Comercialización Profesional de Energía

Yearly: 2020

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Solarpack avanza con los contratos del nuevo parque solar de 200 MW adjudicado en Ecuador

Solarpack, uno de los jugadores emergentes clave del sector de renovables en Latinoamérica, compitió en el más reciente Proceso Público de Selección (PPS) convocado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador para la concesión, construcción, operación y mantenimiento del proyecto fotovoltaico El Aromo.

Este mes, tras presentar la oferta más competitiva por 0,06935 dólares el kWh, esta empresa española resultó adjudicada. El presidente Lenín Moreno se reunió con sus ejecutivos y los felicitó especialmente por este logro que traerá “inversión extranjera tan necesaria para el desarrollo del país, generando producción, empleo y bienestar de los ciudadanos”.

¿Cuáles serán los próximos pasos para la realización del proyecto?

En conversación con Energía Estratégica, Jaime Solaun Bustillo, responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de Solarpack, explicó que el equipo ya se está alistando para el cierre de todos los contratos vinculados al proyecto solar El Aromo.

“Vamos a avanzar con paso firme para la suscripción de los contratos PPA, de concesión, de inversión y el documento del fideicomiso. Todo esto va a ocurrir en la primera mitad del año 2021, para que en la segunda mitad del año podamos lanzarnos a construir”, declaró el referente de Solarpack.

Para poder afinar el CAPEX, el empresario confió a este medio que, si bien han llevado a cabo conversaciones con algunos proveedores antes de presentarse a la licitación, nuevas empresas locales se están contactando con ellos interesadas en acercarles cotizaciones para contratarlos en obra.

Sobre aquel punto, es preciso recordar que Solarpack como epecista que ya cuenta con proyectos renovables exitosos en la región, tiene una trayectoria intachable llevando a cabo obras confiando en gran medida en contratistas locales. 

“Hemos peinado el mercado, conocemos a subcontratistas locales con los que podríamos contar para este proyecto, pero el momento de la selección y negociación con ellos es algo que llevaremos a cabo en los próximos meses”, adelantó el responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de Solarpack.

La empresa ha mantenido también conversaciones preliminares con el sector bancario para financiar este proyecto. Según pudo saber este medio, la banca multilateral y de desarrollo están analizando la posibilidad de apoyar el financiamiento del parque solar El Aromo. 

Si todo avanza conforme a lo planeado, la intención de la empresa sería iniciar la construcción en la segunda mitad del año 2021 ya que espera poner la planta solar en operación comercial a finales de 2022. Este proyecto se constituye como un hito importante en la estrategia del Ecuador para reducir la huella de carbono de la región.

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Consumo eléctrico en Chile crecerá 60% en las próximas dos décadas y las renovables tendrán un papel estelar

La CNE publicó el Informe Preliminar de Previsión de Demanda 2020-2040, que realiza proyecciones de acuerdo a datos de compañías del servicio eléctrico, el Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional y las herramientas de los estudios encargados por la propia entidad.

Allí, la CNE llega a la conclusión que el consumo eléctrico para los próximos 20 años aumentará un 60% dentro del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), pasando de 70,9 TWh a 113,5 TWh.

En ese marco, el crecimiento de la demanda para los clientes libres será del 61,9% , pasando de 43.391 TWh a 70.248 TWh; mientras que el consumo de los clientes regulados subirá un 57,02%, de los 27.558 TWh a 43.271 TWh para las próximas dos décadas.

Fuente: CNE

En conclusión, el informe contempla una tasa promedio anual en el crecimiento del consumo de 2,38% en el SEN, donde los clientes regulados presentan un crecimiento promedio de 2,28% y los clientes libres 2,44%.

Las renovables en este nuevo escenario

Hace dos semanas este portal de noticias resaltaba que, según un informe de Generadoras de Chile, durante el mes de noviembre la potencia instalada renovable en ese país superó por primera vez a la térmica.

De los 25.997 MW que conforman al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), 13.081 MW son renovables y los 12.915 MW restantes provienen de fuentes fósiles. Es decir que las energías limpias llegaron al 50,3% de la oferta eléctrica.

Y las proyecciones que el propio Gobierno de Chile hace, en sus famosos Escenarios Energéticos, son más alentadoras para las renovables.

Por un lado porque hacia el 2040, los 5.040 MW en centrales a carbón (la fuente más representativa entre las fósiles) dejarán de operar paulatinamente en el marco de la política de descarbonización que se está llevando adelante.

