Vestas, Marcos Cardaci, Director Comercial para Latinoamérica de Nordex, y Nikolaus Kraus, Director de Ventas para Latinoamérica de Enercon, conversaron sobre el presente y el futuro eólico.
Respecto al futuro, los ejecutivos coincidieron en que lo proyectos híbridos, básicamente con acumulación a partir de baterías, serán uno de los futuros del mercado eólico. Sobre todo porque esta solución es un mitigante a la intermitencia caprichosa del viento.
Pero otro aspecto que advirtieron los panelistas es el hidrógeno verde. “Lo vemos como una buena salida para el mercado futuro”, observó Pedicone, al tiempo que agregó: “lo estamos viendo como una de las tendencias del mercado”.
Kraus acompañó este punto de vista. “El hidrógeno es un mercado fantástico, especialmente en países como Argentina que tienen mucho espacio para la implementación de proyectos grandes; pero lo que falta todavía es el mercado”, consideró.
En esa línea, Cardaci destacó que el fluido a base de agua producido con energías renovables no requiere de líneas de transmisión: una de las limitantes en varios países para seguir desarrollando la capacidad eólica.
Respecto al concepto del Director de Enercon de ejecutar grandes parques eólicos, de manera tal de que el precio de la energía se deprecie y sea factible producir de manera competitiva hidrógeno, Cardaci resaltó la nueva tecnología que desarrolló Nordex-Acciona de aerogeneradores que superan los 5 MW. Estos equipos prometen producir energía a menor costo.
Complementariedad eólico-solar
Uno de los conceptos interesantes del panel fue arrojado por Kraus. El Director de Enercon señaló: “en lugar de ver a la energía solar como una adversaria (a la eólica), tal vez sea interesante pensar en proyectos híbridos y garantizar una base legal para desarrollarlos”.
Contó que Brasil ya planea fusionar ambas fuentes aprovechando la radiación durante el día y la mayor presencia de vientos durante la noche. El país carioca evalúa impulsar una legislación para aprovechar el mismo punto de conexión para las dos fuentes.
Brasil, Chile, Colombia y México, los favoritos
Por otro lado, los ejecutivos también coincidieron en que el mercado regional promete ser uno de los más importantes del mundo.
Pedicone, Director de Vestas, argumentó que Latinoamérica no sólo es importante demográficamente, lo que es sinónimo a mayor necesidad de energía eléctrica, sino también destacó la extraordinaria capacidad de recurso con el que cuenta la región.
A esa premisa, Cardaci agregó: “la energía eólica es una de las tecnologías más competitivas, si no la más competitiva en la generación de la energía eléctrica”. De ahí las expectativas de los tecnólogos por la región.
Sin embargo, a la hora de hablar de expectativas de venta el Director de Nordex fue más puntual: “México, Colombia, Brasil y Chile son los mercados que vemos con mayor actividad”.
Cabe señalar que tanto Vestas como Nordex tienen una gran penetración en el mercado latinoamericano. La empresa danesa instaló 11 GW mientras que la alemana (hoy fusionada con la española Acciona) alcanzó los 5,2 GW.
Kraus observó que Enercon está un poco por detrás: de los 60 GW montados en todo el mundo, (especialmente Europa), sólo 2 GW fueron a parar a la región, y buena parte de ellos se concentran en Brasil.
Sin embargo, el alemán que hace años formó familia en el país carioca contó que la estrategia de Enercon estará más centrada en la región.
“Seguimos viendo con optimismo el mercado brasilero; estamos muy concentrados en el mercado chileno y el colombiano, al igual que el mercado mexicano”, coincidió con Cardaci.
El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica transmitió la primera edición de la Cumbre Eólica 2020, el evento más importante de Latinoamérica de la industria eólica.
Durante el tercer panel, denominado ‘Retos de los fabricantes en 2021: evolución de los costos y perspectivas de proyectos futuros’, especialistas analizaron el mercado.
Participaron, Rafael Valdez Mingramm, Director General para América Latina y el Caribe de Envision, Carolina Rodríguez, Directora de Desarrollo e Inversiones de Goldwind, y Julio Friedmann, CEO para Latinoamérica de GE. La moderación estuvo a cargo de Gastón Fenés, periodista de Energía Estratégica.
Para Friedmann es posible empezar a ver subastas donde empiecen a competir todas las tecnologías, tanto renovables como térmicas, en donde se destaque la eólica.
Al respecto mencionó un nuevo desarrollo GE que sin dudas ayudará a abaratar costos por MWh. Se trata de una plataforma de 4,8 a 5 MW.
Para el CEO de GE, este aerogenerador “es una máquina que, por los recursos que vemos en países como Brasil, en La Guajira de Colombia, varias partes de Chile e incluso en la Provincia de Buenos Aires”. “Va a competir de igual a igual con otras tecnologías”, resaltó.
Por su parte, Valdez Mingramm celebró el desarrollo tecnológico al que asiste año a año la industria eólica, pero advirtió que el cuello de botella estará en la incapacidad de continuar produciendo máquinas más grandes. Sobre todo para su traslado.
“Yo creo que la innovación de nosotros, como tecnólogos, va más allá de la parte técnica, tiene que ir a la parte comercial, de financiamiento, a la capacidad de estructurar esquemas que se consideren bancables”, opinó el Director de Envision.
Lo cierto es que para los panelistas la energía eólica será una de las protagonistas del futuro energético mundial.
Friedmann analizó: “hoy día un gran consumidor, incluso un consumidor mediano, tiene todos los recursos para salirse del mercado regulado: la energía es mucho más barata”.
“La industria minera está corriendo a abastecerse de energías renovables no sólo por un tema de costos sino porque son exportadoras que saben que parte de su huella de carbono es fundamental en las restricciones que pueda tener a futuro”, destacó el CEO de GE.
Mercados complejos
Los panelistas reconocieron que Latinoamérica no está atravesando por su mejor momento en el desarrollo de energía eólica, independientemente de la llegada del COVID-19.
Mingramm contó que dentro de la carpeta de proyectos de Envision se destacan dos mercados muy importantes de la región como México y Argentina.
En tierras aztecas tienen 2.000 MW en pipeline y 230 MW operativos en dos parques eólicos; mientras que para el país del sur casi 200 MW en distintos grados de avance y una central eólica García del Río, de 10 MW, donde el factor de planta es de 67%.
Sin embargo advirtió que en ambas plazas se detuvo el crecimiento, quedando sólo su inercia. Mingramm explicó que en México se debió a cuestiones regulatorias, mientras que en Argentina por serios problemas financieros.
Rodríguez, por su parte, coincidió con su colega. Señaló que Goldwind aún sigue apostando fuerte por Argentina, con 350 MW en construcción, pero reconoció la complejidad del mercado, con un riesgo país que supera los 1.250 puntos básicos.
En los EEUU, en materia de defensa del medio ambiente, el estado de California tiene y procura mantener una suerte de liderazgo, al menos en materia de propuestas que apuntan a no contaminar.
Emilio J. Cárdenas (*)
Para ello exige, entre otras cosas, que los combustibles que allí se comercializan contengan alguna medida de productos del refinado de aceites ya utilizados en la cocina y de la grasa animal derivada de las operaciones habituales de los frigoríficos. Así como aceite derivado de la elaboración de productos con soja. Al combustible así obtenido se lo llama, gráficamente, “diésel renovable”.
Varias refinerías californianas ya se están reconvirtiendo para poder generar ese tipo de combustible, menos contaminante. Sin por ello dejar, al menos por ahora, de lado la elaboración de diésel de modo convencional. Las autoridades del estado ofrecen incentivos específicos para quienes decidan producir diésel de la manera pretendida por ellas. Con ellos se compensa de alguna manera el sobrecosto que supone producir “diésel renovable”.
La pandemia del “coronavirus”, al haber ya reducido significativamente el público dispuesto a concurrir a los restaurantes, con la consiguiente caída del consumo, no ayuda a la difusión de los métodos que son los preferidos por el estado de California para la producción del nuevo “diésel renovable”. Pero el regreso a la normalidad, cuando ocurra, presumiblemente impulsará a la industria que genera el llamado “diésel” a recorrer el camino sugerido para la defensa del medio ambiente.
(*) Ex Embajador de la República Argentina ante las Naciones Unidas.
Las compañías YPF y Raízen (Shell) fijaron nuevos precios para las naftas y gasoils a partir del sábado 19 con incrementos promedio país de 3,5 % y que en la Ciudad de Buenos Aires llegan a 4,8 % respecto de los precios previos, que habían sido puestos en vigencia el 19 de agosto.
Hasta agosto último los precios de los combustibles habían permanecido congelados desde octubre de 2019. Hasta entonces se venía aplicando un esquema de actualización periódica en base a una ecuación que combinaba la variación del precio internacional del crudo Brent, la cotización del dólar, y la incidencia de la variación del precio de los biocombustibles utilizados para el corte de las naftas y del gasoil. Dicho criterio no seguiría vigente.
Los volúmenes de ventas de los combustibles sufrieron bajas en la segunda mitad de 2019 por la merma de la actividad económica, y muy fuertes bajas en los primeros meses de la Pandemia del Covid-19 (del orden del 70 por ciento) para todas las marcas, recuperándose luego parcialmente, a medida que se van reactivando actividades, aún en el marco de la emergencia sanitaria.
Tal como ocurrió el mes pasado, se estima que en los próximos días también subirán sus precios otras refinadoras-comercializadoras que operan en el mercado local (Axion, Puma).
Con el nuevo incremento, los precios de referencia de los combustibles de YPF para las estaciones de servicio ubicadas en la CABA son: Nafta Súper 59,49 pesos el litro, Nafta Infinia (Premium) 68,63 pesos, Diesel500 (común) 55,56 pesos, y Diesel Infinia 64,99 pesos.
Para el caso de los combustibles de la marca Shell los nuevos precios para bocas de expendio de la CABA son: Nafta Súper 59,99 pesos el litro, VPower Nafta 69,99 pesos, Fórmula Diesel (común) 57,76 pesos y VPower Diesel 66,29 pesos el litro.
YPF explicó esta última suba señalando que tiene por objetivo “sostener la actividad de producción, en el marco de las particularidades del contexto macroeconómico del país”.
La petrolera integrada de mayoría accionaria estatal lidera por lejos el cuadro de volumen de ventas de combustibles en el mercado local y obtiene por esta vía el 70 por ciento de sus ingresos.
En esta compañía se indicó además que este aumento “se encuentra en línea con la decisión de recomponer asimetrías históricas de precios a nivel federal, recortando brechas entre la Capital Federal (que en los últimos años fueron más bajos) y el interior del país”. Y a modo de ejemplo se indicó que “una vez calculados los costos logísticos (transporte del combustible), Jujuy está hoy 4,5% por encima de los precios de la Ciudad de Buenos Aires.
La empresa anunció que continuará sosteniendo el descuento del 15% en sus precios para los trabajadores de la salud adheridos al Programa YPF, en el marco de la pandemia por el coronavirus.
La compañía YPF, controlada por el Estado, aumentó los combustibles un 3,5% en promedio en todo el país. El incremento en los surtidores comenzó a partir de este sábado y contempla un “ajuste diferencial por región”, según informó la empresa.
“A partir de las 0 horas del sábado 19 de septiembre, YPF realizará un aumento promedio de los combustibles a nivel país del 3,5 %, con el objetivo de sostener la actividad de producción de la compañía teniendo en consideración las particularidades del contexto macroeconómico del país”, señaló la petrolera.