Por otro, porque se espera la entrada masiva de renovables variables (eólico y solar fotovoltaico) y además de nuevas tecnologías de base, como la concentración solar de potencia.

De acuerdo al Escenario Energético ‘B’ –ver en línea-, del cual se ha basado el Ministerio de Energía para mostrar sus proyecciones, la matriz al 2040 estará fuertemente dominada por la eólica, con 19.358 MW y la solar fotovoltaica, con 15.148 MW.

A éstas le seguiría la hidráulica de pasada, con 6.031 MW; la hidráulica de embalse, con 3.370 MW; se incorporarían 2.236 MW de solar de potencia; 748 MW de almacenamiento con baterías y 529 MW de biocombustibles.

En ese marco, las fósiles quedarían tan relegadas como: 4.420 MW de tecnología diésel y 3.929 MW en termoeléctricas a gas.

Un dato interesante es que, de acuerdo a este Escenario, conforme pasen los años luego del 2040, la energía que más crecerá será la solar de potencia, que llegaría a los 9.353 MW al 2050.

Escenario Energético ‘B’. Fuente: Ministerio de Energía

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Los tres frentes que enfoca el Gobierno para desarrollar proyectos de hidrógeno en Colombia

“Hemos dado un gran salto en materia de energías renovables no convencional, pero ya estamos pensando en el siguiente paso, donde definidamente el hidrógeno va a jugar un papel fundamental en materia de combustibles limpios, de almacenamiento, de energías renovables no convencional”.

La afirmación es del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, que en una conferencia de prensa aseguró que el Gobierno está “trabajando en varios frentes” para el desarrollo de lo que ya se prevé como el combustible del futuro: el hidrógeno.

Uno de ellos tiene que ver con la convocatoria que la cartera energética, junto a la UPME y el Ministerio de Ciencias, adjudicó a principios de noviembre y consta en un estudio que identifique fuentes potenciales de hidrógeno verde (producido con renovables) y azul (producido con gas) en Colombia.

El proyecto está siendo llevado a cabo por la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar, la Escuela Naval de Cadetes y la empresa gasífera Drummond. Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares) para su desarrollo.

Por otro lado, Mesa anunció que, con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), lanzaron una convocatoria para que se establezca una “hoja de ruta” que marque los próximos pasos que deberá tomar el país para subirse a la carrera por la producción de hidrógeno a precios competitivos.

Se estima que desde el 2030 se requerirán más de 8 millones de toneladas de hidrógeno verde al año, teniendo en cuenta los compromisos ambientales que los distintos países están asumiendo para descarbonizarse.

Mesa aseguró que la hoja de ruta se adjudicará el mes que viene y que para el primer trimestre del 2021 el trabajo quedaría concluido.

Finalmente, el ministro de Minas y Energía destacó la celebración de una alianza con Siemens Energy para que se profundice la apuesta del hidrógeno en Colombia. “Ha sido una de las empresas líderes no solamente en Europa, como en Alemania, sino también en Chile”, enfatizó.

En esa línea, Mesa adelantó que están emprendiendo conversaciones con Alemania, Chile y Australia para cooperar con ellos en la producción de este combustible que dominará en el futuro, el cual se produce a partir de la descomposición del agua.

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Enertik avanza sobre tres mercados clave para las energías renovables en Latinoamérica

¿En qué países está presente Enertik? 

En Argentina llevamos operando casi 20 años , hace un tiempo comenzamos a pensar en la expansión regional de Enertik, por eso en 2019 se fundó Enertik Chile con muy buenos resultados. Actualmente estamos trabajando para comenzar a operar en México en el primer semestre del próximo año como Enertik México. A pesar de que faltan algunos meses ya estamos recibiendo consultas desde las redes sociales y desde enertik.mx, por lo que tenemos muy buenas expectativas

¿Qué segmento del mercado cubren?

Nuestro mercado se centra, principalmente, en la venta mayorista a revendedores,  distribuidores e instaladores (con proyectos industriales y domiciliarios) y en menor volumen llegamos a los clientes finales. Tenemos por filosofía trabajar como un supermercado de insumos para energías renovables, por lo que comercializamos una amplia gama de productos directamente desde nuestras web enertik.ar y enertik.cl. Entendemos que tanta variedad e información técnica puede ser abrumadora, es por eso que contamos con ingenieros y vendedores formados para evacuar dudas y dar apoyo técnico.

¿Cómo fue la venta de paneles solares este año respecto al 2019?

En particular la categoría de paneles solares tuvo un incremento cercano al 30% en el mercado Argentino. Este producto junto con los termotanques son los que generan la consulta inicial al estar más difundido su uso y beneficios. La tecnología se difunde ya no sólo como una posibilidad de ahorro en las facturas de luz y gas, sino también como una alternativa más económica ante la necesidad de un grupo electrógeno o garrafa de gas. Como beneficio no requiere recarga de combustible y el mantenimiento es muy bajo.

En el caso de Chile el gobierno en el mes de julio habilitó el retiro del 10% de los fondos AFP como forma de incentivo económico y la medida tuvo impacto directo en las ventas de paneles, donde llegamos a duplicar las cantidades comercializadas en meses anteriores.

En Argentina y Chile, se percibe mucho interés por la implementación de baterías de litio, ¿eso se tradujo en un aumento de ventas de este tipo de tecnologías en 2020 respecto a años precedentes?

En años previos eventualmente teníamos consultas sobre baterías de litio, aunque dispuestos a desembolsar una suma superior de dinero por baterías de mayor tecnología y prestaciones el mercado parecía no estar lo suficientemente maduro. Este año decidimos apostar por la tecnología, realizamos un estudio de mercado y finalmente comenzamos a comercializar baterías de litio Pylontech debido a su robustez y tecnología. El mercado parece estar despegando, así que veremos si las proyecciones se cumplen los próximos meses.

¿Cuál es su producto más destacado en baterías? ¿Qué principal característica tiene?

Por el momento las baterías AGM siguen siendo las más solicitadas del mercado. Dependiendo de la aplicación pueden tener excelentes prestaciones a un costo bastante menor que las de litio. No obstante y a pesar de su costo las prestaciones de las baterías de litio son inmejorables, tiene una expectativa de vida cercana a los 15 años, comparada contra 6 años de las AGM. Permiten una descarga de hasta el 80% sin perdida de capacidad. Son mucho más compactas y livianas. Algunos modelos tienen el módulo BMS que consiste en un sistema de gestión de baterías que controla la carga y descarga, mide la capacidad y la temperatura. El módulo también le permite comunicarse con componentes externos como un inversor. La familia FORCE L2 además tiene grado de protección IP55.

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Enel consigue concesión definitiva para central eólica en Perú

De acuerdo con la Resolución Ministerial N° 370-2020-MINEM/DM , la futura instalación eléctrica tendrá una potencia instalada de 108 MW y estará asentada en el distrito de Marcona, provincia de Nasca, constituyendo una ampliación de la Central Eólica existente en la zona, denominada Wayra I y cuya capacidad de generación es de 132.3 MW.
La inversión estimada para la construcción del citado proyecto asciende al monto de US$ 148.4 millones, y el inicio de obras del proyecto está programado para el 14 de diciembre de 2021, en tanto que la Puesta en Operación Comercial será a más tardar el 30 de diciembre de 2022.
El dispositivo autoriza al Director General de Electricidad a actuar en representación del Minem y suscribir el Contrato de Concesión N° 557-2020, el mismo que consta de 19 cláusulas y 4 anexos, así como la Escritura Pública correspondiente.
Este proyecto obtuvo visto bueno del Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles (SENACE), que mediante Resolución Directoral N° 008-2020-SENACE-PE/DEAR, de fecha 15 de enero de 2020, aprobó la modificación del Estudio de Impacto Ambiental Detallado de la Central Eólica Wayra I.
Tras esto, la empresa operadora del proyecto solicitó al Minem, desde el pasado 15 de mayo de 2020,  la concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica con recursos energéticos renovables.
El otorgamiento de concesión definitiva cuenta con la opinión favorable de la Dirección General de Electricidad y la Oficina General de Asesoría Jurídica del Minem, que de esta manera consolida su política de impulso a inversiones en energías renovables, que contribuyen a lograr la descarbonización de la matriz energética del país.
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El IAE cuestionó criterios y resultados de la licitación del nuevo Plan Gas

El Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), que preside el ex secretario de Energía del radicalismo Jorge Lapeña, cuestionó una serie aspectos relacionados el diseño, la implementación y los resultados alcanzados por el gobierno nacional con la licitación realizada para el abasto de gas natural local por los próximos cuatro años.