El aumento “se encuentra en línea con la decisión de recomponer asimetrías históricas a nivel federal, recortando brechas entre la Capital Federal y el interior del país”. Según informó YPF, calculando los costos logísticos el precio de los combustibles en la provincia de Jujuy es un 4,5% superior a los valores que tiene la Ciudad de Buenos Aires.
Por la pandemia, la empresa sostiene el descuento al personal de salud del 15% que alcanza a unas 100.000 personas “que se encuentran adheridas al programa de YPF y que están haciendo un enorme esfuerzo por la salud de todos los argentinos”.
En agosto la petrolera ya había aumentadolos precios en los surtidores un 4,5%, que permanecían congelados desde diciembre de 2019.
El ENARGAS aprobó nuevos cuadros tarifarios de Gas Propano Indiluído por redes (GLP) con tarifas más bajas que las que se venían aplicando en los últimos 12 meses, y su aplicación debe calcularse desde el 1° de julio de 2020 en razón del Decimo Séptimo acuerdo de prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano indiluído para redes de distribución suscripto por la Secretaría de Energía de la Nación y Productores.
Se trata de la renovación del régimen de abastecimiento de gas propano a las Distribuidoras y/o Subdistribuidoras de este gas, indicó el Ente.
Por efectos del traslado a tarifa de los precios que surgen del acuerdo citado el ENARGAS calculó e incorporó en los cuadros tarifarios del servicio los precios resultantes para el segundo semestre de 2020.
Las Distribuidoras y Subdistribuidoras deberán refacturar -con los nuevos cuadros tarifarios vigentes- a usuarios y usuarias que utilicen GLP por redes en todo el país las liquidaciones que ya hubieran emitido por períodos de lectura que incluyan días de consumo desde la fecha de vigencia ya indicada (1° de julio de 2020), y efectuar la devolución acreditándolo en la primera factura que se emita al usuario, bajo el concepto “Devolución Res. ENARGAS N° XXXX/20”. Y si eventualmente quedara saldo por devolver, se trasladará a la factura subsiguiente, hasta su concurrencia.
Es decir que, por ejemplo, si por un bimestre con días de consumo entre junio y julio, se recibieron dos facturas mensuales por $ 2.766 cada una, en función de las nuevas tarifas deberían haber sido de $ 2.239. La diferencia de $ 527 por cada una de ellas (que hace un monto total de $ 1.054) se descontará en la factura inmediata siguiente. O sea que, si esta última fuera por ejemplo de $ 2.535, pagaría $ 1.481 ($ 2.535 menos $ 1.054).
Las resoluciones que fijan los nuevos cuadros tarifarios de localidades abastecidas por GLP por redes son las 271/2020 (Camuzzi Gas del Sur S.A.), 272/2020 (Distribuidora de Gas Cuyana S.A.), la 273/2020 (Camuzzi Gas Pampeana S.A.) , la 274/2020 (Distribuidora de Gas del Centro S.A.), la 275/2020 (Litoral Gas S.A.) y 276/2020 (Gas Nea S.A). Todas publicadas en el Boletín Oficial.
Los nuevos cuadros tarifarios deberán ser publicados por las licenciatarias del servicio en los términos de la Ley 24.076 y conforme las resoluciones respectivas.
La Universidad Genneia, la iniciativa de capacitación y formación interna que lleva adelante la compañía de energías renovables, realizará una charla abierta el próximo jueves 24 de septiembre a las 15 horas sobre “Huella de carbono: cómo reducir y compensar mis emisiones”. El evento será virtual a través de la plataforma Zoom. El encuentro es “para incursionar en el paradigma de organizaciones carbono neutral, junto a especialistas en la mitigación y compensación de la huella”, señala un comunicado de la compañía.
En la charla abierta participarán en el primer panel: Mariano Muñoz, director de Capital Humano de Genneia y Laura Artiles, Jefa de Gestión del Conocimiento y Empleos de Genneia; Mateo Saavedra, responsable de Estrategia y Sustentabilidad de Kolibri. En el segundo panel estarán Gustavo Anbinder, Gerente de Nuevos Negocios de Genneia y Susana Velez Haller, Regional Manager Latin American and Caribbean de Verra. Representante a confirmar, SouthPole. En el tercer panel estará Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia; Pedro Friedich, Presidente del Directorio de Sistema B Argentina. Edwin King, Jefe comercial de nuevos negocios de Genneia. Además, Mariano Muñoz, Director de Capital Humano de Genneia y Laura Artiles, Jefa de Gestión del Conocimiento y Empleos de Genneia. Para inscripción aquí.
Universidad Genneia
Genneia es uno de los actores nacionales destacados que aporta más del 20% de la energía de fuentes limpias inyectada a la matriz energética de nuestro país y el 30% del total eólico. Puertas para adentro, hace un año que dieron comienzo a la “Universidad Genneia” como una propuesta académica orientada a capitalizar el know-how único de sus colaboradores y lograr una horizontalización del conocimiento específico de las energías térmicas, eólicas y solares.
La iniciativa busca salir del concepto oferta-demanda unilateral de las capacitaciones y, por el contrario, crear un espacio de aprendizaje con encuadre académico formal enfocado en las necesidades de los equipos y el contexto del sector. “Generar el espacio de UG es el resultado natural de alinear la estrategia de gestión del conocimiento con nuestra cultura basada en la innovación, la toma de desafíos, el aprendizaje continuo, la cooperación y la necesaria apertura para compartir tanto saberes formales como el conocimiento adquirido en la experiencia dinámica de cada puesto.
En esta construcción, el rol de nuestros formadores internos es esencial tanto para la Universidad como para el propio formador que constituye el referente técnico de su área de conocimiento y asume la responsabilidad de transmitirlo a la organización. Todo ello sumado al aporte clave de nuestros partners externos que acompañan nuestro camino guiado por el Comité Académico y su visión integral sobre las necesidades estratégicas de la organización.” explica Mariano Muñoz, director de Capital Humano de Genneia.
A través de formadores internos de diversas áreas, así como acuerdos con el Instituto Madero, ITBA, Torcuatto Di Tella, UBA, Universidad de San Andrés y UTN como partners del proyecto, Genneia desarrolla un “semillero” de conocimiento único en el país.
A lo largo de su primer año, la Universidad creó 4 escuelas de enseñanza y acumuló un total de 3.624 horas de formación distribuidas en más de 2.000 participantes. Asimismo, promoviendo la certificación, el proyecto cuenta con la posibilidad de realizar un examen de competencias a la que accedieron más de 280 estudiantes.
Como primer acercamiento al público de interés y celebrando su primer año, Genneia estará realizando una clase gratuita con inscripción previa sobre Huella de carbono, dirigida a todos aquellos individuos o representantes de organizaciones que deseen comprender el funcionamiento de las diversas alternativas de energía verde para dirigirnos a una producción cada vez más sustentable. El evento contará con paneles de especialistas internacionales sobre la medición, certificación y compensación de emisiones. El conocimiento es la única herramienta que podrá llevarnos hacia un futuro más equilibrado y enfocado en un triple impacto.
Pablo Varela es director Ejecutivo para Latinoamérica y el Caribe de la compañía Aggreko, empresa de soluciones de generación eléctrica, y participó de una nueva entrega del Ciclo de Entrevistas de Econojournal. Señaló que por la pandemia la compañía redefinió sus objetivos para este año a nivel mundial y puso a su personal en primer lugar. “La empresa tuvo una reacción muy buena y desde marzo se definió a nivel global no despedir a nadie”. Además, incorporó otros tres temas centrales: “la caja para el uso del capital, que es importante en las crisis. Cuidamos mucho la caja y pudimos anunciar a nuestros inversores que vamos a pagar dividendos”. También, remarcó que “pusimos el foco en acercarnos y analizar las necesidades de nuestros clientes en esta crisis y en salir mejores de la pandemia con entrenamientos y capacitaciones”.
Varela es ingeniero industrial recibido en la Universidad de Montevideo y realizó un MBA en la ESE Business School. Comentó que la compañía ya venía desarrollando en sus diferentes proyectos el monitoreo remoto y que, en la pandemia, esta modalidad se profundizó: “en las plantas de generación que ya estábamos operando nos adaptamos rápidamente al monitoreo remoto. Lo más complejo fueron los protocolos de entrada y salida en los lugares de operación, pero ninguna de nuestras plantas frenó”. Subrayó también que en algunas plantas que tiene Aggreko en el Caribe hay personal de la compañía que está desde marzo sin volver a su hogar: “muchos equipos nuestros de recursos humanos y psicólogos están trabajando sobre estos casos para mantener sana mentalmente a este personal”. Varela se incorporó hace casi 18 años a la compañía y ocupó diversos cargos en varios países de América Latina y el Caribe, como el de director General de Brasil y director de Ventas y Marketing para Latinoamérica, entre otras responsabilidades.
La región
Aggreko es una compañía multinacional que desarrolla tecnologías de generación de electricidad, soluciones híbridas con generación termoeléctrica y renovables y baterías de almacenamiento. La empresa pone el foco en el sector petrolero, la minería y los utilities, “que consiste en proveer de energía a islas o zonas alejadas. Los tres sectores se comportaron de manera diferente en la pandemia. Las necesidades en utilities se mantuvieron. Lo que sí cambió fue que se frenaron o demoraron todos los nuevos proyectos”.
El director de Aggreko subrayó que el sector petrolero “se frenó muchísimo, sobre todo en el segundo trimestre. En operaciones ya existentes en Colombia, México y la Argentina se frenó mucho, salvo en Ecuador que el cierre fue parcial. Pero ya se está retomando y en el tercer trimestre se recuperó, todavía no a niveles previos a la pandemia, pero sí muy cercanos”.
La situación es distinta en cuanto a las inversiones en el sector petrolero: “se frenaron por la caída del precio del barril, las incertidumbres que tienen las compañías y la situación latinoamericana, porque hay diferencias políticas y sociales en cada país», indicó.
«En Argentina se frenó la inversión y hay incertidumbre aún con muchos de nuestros clientes a la espera. En Colombia hay un poco más de certidumbre y Brasil está intentando acelerar eso, por eso el futuro petrolero se ve más auspicioso porque el gobierno le da prioridad a la inversión. Y México está retomando con algunas nuevas inversiones”, señaló.
En el sector minero también ocurrió algo similar. “En Perú se frenaron operaciones entre abril y mayo. Ahora retomaron con protocolos muy fuertes para mantener las operaciones. Perú está queriendo ir a un modelo más abierto para la inversión de capitales”.
“En Chile últimamente se complejizaron bastante los proyectos mineros. Está muy frenado, hay que ver cómo se destraban su coyuntura política y social. Los grandes proyectos se frenaron, hora están volviendo con gente en los campamentos, pero se frenaron bastante las inversiones”, sostuvo.
Escenario de oil and gas en la Argentina
«Vemos en este escenario de petróleo y gas en la Argentina que hay mucha dificultad, pero están avanzando las inversiones. Con dificultades, con demoras, pero creo que todos los operadores están intentando seguir con las inversiones existentes. Lo complicado es cómo el gobierno va a dar certidumbres a las empresas para que inviertan«, describió Varela y agregó que “hoy las soluciones son de corto plazo e implican meter mucha regulación al mercado. Esto en el largo plazo no les gusta a los inversores. Las regulaciones los terminan asustando”.
Soluciones tecnológicas
El ejecutivo de Aggreko indicó que “lo que vemos es que todo el mundo va hacia la revolución energética, hacia las tecnologías y soluciones más limpias. Esto sucede principalmente porque los inversores que tienen el dinero quieren invertir en negocios limpios”. Pero aclaró que “no todo puede ser siempre renovable, porque hay que hacer un mix con otra generación. En la Argentina necesitamos hacer una integración entre renovables y no renovables. Nos dedicamos muy fuerte a este mix, como, por ejemplo, en el sur del país tenemos un proyecto con la compañía Pampa Energía donde tenemos equipos generadores a gas de muy alta eficiencia y que le pusimos una batería para mejorar su eficiencia porque los altibajos de la carga los absorbe la batería. Y podemos incorporar energía solar. Por todo esto, es muy difícil comprometerse con una solución para un período de 10 o 15 años porque todo va cambiando rápidamente”.
También contó que la compañía está instalando en una mina África, que está aislada de la red eléctrica, una solución de 40 MW con fuel oil y que luego va a pasar a generar energía con gas. Además, tendrá 30 MW solares con 15 MW de baterías “para hacer la comunicación más eficiente”.
Sector minero
“En minería es donde más vemos estas soluciones híbridas. En Chile estamos avanzando en la instalación para un proyecto que está a 4.000 metros de altura, bastante aislado, con 15 MW térmicos en diesel, con 10 MW solares y estamos analizando distintas soluciones para la instalación de las baterías para que resistan a la altura”.
Desafíos pospandemia
“Hay subsectores que hay que esperar qué va a pasar porque fueron muy golpeados, por ejemplo el evento de las Olimpíadas. Hay muchas incógnitas, hay países que quedaron más golpeados que otros«, añadió. Y agregó: «hoy todos avanzamos con home office. Volver a la oficina puede ser por sociabilidad. Con los clientes tenemos reuniones virtuales muy eficientes. Vamos a salir diferentes, pensar que antes se perdía una hora viajando ida y vuelta al trabajo, eso va a cambiar. Estamos trabajando en como volver a las oficinas. En algunos países ya comenzamos a volver».
Uruguay
«América Latina se deterioró muchísimo los últimos 20 años. Ojalá la luz de esperanza que hay en Uruguay con Lacalle Pou se contagie a la región. Hasta ahora en Uruguay hay mucho foco en la pandemia, hay que ver qué pasa con el gobierno el año que viene en términos económicos«, concluyó.
Genneia lidera la gestión de conocimiento especializado en energías renovables a través de una universidad propia, desarrollada especialmente para sus colaboradores.
Genneia es uno de los actores nacionales destacados que aporta más del 20% de la energía de fuentes limpias inyectada a la matriz energética de la Argentina y el 30% del total eólico.
Puertas para adentro, hace un año que dieron comienzo a la “Universidad Genneia” como una propuesta académica orientada a capitalizar el know-how único de sus colaboradores y lograr una horizontalización del conocimiento específico de las energías térmicas, eólicas y solares.
La iniciativa busca salir del concepto oferta-demanda unilateral de las capacitaciones y, por el contrario, crear un espacio de aprendizaje con encuadre académico formal enfocado en las necesidades de los equipos y el contexto del sector.
“Generar el espacio de UG es el resultado natural de alinear la estrategia de gestión del conocimiento con nuestra cultura basada en la innovación, la toma de desafíos, el aprendizaje continuo, la cooperación y la necesaria apertura para compartir tanto saberes formales como el conocimiento adquirido en la experiencia dinámica de cada puesto”, destacó la empresa.
“En esta construcción, el rol de nuestros formadores internos es esencial tanto para la Universidad como para el propio formador. Todo ello sumado al aporte clave de nuestros partners externos que acompañan nuestro camino guiado por el Comité Académico y su visión integral sobre las necesidades estratégicas de la organización.” explicó Mariano Muñoz, Director de Capital Humano de Genneia.
A través de formadores internos de diversas áreas, así como acuerdos con el Instituto Madero, ITBA, Torcuatto Di Tella, UBA, Universidad de San Andrés y UTN como partners del proyecto, Genneia desarrolla un “semillero” de conocimiento único en el país.
A lo largo de su primer año, la Universidad creó 4 escuelas de enseñanza y acumuló un total de 3.624 horas de formación distribuidas en más de 2.000 participantes. Asimismo, promoviendo la certificación, el proyecto cuenta con la posibilidad de realizar un examen de competencias a la que accedieron más de 280 estudiantes.
Como primer acercamiento al público de interés y celebrando su primer año, Genneia estará realizando una clase gratuita con inscripción previa sobre Huella de carbono, dirigida a todos aquellos individuos o representantes de organizaciones que deseen comprender el funcionamiento de las diversas alternativas de energía verde para dirigirnos a una producción cada vez más sustentable.
El evento contará con paneles de especialistas internacionales sobre la medición, certificación y compensación de emisiones.
Genneia provee soluciones energéticas sustentables, que superan el horizonte de los 1.200 MW de potencia de generación eléctrica en la Argentina.
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En el último año, las fluctuaciones de los importes a granel de los combustibles no cesaron. El derrumbe del crudo a principios de 2020, se sumó a la pandemia mundial, lo que dejó como resultado un combo inédito que afectó a la venta directa y a las estaciones de servicio blancas. Desde septiembre del año pasado, los cambios de los valores de venta a al mayoreo de naftas y gasoil, tuvieron comportamientos independientes respecto de los precios al surtidor, que habían sido congelados por orden presidencial. En este contexto, la curva del sector mayorista pasó de quedar ubicada hasta en […]
El parque eólico Los Teros de YPF Luz, instalado en el partido bonaerense de Azul, comenzó a entregar energía eléctrica al sistema de interconexión, al recibir la habilitación comercial de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Así lo informó esta tarde la compañía a través de una nota enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV), en la que precisó que recibió de Cammesa la habilitación comercial de 99,58 Mw correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I. Se trata de la primera etapa del proyecto Los Teros para el cual la compañía espera obtener la […]
Mediante la resolución Nº 271, Enargas aprobó el nuevo cuadro tarifario vigente de manera retroactiva al 1 de julio pasado mediante el cual se restituye el subsidio sacado durante la gestión de Mauricio Macri a la tarifa de GLP. La medida afecta principales a las localidades de Gobernador Gregores y Perito Moreno El ENARGAS emitió ayer por la tarde la Resolución N° 271, en la que se aprobó el nuevo cuadro tarifario vigente a partir del 1 de Julio de 2020 que deberá aplicar la empresa distribuidora Camuzzi Gas del Sur, entre otras, y que abarca a localidades que se […]
YPF figura al tope, ya que en marzo deberá hacer frente a un compromiso de u$s 415,8 millones. También figuran Genneia, AES Argentina y las petroleras Roch y Compañía General de Combustibles. La decisión dispuesta el marte pasado por el Banco Central, que establece que aquellas empresas que tienen deudas superiores a un u$s 1 millón no podrán comprar en el mercado de cambios más del 40% del capital que vence, significa un duro golpe para un puñado importante de empresas energéticas que tienen que hacer frente a compromisos antes del 31 de marzo próximo, que es la fecha establecida por la […]
Las medidas impulsadas por el Banco Central sumado a la falta de confianza de los bancos y fondos extranjeros sobre el futuro del país, presionan sobre las cajas de las firmas locales. Las medidas tomadas por el Banco Central (BCRA) que limitan la disponibilidad de dólares para la cancelación de deudas privadas generaron mucha incertidumbre dentro del sector empresario. La entidad estableció los lineamientos bajo los cuales las empresas del sector privado “podrán iniciar un proceso de renegociación de sus respectivos pasivos externos, que permita acomodar su perfil de vencimientos a las pautas requeridas para el normal funcionamiento del mercado de cambios”. Si […]
La tensión entre las productoras de gas y las distribuidoras continúa en ascenso. Luego de que las empresas petroleras mandaran una carta al Gobierno advirtiendo que cortarían el suministro si Metrogas no abonaba sus facturas, ayer la francesa Total le envió una carta documento intimándola a pagar $514,8 millones en un plazo de cinco días. La situación de Metrogas no es muy distinta a la del resto de las distribuidoras, como Naturgy y Camuzzi. Por ejemplo, el congelamiento de sus ingresos desde abril de 2019, la alta inflación y el impacto de la pandemia en la cobrabilidad de las facturas generó que las empresas […]
La petrolera Frontera Energy ha reiniciado las operaciones en el Lote 192, ubicado en el distrito de Andoas, provincia del Datem del Marañón, departamento de Loreto. «Reiniciamos las operaciones en el Lote 192, en Perú. Seguimos comprometidos con el desarrollo de la región Loreto, sus comunidades y del país», comunicó escuetamente la empresa a través de su cuenta en Twitter. El Lote 192, en Loreto, está en fuerza mayor desde el 27 de febrero de 2020 y oficialmente el contrato de servicio con Frontera culmina el 2 de septiembre de 2020. Sin embargo, y debido a la pandemia, Eduardo Guevara […]
Un grupo de expertos se unieron para brindar capacitaciones gratuitas a agentes de los Estados nacionales y provinciales sobre petróleo y gas. Un grupo de expertos en el petróleo y el gas lanzan una Escuela de Administración de Recursos Hidrocarburíferos para dictar cursos de capacitación gratuitos a empleados públicos de las áreas de energía, economía o vinculadas a la elaboración de normas jurídicas para el sector.“El objetivo es trasmitir la experiencia que hemos cultivado en la vida profesional”, aseguró Alex Valdez, ex director de Hidrocarburos de Neuquén, quien se incorporó a la función pública en el sector en 1986 hasta jubilarse el año pasado, y hoy lidera el emprendimiento formativo. “La intención […]
Más de 4.000 personas siguieron la cumbre eólica en vivo, en tres redes sociales: YouTube, LinkedIn y Facebook. Y se espera que la cifra se duplique con el correr de los días, dado que las exposiciones se fueron viralizando en redes sociales.
Si bien Energía Estratégica publicará un especial de contenidos para reflejar los temas de debate que fueron tratados, compartimos un breve resumen con frases que dejaron los speakers.
Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC): «A futuro la energía eólica offshore va a convivir con la onshore en Latinoamérica»
Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC): «La próxima década va a terminar con un entorno de entre 70 y 85 GW de potencia instalada en cualquiera de los escenarios que podamos plantear».
David Ruyet, socio director Energías Renovables del Plata: «Nos damos en cuenta que el recorrido que puede tener el storage en aplanar curvas de demanda es extraordinario».
Marcos Cardaci, director de Ventas en Latinoamérica de Nordex Group: «Latinoamérica representa el 20% del volumen de nuestra actividad mundial».
Alessio Pedicone, gerente regional de Ventas de Vestas (Argentina, Brasil y Chile): «Tenemos que trabajar en generar un entorno de PPA que sean bancables para que se incorporen nuevos actores».
Nikolaus Krauss, director de ventas para Latinoamérica de Enercon: «Es interesante pensar en proyectos híbridos con energía solar pero hay que trabajar el marco legal».
Walter Lanosa, CEO de Genneia: «Hay que ejecutar las garantías de los proyectos renovables que han especulado en Argentina»
Marcelo Javier Álvarez Ríos, vicepresidente de Generación de Celsia: «El gran impulso para la penetración de la eólica son las subastas en La Guajira dónde el factor de planta se ubica entre el 45 y 55 por ciento».
José Ignacio Escobar, director general de ACCIONA para Latinoamérica: «Hay que partir desde la electricidad pero hay que descarbonizar otras industrias como el transporte».
Benigno Villarreal, director general de Vive Energía: «Creemos que el futuro de la energía es eléctrico, y el futuro eléctrico es renovable».
Francisco Jáuregui, responsable de Energías Renovables de ENGIE: «El desafío se resume en dos palabras: coordinación y planificación».
Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de Aes Gener en Chile y Colombia: «El potencial de La Guajira (Colombia) se ha estimado en 15 mil megawwats eólicos».
Rubén Sánchez Perco, director de Sidergy: «Patagonia tiene un gran potencial eólico en Argentina».
Julio Friedman, líder de GE Renewable Energy en Latinoamérica: «Vemos una tendencia muy firma hacia el mercado de contratos libre».
Rafael Valdez, director general para América Latina y el Caribe de Envision Energy International: «Tenemos un portafolio de 1.500 MW en México»
Carolina Rodríguez, gerente de Desarrollo de Inversiones de Goldwind: «Estamos trabajando para desarrollar gran cantidad de proyectos».
Lucila Bustos, directora ejecutiva en ABO Wind: «El Project Finance es la mejor forma de financiar estos proyectos».
Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica: «La energía eólica en Latinoamérica presenta facilidades para hacer bancables los proyectos».
Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de VENTUS: «Los mejores socios de los parques eólicos son las centrales hidroeléctricas y las conexiones internacionales».
Vanessa Revelli, líder de PPA internacionales en ABO Wind: «La energía eólica es una herramienta clave para la recuperación económica post-covid19»
Regina Ranieri, gerente de desarrollo de negocios de UL Renovables Cono Sur: «Se necesitan además de subastas visiones de largo plazo a cinco o diez años para planificar proyectos de energías renovables».
Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica: «Hay que reforzar la comunicación para mostrar los beneficios de la energía eólica y disputar lugar al crecimiento del gas natural».
Santiago Tosar, gerente comercial de Ingener en Uruguay: «La posibilidad de bajar los costos va muy de la mano de la escala de los proyectos».
Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory Argentina DNV GL: «Vemos que hay nuevos desarrollos de aerogeneradores comparados a lanzamientos de los autos».
Compartimos la Cumbre Eólica Latam 2020 para que puedas revivirla.
A través de Telcosur, su unidad de telecomunicaciones, la transportadora conformó una alianza con el player tecnológico. La fibra óptica de ambos, combinada, suma más de 1800 kilómetros de extensión en la Patagonia Telcosur, la unidad de telecomunicaciones de Transportadora Gas del Sur (TGS), y el grupo de tecnología Datco formaron una alianza estratégica para expandir sus operaciones en la Patagonia. Principalmente, en la provincia de Neuquén, en la zona de Vaca Muerta. En esa área, recientemente, Telcosur finalizó un tendido de 150 kilómetros de fibra óptica en el corazón de la formación de hidrocarburos no convencionales, donde Grupo Datco está completando el despliegue de su red de baja […]
El futuro del transporte en aplicaciones urbanas ya está bastante encaminado: la electricidad aparece como la gran candidata a impulsar los camiones y ya hay varios ejemplos de ello. Pero en larga distancia eso no está claro todavía. Por el momento, el rendimiento de las baterías no es del todo suficiente y no ofrecen una gran autonomía, por lo que el gas sigue siendo la alternativa, aunque es un combustible fósil. Existe una tercera posibilidad que es por la que está apostando Mercedes-Benz, la pila de combustible de hidrógeno y en ese sentido, acaba de presentar el GenH2 Truck, que […]
Presentó la gama completa de productos a GNC, la fabricación nacional de camiones con esta tecnología, y el lanzamiento del primer modelo a GNL. En el marco de la Semana de la Movilidad Sustentable, Iveco organizó un evento virtual para incentivar la reducción del impacto ambiental que generan los medios de transporte. En este contexto, la marca perteneciente al Grupo CNH Industrial, se propuso generar conciencia sobre la sustentabilidad en el transporte de cargas, haciendo hincapié en el desarrollo de vehículos comerciales propulsados por energías alternativas al diésel. Si bien la compañía apunta sus objetivos a un futuro electrificado, reconoce que existe una etapa […]
En apenas 38 segundos, Rafael Mateo, el CEO de Acciona, dejó un contundente mensaje: «Debemos apostar por las energías que generan más valor».
Y acto seguido se pronunció sobre una tecnología: «La energía eólica genera más empleo, más desarrollo industrial, más tejido industrial, y más industria exportadora».
A modo de mensaje al Gobierno español, Mateo apuntó que «las energías renovables deben ser un motor de la recuperación económica».
Así se pronunció a modo de promoción de su participación en el Congreso Eólico que tiene previsto la Asociación Empresarial Eólica (AEE) de España.
Energía ya tomó una decisión: las provincias productoras seguirán cobrando regalías sobre la base de un valor de 45 dólares para el crudo Medanito, tal como está establecido en el Decreto de precio sostén de crudo.
Sin embargo, se autorizará a que productores y refinadores negocien un precio de venta inferior a esa referencia. En concreto, se pondrá en marcha un desdoblamiento del esquemade precios: las empresas liquidarán regalías a 45 dólares, pero el petróleo se venderá más barato en el mercado doméstico en valores cercanos a la paridad de exportación que podría oscilar entre los 37 y 40 dólares si el Brent si estabiliza cerca de los 41-42 dólares. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes gubernamentales.
“Las provincias seguirán percibiendo regalías sobre un precio de 45 dólares. Lo que resta definir es cómo se instrumentará el desdoblamiento. Concretamente, quién absorbe la diferencia entre el precio efectivo de venta y el de liquidación de regalías”, explicó una fuente que está participando de ese proceso.
Definición
La implementación de un desdoblamiento de este tipo no es sencilla por cuestiones de distinta índole. Desde lo legal, es probable que su instrumentación sea impugnado más temprano que tarde por las empresas. En los últimos años varias productoras fueron a la Justicia para cuestionar iniciativas de este tipo. En la mayoría de los casos, la Corte Suprema de Justicia terminó fallando en favor de los privados al establecer que las regalías deben liquidarse sobre el “precio efectivamente percibido” y no sobre el establecido arbitrariamente por resolución.
En segundo lugar, el gobierno deberá definir quién cubre el extra costo por regalías que traerá aparejado el desdoblamiento. Si, por caso, los productores venden su crudo a US$ 38, pero tienen que liquidar regalías por 45 dólares, estarían pagando en la práctica un impuesto adicional de 2,5 puntos.
¿Quién se hará cargo de ese recargo?
Es lo que está definiendo la Secretaría de Energía. En abril, antes de que se publique el Decreto 488, el presidente de YPF, Guillermo Nielsen, y directivos de PAE acercaron una propuesta que consistía en que los refinadores cubran ese diferencial por regalías a cambio de que el Estado autorizara a refinadoras y productores a negocian un precio de venta libre, inferior a los 45 dólares que finalmente fijó el decreto. La iniciativa no prosperó, pero la Secretaría está evaluando instrumentar un esquema que vaya en el mismo sentido.
Así lo informó esta tarde la compañía a través de una nota enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV), en la que precisó que recibió de Cammesa la habilitación comercial de 99,58 Mw correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I.
Se trata de la primera etapa del proyecto Los Teros para el cual la compañía espera obtener la habilitación comercial de los restantes aerogeneradores que completan, de modo de alcanzar una potencia total de 123 Mw, una vez que culminen las pruebas técnicas en los próximos siete días.
Con una inversión total de unos 200 millones de dólares, el parque generará cuando estén en funcionamiento las dos etapas del proyectos unos 172 MW de energía limpia, el equivalente a las necesidades de 228.000 hogares.
La obra incluirá más de 45 aerogeneradores en sus dos etapas, y esta primera que hoy se puso en marcha comprende la instalación de 32 molinos eólicos GE de 3.83 MW, en un área de 2450 hectáreas, a 45 kilómetros de distancia de la ciudad de Azul.
Cada aerogenerador tiene una altura de 110 metros y una hélice de 137 metros de diámetro por lo que su traslado e instalación requirió de un importante trabajo de logística e infraestructura, la construcción de caminos, bases de hormigón de 21 metros de diámetro, entre otras tareas.
El objetivo de YPF Luz con este proyecto es proveer de energía renovable, eficiente y confiable a clientes a través del mercado eléctrico mayorista (MATER), y se conectará a través de la línea de 132kv que conecta a Tandil con Olavarría. La energía renovable generada en Los Teros abastecerá a las plantas industrias de Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé y Profertil entre otras.
En términos de sustentabilidad ambiental, la generación de energía eólica desde este parque significará una reducción de emisiones de 8,8 millones de toneladas de CO2 en 20 años, respecto de la misma producción de energía a través de una central térmica, lo que equivale al ahorro de 81.800 m3 de diésel o 130 millones de m3 de gas natural.
Los molinos de Los Teros tendrán un factor de capacidad de 57%, un nivel de eficiencia considerado alto a nivel nacional e internacional, lo cual posiciona a Azul como una localidad con excelentes condiciones naturales para este tipo de desarrollos, por sus vientos constantes, clima y ubicación.
YPF Luz cuenta también con el parque eólico Manantiales Behr en la provincia de Chubur y Cañadón león en Santa Cruz, además de distintas operaciones en generación térmica.
La Coalición de Acción de IRENA forma una red internacional clave para discutir las tendencias de la industria, determinar acciones, compartir conocimientos e intercambiar mejores prácticas con la visión de impulsar la transición energética global en línea con el Objetivo de Desarrollo Sostenible sobre energía.
Su misión es convocar un diálogo global entre las partes interesadas no gubernamentales y gubernamentales para desarrollar acciones para aumentar la participación de las energías renovables en la combinación energética global.
En la actualidad, la Coalición reúne a más de 100 actores líderes en energía renovable, incluidas empresas del sector privado, asociaciones industriales, sociedad civil, institutos de investigación y
organizaciones intergubernamentales.
Esta alianza nos pone de nuevo en la mirada Internacional y nos da oportunidad de generar cambios verdaderos para el desarrollo de las Energías renovables en América latina.
El pedido ha sido realizado por el grupo multinacional Elecnor y por Isagen, uno de los generadores energéticos más importantes de Colombia, con más de 3 GW de proyectos hidroeléctricos y térmicos.
El contrato incluye el suministro e instalación de diez aerogeneradores V100-2.0 MW, así como un contrato Active Output Management 5000 (AOM 5000) para la operación y mantenimiento del parque durante los próximos 12 años.
Una vez instalado, el parque Guajira I proporcionará energía limpia y respaldará los planes del país para diversificar las fuentes de energía renovables de su matriz energética.
Felipe de Gamboa, jefe de ventas de Vestas Colombia.
“Estamos orgullosos de brindar a nuestros clientes la experiencia en energía eólica de Vestas en un mercado emergente como es el colombiano. Queremos agradecer a Elecnor e Isagen la confianza depositada en nosotros. Estamos seguros de que, durante los próximos años, la tecnología de Vestas demostrará las posibilidades excepcionales del recurso eólico de La Guajira”, afirma Felipe de Gamboa, jefe de ventas de Vestas Colombia.
La entrega de las turbinas está planificada para el segundo trimestre de 2021, mientras que la puesta en marcha se espera que tenga lugar para el último trimestre de ese mismo año.
Con más de 11 GW instalados y/o en construcción en Latinoamérica, Vestas desempeña un papel fundamental liderando la transición hacia un mix energético más sostenible en el continente.
A principios de esta semana, la CREG publicó la Circular N°88, que establece modificaciones sobre la Resolución CREG 030 del año 2018, la cual viabilizó la actividad de la Generación Distribuida en Colombia. Los cambios están dirigidos especialmente sobre autogeneradores de hasta 5 MW.
“En el marco de la revisión de las reglas de autogeneración y generación distribuida se publican, para comentarios, los siguientes documentos elaborados por el Consejo Nacional de Operación (CNO)”, indica la circular. Y enumera:
1. Lineamientos y contenido del estudio de conexión simplificado para AGPE (Autogeneración a Pequeña Escala) en el rango de capacidad entre 0.1 y 1, y AGGE (Autogeneradores de Gran Escala) menor a 5 MW.
2. Documentación y pruebas requeridas para la conexión de generadores distribuidos, autogeneradores a pequeña escala y autogeneradores a gran escala hasta 5 MW en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) colombiano, con sus Anexos:
Anexo 1: Procedimiento General Propuesto para la Realización de Pruebas de Verificación de la curva de capacidad para autogeneradores considerando la resolución CREG 030 de 2018.
Anexo 2: Lista de Chequeo de los Requisitos de Protecciones para la Conexión de Sistemas de Generación en el SIN colombiano para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3.
Anexo 3: Procedimiento general para realizar pruebas a equipos de protección de sistemas de generación considerados en la resolución CREG 030 de 2018.
3. Acuerdo 1322 del CNO de 2020 sobre protecciones y el documento que soporta y justifica los requisitos solicitados.
4. Formato de solicitud de conexión simplificada para autogenerador a pequeña escala (AGPE) y generador distribuido, el cual se había publicado previamente en la Circular 108 de 2018.
La Circular 88 está dirigida al público en general, pero especialmente a operadores de red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los usuarios de energía eléctrica.
“Las observaciones y sugerencias sobre los documentos se recibirán en el correo electrónico creg@creg.gov.co, hasta el 30 de septiembre de 2020, únicamente diligenciando el formato Excel anexo”, aclara la medida de la CREG.
La Secretaría de Energía de Argentina publicó recientemente el nuevo informe de Generación Distribuida correspondiente al mes de agosto.
Allí se concluye que, en el marco de las jurisdicciones adheridas a la Ley nacional 27.424, se han instalado un total de 204 proyectos por 1.971 kW, que actualmente están inyectando energía renovable (principalmente a través de paneles fotovoltaicos) a la red eléctrica a través de un medidor bidireccional.
Cabe señalar que, según el mismo informe de la Secretaría de Energía correspondiente al mes de julio, el total de usuarios conectados era de 193, por una potencia total de 1.904.
Es decir que de julio a agosto sólo se han habilitado 11 nuevas conexiones por 67 kW. Una cifra lejana al salto que se había dado de junio a julio, donde hubo 27 instalaciones nuevas por 270 kW.
No obstante a ello, un dato positivo es que, de acuerdo al documento elaborado por la cartera que conduce Darío Martínez, existen 295 proyectos por 3.539 kW con Reserva de Potencia aprobada, es decir, con la aprobación de papeles por parte del operador de red.
Fuente: Secretaría de Energía
De esos 295 emprendimientos, 53, por 499 kW, ya solicitaron el cambio de medidor. Está la posibilidad que parte de esa potencia comience a operar durante el corriente mes.
Según el informe de la Secretaría de Energía, la mayor parte de los 295 proyectos están ubicados en la Provincia de Córdoba, tanto en lo que respecta a usuarios conectados como aquellos que están en trámites para hacerlo.
Luego, le sigue Provincia de Buenos Aires, Ciudad de Buenos Aires, Mendoza y, finalmente, Chubut.
Un dato a destacar es que existen 120 distribuidoras y cooperativas de país inscriptas al sistema correspondientes a 10 jurisdicciones.
Cabe señalar que las conexiones contabilizadas provienen de provincias adheridas a la Ley nacional 27.424, quedando excluidos proyectos de otras jurisdicciones que aún no suscribieron a la normativa. Un caso paradigmático es el de Santa Fe que, según sus autoridades, bajo su propio marco regulatorio han superado un 1 MW de potencia en Generación Distribuida.
Distintas cámaras y federaciones que integran Expendedores Unidos (mesa compuesta por CECHA, FECRA, AES, CEGNC y AOYPF) advirtieron que el sector atravesó y atraviesa una situación difícil, que hace límite a la negociación paritaria en la actividad.
“No queremos que se imponga a nuestros socios lo que una cámara con escasa representatividad acordó de incremento salarial sin pensar si sus socios lo pueden pagar”, indicaron, y aludieron a que “como suele suceder en los últimos años, una pequeña cámara con sede en La Plata (Federación de Entidades de Combustibles, ex FECOBA, con Convenio Colectivo de Trabajo número 488/07), volvió a ser la primera en acordar rápidamente la nueva escala salarial”.
En un comunicado remarcaron que “nos sorprende que se busque imponer dicho acuerdo al resto de Expendedores Unidos, que representamos al 97% de los dueños de estaciones de servicio del país, un total de 4.500 estaciones”.
“Porque creemos que tenemos una representatividad nacional verdadera y en la libertad para negociar paritarias, mantenemos abiertas las conversaciones con los representantes de nuestros empleados en el ministerio de Trabajo de la Nación con nueva fecha de audiencia para fin de mes”, explicaron.
“Iniciamos hace unas semanas nuestra negociación para completar la paritaria para el período abril 2020-marzo 2021. Lo hicimos con absoluta buena fe y muy conscientes de la situación por la que atraviesa el país y nuestro sector, con caída de ventas en nuestras estaciones que llegaron al 90% y que desde junio se mantienen en una meseta de caída interanual de entre 40% y 50% por ciento de la que no podemos salir por el impacto de la pandemia”, remarcaron.
Telcosur, la unidad de negocios de telecomunicaciones de tgs, y Grupo Datco, conglomerado regional especializado en soluciones de tecnología, infraestructura y telecomunicaciones, anunciaron la conformación de una alianza estratégica de colaboración para expandir sus operaciones en la Patagonia Argentina, principalmente en la provincia del Neuquén, en la zona de Vaca Muerta.
Como parte de esta alianza, ambas compañías se proponen potenciar sus capacidades y generar negocios en la región sur del país, donde Telcosur finalizó recientemente un tendido de 150 kilómetros de fibra óptica en el corazón de Vaca Muerta, zona en la que Grupo Datco está completando el despliegue de su red de baja potencia y largo alcance (Low-Power Wide-Area Network –LPWAN-) que brinda conectividad de bajo costo para aplicaciones de Internet de las Cosas (IoT).
En el marco de esta alianza, las empresas acordaron tres ejes de trabajo:
I) Cooperar entre Telcosur y 0G Networks, empresa de Grupo Datco, para incorporar tecnología Sigfox sobre la infraestructura de torres de antenas de microondas que Telcosur tiene desplegadas a lo largo de más de 4.600 kilómetros en la Patagonia.
II) Interconectar las redes de fibra óptica de ambos operadores, que suman en la Patagonia más de 1.800 kilómetros de extensión a lo largo de La Pampa, Chubut, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.
III) Realizar un estudio de factibilidad e inversión para la unión de sus redes a través del Paso Pichachén, paso fronterizo que une por la cordillera a Neuquén con la VIII Región del Biobío, en Chile. Del lado argentino, la localidad más cercana al Paso Pichachén es El Cholar, mientras que del lado chileno, son Moncol y Antuco.
El Gerente Operativo Comercial de Telcosur, Eduardo Vigilante, afirmó que “trabajar de manera conjunta con una empresa reconocida mundialmente, ampliando las posibilidades de conectividad en Vaca Muerta, generando soluciones que permitan más inversiones y desarrollo para nuestro país es motivo de orgullo para todos los que formamos parte de Telcosur”.
“Este nuevo desafío es una muestra de la clara vocación de la empresa por atender las necesidades de servicios de sus clientes en el segmento de Oil & Gas, fortaleciendo su liderazgo como primer midstreamer argentino”, agregó.
Por su parte, el CEO del Grupo Datco, Horacio Martínez, destacó que “nuestro dialogo con Telcosur ha sido muy fecundo desde sus inicios. A lo largo de los años, hemos construido un vínculo de cooperación basado en una visión compartida de los negocios, la confianza y el respeto sobre el que hemos generado oportunidades de desarrollo para ambas partes”.
La complementariedad de sus operaciones hará que las sinergias se traduzcan en un mayor desarrollo de la conectividad y por ende favorecerá la radicación de nuevas inversiones en la Patagonia, impulsando la creación de emprendimientos productivos y otras iniciativas basadas en la economía del conocimiento, agregó Martinez.
Grupo Datco, a través de Silica Networks, conecta la Patagonia con Buenos Aires, Santiago de Chile y San Pablo a través de un anillo de fibra óptica de más de 13.000 kilómetros que le permite a la región asegurar la conectividad internacional con baja latencia y salida tanto al Atlántico como al Pacífico.
Por su parte, por su origen y foco de especialización, Telcosur y tgs cuentan con gran experiencia en la implementación, operación y mantenimiento de redes de telecomunicaciones dedicadas para sistemas de misión crítica en la industria de Oil & Gas y Energía en toda la Patagonia.
La asociación y cooperación entre Telcosur y Grupo Datco comenzó hace más de 15 años, cuando construyeron el primer enlace mixto de fibra y microondas para unir Santiago con Punta Arenas en Chile, que en ese momento solo se comunicaban por enlaces satelitales.
Telcosur, unidad de negocio de telecomunicaciones de tgs, cuenta con una gran experiencia en la operación y mantenimiento de redes de telecomunicaciones para sistemas de misión crítica en la industria de Oil & Gas y Energía.
A través de 4.600 kilómetros de radio enlace y 3.570 kilómetros de fibra óptica anilladas, Telcosur brinda servicios como proveedor independiente de ancho de banda para operadores de telefonía y operadores de televisión por cable, proveedores de servicios de datos y valor agregado, cooperativas telefónicas y eléctricas, y grandes clientes corporativos.
En el actual contexto de aislamiento social que impone la Pandemia del Covid-19 Axion recurre a innovaciones técnicas, como es el empleo de Cascos de Realidad Aumentada, que permiten conectar de manera remota la refinería Campana con el mundo para solucionar eventuales inconvenientes.
Para graficar lo antes señalado vaya un ejemplo: “Son las 11:05 de la mañana en la ciudad bonaerense de Campana y Federico, técnico en instrumentos, sube a la plataforma donde se encuentra la turbina del soplador principal del Cracking. En ese mismo momento, a las 9:05 de la mañana en Houston, un ingeniero especialista en la unidad le pide que revise nuevamente la instalación del sensor de desplazamiento axial”.
“Ese que tienes a la derecha”, le dice mientras mira todo desde la pantalla que tiene en su escritorio, donde recibe en directo la imagen que Federico está viendo y generando en ese mismo momento, a 8.066 kilómetros de distancia.
El ejemplo es real. Esa tecnología no solo se usa para conectar con un especialista en Estados Unidos que no puede viajar a la Argentina, sino también con otro experto en la misma ciudad de Campana pero que, por ser una persona de riesgo en medio de la pandemia del coronavirus, trabaja desde su casa como si lo hiciera en la refinería misma.
La pandemia causada por la Covid-19 sorprendió al mundo y aceleró muchos planes de transformación digital. La refinería en la ciudad de Campana no fue la excepción. En los últimos años, y debido a la puesta en marcha de las diferentes nuevas unidades de producción que convirtieron a esa planta en la refinería más moderna de Sudamérica, se incrementó la necesidad de contar con la asistencia de especialistas de todas partes del mundo, quienes visitaban in situ las instalaciones.
Sin embargo, desde que comenzó el período de aislamiento social obligatorio y preventivo dispuesto por el gobierno nacional, las visitas fueron suspendidas y el equipo de Supply Chain, IT y Mantenimiento e Ingeniería de AXION energy unieron esfuerzos para encontrar la mejor solución en el menor tiempo posible.
La búsqueda se concentró en un dispositivo que les permitiera a los operarios de la refinería trabajar en diferentes unidades y simultáneamente recibir asistencia remota por parte de especialistas técnicos de cualquier parte del mundo.
Luego de un arduo proceso de comparación y prueba piloto, los equipos intervinientes en el proyecto llegaron al casco de realidad aumentada RealWear HMT1-1Z1, que se destacó por cumplir con los requerimientos planteados, además de ser intrínsecamente seguro, permitir al operador contar con sus manos libres, enviar documentos, fotos y videos en tiempo real gracias a su sistema Android y tener un diseño robusto.
El RealWear es un dispositivo móvil Android y podría compararse con una pequeña tablet. Es posible operarlo completamente por comandos de voz y manos libres, por lo que les permite a los operadores de la refinería trabajar utilizando sus manos para manipular herramientas y equipos. Incluso, se adapta a los lineamientos de seguridad para ser utilizado al trasladarse, subir escaleras o andamios o una torre.
El dispositivo pesa 380 gramos y cuenta con un anclaje para montarse directamente sobre el casco de seguridad y está diseñado para uso en ambientes industriales y áreas clasificadas.
Dentro de la refinería, se utiliza un software llamado Onsight que permite establecer una comunicación de videollamada, ya sea con un especialista fuera de la refinería o bien con otro dispositivo similar dentro de la planta, con la mejor calidad ya que cuenta con otro software incorporado de cancelación de ruidos y reconocimiento de voz que hace que la comunicación sea clara y entendible aún en situaciones de elevado ruido ambiente.
Si durante el contacto, el operador quisiera enviar o recibir documentos, fotos o videos, puede hacerlo, así como también grabar en alta definición.
El gerente de mantenimiento e Ingeniería de Axión, Maximiliano Gonella, destacó al respecto que “en definitiva, esto nos da la factibilidad de tener asistencia remota de especialistas, nos acorta los tiempos de respuesta y nos da mayor nivel de profesionalismo para interactuar en forma directa con ellos”.
“De esta manera, en Campana podemos continuar llevando adelante las tareas que requieren de la asistencia de profesionales a distancia, con la mayor eficiencia posible, reduciendo gastos de movilidad en servicios especializados de terceros, reduciendo también los días de atraso en tareas de parada de planta y los costos asociados a la instalación de andamios para inspección de equipos”, detalló Gonella.
La generadora Genneia fue la empresa nacional elegida por McCain Argentina para abastecer el 12,5% de su demanda total de energía eléctrica, por caso, a su planta ubicada en Balcarce con renovable de origen eólico.
Esto como parte de un programa que ha llevado a McCain a cubrir actualmente con renovables el 25% de su demanda total de energía.
Como resultado de la iniciativa, la planta de Balcarce recibirá 8.500 MWh limpios al año proveniente de los parques eólicos Villalonga II (3,5 MW), Pomona II (11,7 MW) y próximamente de Chubut Norte II (26,28 MW); evitando de esta manera que se emitan más de 3.800 toneladas de CO2 a la atmósfera.
El contrato efectuado sobre un conjunto de parques eólicos de Genneia, asegura a McCain una inyección constante de energía disponible para su producción.
“McCain siempre ha desarrollado su negocio con la sustentabilidad como un pilar fundamental a lo largo de su cadena de valor. Durante años, la empresa ha demostrado un fuerte compromiso para sentar las bases de las generaciones futuras, contribuyendo a lograr un planeta más sustentable”, afirmó Agustín Giaquinto, Gerente de Compras de Energía de McCain Foods LATAM.
De igual forma, el Director de Asuntos Corporativos de Genneia, Gustavo Castagnino, destacó el orgullo que representa para la compañía el formar parte de los actores que facilitarán el cambio hacia una economía sustentable en el mundo y, asimismo, encontrarse con empresas como McCain que se comprometen a largo plazo con un desarrollo sostenible de sus negocios.
El nuevo compromiso de la empresa de producción alimentaria es parte de su programa +ENERGÍA lanzado hace dos años y se enmarca dentro de la estrategia global de la compañía en pos de reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 50% para el 2030, lográndose, en parte, a través del 100% de electricidad renovable en todas sus plantas, se indicó.
En la industria de petróleo y gas, la producción disminuye a medida que los yacimientos petrolíferos maduran. Con tecnologías de recuperación mejorada de petróleo (EOR), la compañía BASF ofrece soluciones que ayudan a revivir los yacimientos en declive, maximizando la eficiencia de la extracción.
A través del diseño, el suministro, la instalación y la reciente puesta en marcha de cinco unidades modulares de inyección de polímero, BASF logró recientemente extender la vida útil de un importante yacimiento petrolífero en Comodoro Rivadavia (Chubut).
Estas unidades pueden minimizar la degradación mecánica del polímero formando parte de los proyectos de inyección química para aumentar las tasas de recuperación de petróleo. BASF combina polímeros estándar, de alto rendimiento y surfactantes en formulaciones de EOR que se adaptan a las condiciones específicas del yacimiento petrolífero.
“Un factor clave del éxito es la asociación multifacética con el operador durante toda la vida del proyecto. Aquí es donde nuestras soluciones químicas de “lab-to-well” marcan la diferencia”, explica Luciano Bertinelli, gerente de Químicos de Performance de BASF.
A través de lab-to-well, la compañía apoya a sus clientes en toda la cadena del proceso de desarrollo del producto y su implementación. Durante la fase de diseño, la recuperación mejorada de petróleo (EOR) de BASF, personaliza la solución química a las condiciones del reservorio mediante el modelado, las pruebas de laboratorio y las buenas condiciones de funcionamiento para garantizar que el producto sea de fácil implementación en el terreno.
En este sentido, BASF ofrece los equipos de disolución adecuados para la fase de implementación, proporciona apoyo durante la inyección para garantizar su óptimo funcionamiento, capacita al personal del cliente en las áreas operativas de las plantas y otorga soporte remoto permanente: “Profesionales de distintas especialidades dieron soporte al cliente y sus contratistas en el sitio de llegada de los contenedores, montaje y puesta en marcha, asegurando que las plantas alcanzaran la performance requerida por el cliente”, comenta Luciano Bertinelli.
En el proyecto de inyección, es esencial la hidratación y la administración de la solución de polímero con una degradación mecánica mínima. Las unidades modulares de disolución de polímeros preservan las cadenas de polímeros, son extremadamente robustas y operan remotamente con requerimientos mínimos de mantenimiento, lo que garantiza un funcionamiento continuo.
“El proyecto en Argentina contó con un cronograma muy acotado, Asimismo, se logró cumplir con los plazos desafiantes y con el presupuesto. En la fase final, el apoyo que generamos en el sitio fue crucial para lograr una puesta en marcha perfecta de las unidades de inyección”, aclara Bertinelli.
Argentina está llevando a cabo proyectos de recuperación de petróleo en varias regiones del país. Los proyectos de inyección de polímeros implican el suministro de unidades de inyección de polímeros de alto peso molecular (HPAM) y de polímeros de BASF.
En la actualidad, las exigencias del mercado traen como resultado la necesidad de ofrecer productos cada vez más complejos. En este sentido, las empresas necesitan personal capacitado para enfrentar los desafíos que demandan las nuevas actividades comerciales.
El mercado laboral necesita personal eficiente y competente para que pueda enfrentar todos los requerimientos que forman parte del trabajo. En este sentido y mas alla del oficio requerido, terminar los estudios siempre mejora a la persona en cuestion en todo sentido.
Bertotto Boglione es una empresa que, desde 1948, ha crecido de manera significativa gracias a la gran familia que formó junto a operarios y trabajadores a lo largo del tiempo. Líder en brindar soluciones para el almacenamiento en función de toda la gama de productos que fabrica, la marca mantiene sus actividades en marcha para garantizar una rápida respuesta ante la necesidad de continuar con la producción a nivel mundial, pero debido al alto nivel de competencia que actualmente exigen los mercados, se enfrenta al desafío de generar resultados extraordinarios de forma permanente.
Convencidos de que la capacitación y los conocimientos son valiosas herramientas para convertirlas en valor agregado tanto para la compañía como para el desarrollo social y laboral de cada persona, Bertotto Boglione desarrolló un programa llamado de “Terminalidad Educativa” que consiste en cursar todas las materias del secundario dentro de las instalaciones de la empresa, donde la organización asume el compromiso y la responsabilidad de brindar todos los recursos materiales necesarios para su desarrollo.
Este proyecto, que nació hace 5 años atrás, ya tiene más de 30 egresados bajo esta modalidad educativa que está dirigida a toda la planta industrial de Bertotto Boglione. Acercar la escuela al trabajo, es uno de los objetivos de la firma que hará extensivo este programa al resto de las empresas del grupo a partir de 2021.
El esquema de asignaturas y la modalidad de trabajo hacen que este programa de “Terminalidad Educativa” consista en 3 años de estudio, divididos en 11 módulos que se cursan en horario laboral, permitiendo a los empleados obtener el título oficial de educación secundaria.
Dicho programa se realiza mediante un acuerdo entre la compañía y el “Instituto C.E.N.M.A.” de Marcos Juárez, Córdoba, donde el Área de Recursos Humanos de la empresa coordina con el equipo docente la adecuación de contenidos de la Curricula, orientando el aprendizaje a las necesidades planteadas por la firma. En este sentido, Bertotto Boglione se ha convertido en la única empresa a nivel local y regional que ofrece este importante beneficio a sus colaboradores.
En tiempos de pandemia, este esquema de trabajo ha tenido que adaptarse a las nuevas condiciones continuando de manera virtual, es por eso que la compañía se hace responsable de todas las herramientas de trabajo para que cada uno pueda seguir desde su casa de forma on line, dándole continuidad al proyecto que es apoyado por docentes de la institución y por la empresa.
A través de este programa de “Terminalidad Educativa”, Bertotto Boglione se compromete con el desarrollo y el crecimiento profesional y laboral de su personal, considerando que son el verdadero valor agregado de la empresa.
La decisión dispuesta el marte pasado por el Banco Central, que establece que aquellas empresas que tienen deudas superiores a un u$s 1 millón no podrán comprar en el mercado de cambios más del 40% del capital que vence, significa un duro golpe para un puñado importante de empresas energéticas que tienen que hacer frente a compromisos antes del 31 de marzo próximo, que es la fecha establecida por la entidad monetaria.
De acuerdo a un relevamiento realizado por la consultora 1816, a partir de datos del Mercado Abierto Eléctrico, YPF resulta ser la empresa más afectada a partir de la restricción dispuesta por el BCRA. La petrolera bajo control estatal tiene que desembolsar en marzo u$s 415,8 millones, para hacer frente al pago del 41% de los acreedores de su ON de u$s 1000 millones que no entraron en la reestructuración efectuada en julio pasado. Consultados por EconoJournal, desde le compañía prefirieron no hacer comentarios al respecto.
Genneia es otra de las empresas alcanzadas por la medida del BCRA. La empresa de energía térmica y renovable tiene compromisos financieros de acá a fin de marzo por u$s 58,3 millones. AES Argentina, otra del mismo sector que Genneia, tiene que hacer frente a pagos por u$s 22,1. Epec, la empresa cordobesa de distribución eléctrica, debe hacer pagos por u$s 12,5 millones.
La lista de empresas del sector energético alcanzadas por la medida del Banco Central se completa con Edesa (u$s 9,7 milones) y las petroleras Roch (u$s 2,6 millones) y Compañía General de Combustibles (u$s 1,18 millón).
La resolución del BCRA establece que para el 60% de los dólares que no pueden obtener del mercado cambiario, las empresas lo deberán tomar de sus propias arcas o refinanciar sus compromisos.
El período que han denominado pospandemia, viene cargado de aspectos negativos en la mayoría de los casos, pero en otros se trata de oportunidades como ocurre en Vaca Muerta donde la producción de hidrocarburos no convencionales puede mantener el rendimiento gracias a las inversiones y una importante capacidad de recuperación, acompañado de un despliegue de actividad acorde con las necesidades energéticas del país. Argentina ha logrado explotar comercialmente sus recursos no convencionales, tan eficientemente como lo ha venido realizando Canadá y Estados Unidos. Especialmente en el shale ubicado en la Provincia Neuquen, Río Negro y Mendoza donde la curva de productividad […]
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La producción de gas de julio fue de 126,8 millones de metros cúbicos diarios, 17,6 millones menos que en el mismo período de 2019. La cifra equivale a una caída del 12,2%, según cifras oficiales de la Secretaría de Energía. Lo sorprendente es que el 65,3% de ese retroceso lo explica YPF que en el mismo período contrajo su producción un inédito 25,6%, el doble del promedio. A su vez, en agosto la baja en la producción por parte de la petrolera controlada por el Estado Nacional habría sido todavía mayor.
El derrumbe se explica por varias razones que se retroalimentan:
El impacto que provocó la pandemia;
El congelamiento tarifario que desincentiva la actividad;
La declinación de los yacimientos, en especial de los campos no convencionales;
El cierre voluntario de pozos productores motivado por alguna de las condiciones adversas mencionadas, pero que a su vez aceleran la caída.
Debido a esta situación, Cammesa, la compañía mixta que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), debió importar de urgencia varios cargamentos de gasoil para suplir la escasez del hidrocarburo para cubrir el despacho de las centrales térmicas. Esa operatoria le costó al Estado unos US$ 300 millones durante julio.
Producción total por tipo de gas
Al analizar la evolución total de la producción bruta de gas natural se observa que la mayor caída interanual se produjo en los campos de tigh gas (-18,4%), luego en los campos convencionales (11,9%) y finalmente en la producción de shale (-7,7%).
La producción de tigh gas sumaba en julio del año pasado 28,3 millones de metros cúbicos diarios, 19,6% del total, mientras que un año después retrocedió a 23,1 millones, disminuyendo su participación al 18,2%.
La producción convencional era en julio de 2019 de 81,2 millones, el 56,2% del total, y al año siguiente bajó a 71,5 millones, pero en términos relativos su participación creció al 56,4%.
Por último, la producción de shale gas en julio de 2019 fue de 34,9 millones, 24,2%, mientras que un año después cayó a 32,2 millones, elevando su participación relativa al 25,4%.
Producción por empresa
Al analizar la evolución por empresa sobresale el derrumbe de YPF que recortó 11,5 millones de metros cúbicos diarios en apenas un año. En el caso de la empresa controlada por el Estado Nacional, que fue de las primeras petroleras en frenar sus inversiones en el desarrollo de gas (a mediados de 2018), la mayor caída fue en tigh gas (30,3%) y shale gas (30,3%). La producción de campos convencional retrocedió un 19,6 por ciento; en un porcentaje elevado que llamó la atención de algunos consultores hidrocarburíferos.
La producción de tigh gas de YPF sumaba en julio del año pasado 14,9 millones de metros cúbicos diarios, 33,1% del total, mientras que un año después retrocedió a 10,4 millones, disminuyendo su participación al 31%.
La producción de shale de YPF era en julio de 2019 de 10,6 millones, el 23,5% del total, y al año siguiente bajó a 7,4 millones, por lo que su participación relativa se contrajo al 22,1%. El descenso de la oferta proveniente de campos de shale gas se explica, en gran medida, por el cierre de los pozos productores de El Orejano, el primer desarrollo de gas en Vaca Muerta, que permanece fuera de despacho desde marzo.
Por último, la producción convencional en la petrolera de bandera fue de 19,6 millones en julio de 2019, 43,5% del total, mientras que un año después cayó a 15,7 millones, elevando su participación relativa al 46,8%.
Complejidad adicional
Al impacto de la pandemia y el congelamiento de tarifas, YPF le sumó además una situación financiera muy delicada. La compañía esperaba el pago de la deuda que el Estado se había comprometido a abonar a partir del decreto 1053, pero la denuncia que realizó el interventor de Enargas, Federico Bernal, contra esa norma llevó al gobierno a frenar el desembolso. Por otra parte, el freno del Plan Gas 4, también cuestionado por Bernal, dejó a la compañía en un piso histórico de actividad.
Las otras grandes productoras de gas también marcaron retrocesos interanuales, pero en menor magnitud. La producción de Tecpetrol cayó en julio 10,5% interanual, la de Total 6,6%, la de Pan American Energy 12,3% y la de Compañía General de Combustibles 14,2%
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que nuclea a empresas productoras, informó al Ministerio de Economía de la Nación que vienen advirtiendo “desde hace varios meses, el incumplimiento reiterado de las licenciatarias de distribución de gas en la cancelación de sus compromisos contractuales”, en referencia a los convenios de suministro de gas natural vigentes entre las compañías que producen y las que distribuyen el gas por redes domiciliarias.
Lo hizo a través de una nota dirigida al ministro Martín Guzman, a quien solicitaron su intervención para que disponga “todas las medidas a su alcance dentro del marco regulatorio a fin de regularizar de forma urgente esta situación”.
La nota de la CEPH fue cursada con copias al Secretario de Energía, Darío Martínez, al Subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, al Interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, Federico Bernal, y a la presidenta de la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS) María Tettamanti.
En la nota al Ministro, que firma Carlos Seijo, la CEPH hace hincapié en el caso de MetroGas, señalando que “ha informado que no cancelará las facturas por las entregas de gas natural de junio, julio y agosto de 2020” y que “las razones alegadas resultan inoponibles a los productores y se apartan de las obligaciones que fueran asumidas por las partes en los respectivos contratos de suministro de gas natural”.
MetroGas argumentó problemas económicos y financieros (desde abril de 2019 cuando se congelaron las tarifas, agravados durante la Pandemia en curso), es la distribuidora del área metropolitana de Buenos Aires, tiene por accionista controlante a YPF, que a su vez es vicepresidente de la CEPH.
Luego de señalar que el mencionado incumplimiento de pago “implica una violación a los contratos vigentes que afecta directamente a los productores de gas natural”, la CEPH consideró que “dado el contexto imperante (que no especificó), tal actitud podría extenderse a la totalidad de las distribuidoras con quienes se han celebrado contratos de suministro de gas”.
Al respecto, describe la CEPH, “no debe soslayarse que ante la finalización de los acuerdos de suministro de gas natural por entonces vigentes, con fechas 10 de abril de 2020 y 19 de junio de 2020, desde la Secretaría de Energía se solicitó a las empresas de esta Cámara asegurar la continuidad del abastecimiento de gas natural a las licenciatarias del servicio de distribución”.
Y advierte al Ministro que “los productores de gas natural nucleados en esta Cámara no están en condiciones de continuar financiando las entregas de gas natural ni a MetroGas, ni al resto las prestadoras del servicio público de distribución, ni a cliente alguno”.
Cabe señalar que esta situación se plantea en un escenario en el cual se esperan definiciones por parte del gobierno nacional referidas a la puesta en práctica de una nueva versión del Plan Gas, con el cual se procura alentar la producción de este insumo, tanto en yacimientos convencionales como no convencionales, procurando minimizar su importación en 2021.
Además, las productoras quedaron sin cobrar un deuda cercana a los 400 millones de dólares resultante de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) en la operatoria de venta de gas natural a las distribuidoras, entre el momento del suministro del gas (a valor dólar) y del efectivo cobro del insumo (en pesos) al usuario durante el año 2018, como consecuencia de la fuerte devaluación en el gobierno de Mauricio Macri.
El desaguisado derivó en un DNU (1053/18) según el cual el Estado se haría cargo de pagar esa diferencia en 30 cuotas mensuales. El gobierno macrista se fue pagando sólo una cuota, y este año el Congreso objetó tal DNU.
La CEPH describió a Guzmán, que acaba de incorporar a su estructura ministerial a la Secretaría de Energía, que “desde el inicio de las medidas adoptadas por las autoridades nacionales y provinciales con motivo de la emergencia sanitaria por el Coronavirus (COVID-19), los productores se vieron perjudicados por decisiones unilaterales de las distribuidoras de gas natural de demorar sistemáticamente los pagos de sus facturas y utilizar los fondos correspondientes al componente de gas de la tarifa para destinos distintos de la cancelación de las deudas con los productores”.
Economía deberá evaluar el costo fiscal del subsidio parcial al Plan Gas o como se lo denomine, y el descongelamiento de las tarifas de éste servicio ( igual que el de la electricidad) en el año próximo.
Frente al escenario que se les presenta con las distribuidoras, las empresas productoras de gas natural hicieron saber que “se verían obligadas a exigir el cumplimiento riguroso de las obligaciones previstas en los contratos vigentes de suministro, incluyendo el derecho a suspender las entregas de gas natural frente a esa falta de pago y eventualmente rescindir los acuerdos de compra venta de persistir este incumplimiento, así como demandar judicialmente el cobro de las facturas impagas”.
Cabe recordar que el marco normativo vigente establece con claridad que “es obligación exclusiva de las empresas distribuidoras tomar todos los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles (artículo 24, Ley 24.076) y asegurar las condiciones de operabilidad del sistema y un servicio regular y continuo a los consumidores (artículo 31, Ley 24.076)”, refirió la CEPH.
Ello incluye, necesariamente, “procurar el debido aprovisionamiento de gas natural. El incumplimiento de esas obligaciones, que pone en riesgo la normal prestación de los servicios no interrumpibles, es pasible de sanciones, incluyendo la declaración de caducidad de la licencia de distribución (punto 10.6.1 del Anexo B, Decreto 2255/92), describe la nota de la Cámara.
“En atención a lo expuesto, a fin de evitar un mayor perjuicio económico y financiero a las empresas representadas por esta Cámara, solicitamos la intervención del Señor Ministro para que disponga todas las medidas a su alcance dentro del marco regulatorio a fin de regularizar de forma urgente esta situación”, señaló la CEPH.
La Subsecretaría de Energía de Neuquén envió el lunes pasado una carta a todas las operadoras para que les informe sus planes de actividad para lo que resta del año y también cuáles son las proyecciones de actividad que tienen previstas para el 2021.En la misiva, el organismo provincial señala que las empresas tienen un plazo de 48 horas hábiles para brindar la información solicitada.
El pedido de información realizado por el gobierno de Omar Gutiérrez debe ser leído desde diferentes aristas. A fin de cada año, las operadoras deben presentar al estado provincial su plan de negocios para el año siguiente. Así lo habían hecho para el 2020 pero la irrupción de la pandemia a mediados de marzo pasado hizo que ese esas proyecciones quedaran en letra muerta. A casi seis meses del establecimiento del aislamiento obligatorio que generó una brutal caída de la demanda, la actividad del sector se encuentra a un 30% de los niveles que presentaba antes de la pandemia.
La solicitud de la provincia tiene por un lado un objetivo fiscal, ya que a partir de la información recibida podrá proyectar el volumen de ingreso a sus arcas por vía de las regalías petroleras. En lo que va del año, las provincias productoras recibieron en promedio la mitad de ingresos que en 2019 en lo que tiene que ver con regalías.
Por escrito
Por otro lado, desde la industria se hace una segunda lectura acerca de la carta que el gobierno neuquino envió a las operadoras. Se entiende que el principal destinatario es YPF, la compañía bajo control estatal y principal inversora en Neuquén. A partir de la grave situación financiera que atraviesa la compañía, que se vio agravada por los efectos de la pandemia, su recuperación de producción en la cuenca Neuquina viene a un ritmo mucho menor que el de otras operadoras. Con este pedido, la provincia quiere que la petrolera controlada por el Estado especifique por escrito cuál será su nivel de actividad para el año que viene.
En la misiva, que lleva la firma del subsecretario de Energia José Gabriel López, se solicita el detalle mensual de equipos activos y tareas programadas “que incluyan los equipos de torre y de terminación, contemplando el año en curso y el subsiguiente 2021”. Agrega que “la información solicitada mediante la presente, resulta de suma importancia para esta Autoridad de Aplicación, con el fin de coadyuvar a la reactivación de los equipos antes mencionados, en el contexto sanitario actual en la Provincia relacionado con la pandemia por coronavirus (Covid-19) en cumplimiento de las facultades que son propias”.
La Cámara Argentina de Distribuidores de Gas Licuado (CADIGAS) denunció que, “debido a las fuertes pérdidas acumuladas al estar trabajando con márgenes muy inferiores a los necesarios para cubrir los costos de operación, unas 180 empresas Pymes se encuentran en estado terminal, empujadas hacia la quiebra”, con lo cual alertan a la población sobre “el riesgo inminente de desabastecimiento de un insumo crítico para 10 millones de personas que viven en zonas vulnerables de todo el país”.
“Representamos a numerosas empresas de capitales nacionales que ya no tenemos resto para sobrevivir, con lo cual está en riesgo el abastecimiento del gas y el empleo de 3000 personas, debido a la acumulación de deudas, que resultan imposibles de afrontar, sin que el Estado tome cartas en el asunto. La realidad es que por cada garrafa vendida perdemos un tercio de su valor, lo cual resulta absolutamente insostenible”, indicó la entidad.
“En los últimos cinco años los costos crecieron 435 %, mientras que sólo pudimos trasladar una actualización del 140 %. La inflación nos carcome y la pérdida acumulada en el tiempo destruyó no solo la rentabilidad sino la posibilidad de mantenernos en pie ya que estamos muy cerca de la quiebra, por lo que el sector va hacia la extinción”, explicaron en la Cámara.
«Adicional a ese fuerte incremento de los costos que tuvimos que padecer en dicho período, este año la situación se agravó por los sobrecostos derivados de las medidas de bioseguridad implementadas en el marco de la Pandemia, aumentando aún más las pérdidas soportadas”, enfatizaron en CADIGAS
“Elevamos nuestra voz con un legítimo reclamo, en la última esperanza de ser escuchados por las nuevas autoridades de la Secretaría de Energía recientemente designadas, remarcó CADIGAS, dado que en el pasado hemos acercado diversas soluciones no pudiendo al presente conseguir algún resultado para aliviar la angustiante situación del sector, donde los distribuidores están al borde del colapso operativo. Tenemos un problema y también queremos llevar herramientas para resolverlo”.
“Les pedimos a las autoridades que por favor entiendan que la base de nuestros asociados está conformada por empresas de estructura familiar que diariamente realizan una actividad esencial, en plena emergencia sanitaria, entregando un producto crítico para millones de habitantes en estado de necesidad. Será imposible que los hogares humildes del país tengan gas de garrafa si nuestra actividad desaparece”, plantearon en la entidad.
Se trata del programa “Mejoramientos Gas”, destinado a brindar financiación para la ejecución de la red interna de gas natural de aquellos domicilios que aún no cuenten con el servicio.
En un comunicado Camuzzi informó a la comunidad que en el marco de un convenio celebrado recientemente con el Ministerio de Desarrollo Territorial y Habitat y el Banco Hipotecario, ya se encuentra abierta la inscripción para acceder a la línea de microcréditos para la financiación de la instalacion interna de gas natural.
El programa denominado “Mejoramientos Gas”, está dirigido a aquellos hogares ubicados sobre las redes de distribución que aún no cuenten con el servicio o utilicen Gas Licuado y que perciban hasta 5 salarios mínimos vitales y móviles, sean formales o informales.
A través de este programa, los usuarios podrán financiar con una tasa de interés fija del 16% la instalación interna de gas, con un máximo de 3 bocas, como así también las obras inherentes a la reconversión de una instalación de Gas Licuado a Gas Natural.
Para conocer los requisitos y solicitar formalmente la línea de crédito, deberán ingresar a https://www.argentina.gob.ar/habitat/procrear/mejoramientos-gas. Para acceder, los interesados deberán completar todos sus datos de manera online en la página web del programa. Luego del análisis de la información suministrada, el Banco Hipotecario le informará a la Distribuidora los datos de los participantes que cumplen con los requisitos para acceder al mismo. De esta forma, Camuzzi procederá a notificar a quienes hayan sido seleccionados para acceder al crédito y les informará la nómina de instaladores matriculados a los que deberán recurrir para la ejecución de las obras de rigor.
Una vez aprobada la instalación interna por parte de la Distribuidora y colocado el medidor al beneficiario, el Banco Hipotecario procederá al pago de los montos correspondientes al instalador matriculado. A partir de la primera facturación, el nuevo usuario recibirá la liquidación correspondiente al consumo del período y el valor de la cuota del microcrédito, pagadero en 60 meses.
Los montos de los créditos ascenderán hasta $44.500 para todo el país, en tanto que en la denominada Región Sur de la Argentina serán de hasta $61.500.
Adicionalmente, las tasas y cargos correspondientes a la colocación del servicio y del medidor, definidas por el Ente Nacional Regulador del Gas, serán financiadas por Camuzzi en 12 cuotas sin interés y abonadas por el usuario recién a partir del segundo año como usuario del servicio.
El proyecto consiste en la construcción del parque eólico Guajira I con una potencia de 20 MW y una inversión de 31,7 millones de euros. Dicho parque se ubica en el municipio de Uribia, una zona de extraordinarios recursos eólicos situada al norte del departamento de La Guajira.
Elecnor asume, dentro del EPC, toda la ingeniería, suministros onshore y offshore y la construcción integral del parque. El parque contará con 10 turbinas Vestas de 78 metros de altura y con una potencia unitaria de 2MW cada una que estarán conectadas a una subestación elevadora.
Guajira I es el segundo parque eólico que se va a desarrollar en Colombia tras la construcción de Jepírachi, que entró en operación en abril de 2004. Con este proyecto, el gobierno colombiano retoma su apuesta por la energía eólica.
Elecnor desarrollará el parque para ISAGEN, empresa privada de generación y comercialización de energía, cuyo accionista mayoritario es BRE Colombia Hydro Investments Ltd.
Actualmente, el Grupo Elecnor tiene 1.744 megavatios (MW) de Energía Renovable en explotación y construcción. Además, con la construcción de este parque, Elecnor sigue consolidándose como una compañía internacional líder en proyectos llave en mano a través de contratos EPC (engineering, procurement and construction).
El embajador argentino Daniel Scioli destacó que ambos países quieren avanzar en el proyecto. Piensan en un tendido de 1430 Km hasta Uruguayana. “Estamos en la etapa exploratoria ahora. Existe la voluntad de ambos gobiernos de avanzar con el proyecto”. El embajador en Brasil Daniel Scioli confirmó que el gobierno argentino y el brasileño están trabajando en la posibilidad de construir un gasoducto que una Vaca Muerta con Uruguayana. “Este es nuestro gran proyecto binacional. Brasil necesita el gas y nosotros necesitamos los mercados y las inversiones”, dijo Scioli en una entrevista que le concedió a la revista brasileña Valor Económico. De acuerdo a la […]
El sábado pasado a las 15:40 de la tarde fue un día histórico para el sector energético:por primera vez se logró que el 22,38% de la demanda eléctrica fuera abastecida por energía renovable. Esto se dio por un conjunto de factores climáticos que permitieron que la energía eólica y la solar generaran más electricidad que su media, pero también porque entraron al sistema varios parques nuevos en los últimos meses. A futuro, sin embargo, las perspectivas son negativas, ya que, por la crisis de financiamiento y la incertidumbre de no tener un horizonte claro, hace un año están paralizados la mayoría de […]
El directorio de YPF aprobó seis objetivos para la compañía para el segundo semestre del año. Sergio Affronti le envió un video al alto management de la compañía donde desarrolla cada uno de los puntos. Se destaca la “reducción de costos” en un 30% y alcanzar un objetivo de precios de los combustibles para diciembre. “La compañía YPF está en una situación compleja desde el punto de vista financiero y operativo. Por eso fijamos objetivos para el segundo semestre que son muy agresivos y desafiantes”. Así describió Sergio Affronti, el CEO de YPF, el estado actual de la compañía controlada por el […]
El exgobernador criticó al titular del Enargas porque su denuncia contra Aranguren frenó pagos a las petroleras que, aseguran, habría llegado como inversión a Vaca Muerta. El exgobernador Jorge Sapag criticó la decisión del titular del Enargas, Federico Bernal, porque producto de una denuncia contra el exministro Juan José Aranguren se trabaron los pagos atrasados del Estado a las petroleras. “Esto afecta directamente a la provincia porque hoy tenemos 10 ó 12 mil trabajadores en sus casas“, indicó. Planteó que sin inversiones el próximo invierno podría faltar el gas y acordó con una modificación del precio interno del petróleo, denominado barril criollo, que aseguró estaría pronta a resolverse. “Lo […]
La petrolera brasileña Petrobras anunció que reducirá sus inversiones en el período 2021-2025 desde los US$ 64.000 millones previstos hasta entre US$ 40.000 y 50.000 millones, y venderá más activos para enfrentar la crisis generada por la pandemia de coronavirus. La reducción de las inversiones fue anunciada en un comunicado difundido hoy y que la petrolera estatal envió anoche al mercado, en el que informó que tuvo que revisar sus proyectos de exploración y explotación “ante la crisis provocada por la Covid-19”. La pandemia de coronavirus provocó una fuerte caída en la demanda mundial de combustibles, a lo que siguió […]
El Gobierno de la provincia argentina quiere dotar de energía a las bombas de pequeños productores y avanzar en emprendimientos de hasta 2 MW para abastecer a las fincas. El pasado 9 de septiembre, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) llevó a cabo un webinar denominado “Nuevos mecanismos de promoción de Energías Renovables en La Rioja y Catamarca”. Uno de los participantes fue Alfredo Pedrali, Subsecretario de Energía de La Rioja, quien adelantó que la Provincia tiene la firme convicción de avanzar en proyectos de Generación Distribuida para el sector productivo. “Los distintos actores de la agroindustria están requiriendo 70 […]