A continuación E&N publica el texto elaborado y difundido por la entidad:

“El 15 de diciembre de 2020 el gobierno nacional públicó el resultado de la licitación para el abastecimiento de gas natural con destino a usuarios abastecidos por distribuidoras y a usinas en el marco del nuevo Plan de estímulo a la producción de gas – esquema 2020- 2024-” conocido como Plan Gas 4.

En ocasión del anuncio de la licitación el IAE Mosconi emitió, el 9 de octubre 2020 el comunicado donde advierte que “La inclusión del Nuevo Plan Gas 4 en el presupuesto 2021 requiere aclaración por parte del gobierno nacional”, en el cual se puso énfasis en la indeterminación del costo fiscal de la medida y se realizaron una serie de recomendaciones que, lamentablemente a la luz de los resultados, no han sido consideradas.

Los resultados

En relación con los resultados de la licitación, el volumen a ser asignado era de 70 millones de m3 de gas diario hasta el año 2024 a un precio PIST[1] de referencia de USD 3.70 por millón de BTU.

Se recibieron ofertas que cubrieron el 97% del volumen a licitar por 67.82 MMm3/día, lo que aseguró que todas las ofertas recibidas fueran aceptadas. El 27% del volumen ofertado tiene origen en la cuenca Austral (18.53 MMm3/día), mientras el 73% restante (49.29 MMm3/día) llegará desde la cuenca Neuquina.

Las ofertas de seis empresas explican el 89% del volumen ofertado, cuyos precios oscilaron entre los USD/MMBTU 3.5 y 3.66. YPF fue la empresa que mas volumen aportó: 31% del total a USD 3.66, el mayor precio de la compulsa.

Con esta configuración de volúmenes y precios, el precio promedio ponderado total de la licitación fue de USD/MMBTU 3.54 explicado por un precio de USD 3.44 de la cuenca Austral y de USD3.57 de la cuenca neuquina.

Por lo tanto, el resultado de la licitación representa un aumento del 30% del precio del gas en dólares para los usuarios residenciales/comerciales abastecidos por las distribuidoras de gas natural y un aumento del 60% del precio del gas con destino a usinas respecto a los precios que se pagan actualmente.

En síntesis, durante 2021 se subsidiará casi el 70% de la producción local de gas natural, sin discriminación alguna entre producción convencional o no convencional.

Nuestros Comentarios:

En relación con el precio del gas son varias las consideraciones a realizar:

  • Llama la atención que de la compulsa de precios no participaron los actores que conforman la demanda a ser abastecida: Distribuidoras y Usinas – en este caso representadas por la empresa CAMMESA – y se evitó el ámbito del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), donde hasta el momento se han realizado las subastas en un marco de transparencia de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
  • La escasa dispersión de precios de las ofertas y la falta de participación de la demanda abren dudas sobre los márgenes de competencia de la compulsa realizada, que como consecuencia fija el precio del gas en los próximo 4 (cuatro) años. Por lo tanto, proponemos se solicite a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia que analice el diseño, resultados y condiciones de competencia de la licitación realizada.
  • El PG4 se trata del quinto plan de promoción a la producción de gas en los últimos ocho años y repite el mismo error de sus antecesores: fija precio de referencia sin “gestión de costos”. Es decir, no existe análisis técnico, por lo menos de carácter público, que respalde la decisión de fijar precios mínimos o sostén, que en este caso fue de USD/MMBTU 3.70, pero que en versiones anteriores alcanzo los USD 7.5 por unidad térmica.
  • En línea con lo anterior el diseño e implementación de este plan nunca fue objeto de una consulta pública abierta, ni fueron presentados los documentos técnicos que respaldaran las estimaciones de beneficios esperados de este plan.
  • La falta de una política tarifaria hace que el efecto total del aumento del precio del gas natural en la tarifa final de los usuarios de energía eléctrica y gas natural sea incierto. Mas aún si consideramos que los aumentos previstos para marzo/abril de 2021, impactarían en tarifas en medio del calendario electoral.
  • La contracara de lo anterior es el incierto costo fiscal de esta medida para 2021-2024. En este punto la información que surge de fuentes oficiales es disímil y contradictoria. Si vemos la asignación en el Presupuesto Nacional, este Plan recibe poco más de USD 200 millones. Sin embargo, Presidencia de la Nación informó un costo fiscal de USD 1.491, mientras en las ultimas semanas las cifras informadas por funcionarios del área energética oscilan entre los USD 600 y los USD 800 millones por año.
  • A diferencia de sus antecesores, el PG4 no intenta incrementar la producción local y no logró obtener ofertas adicionales para abastecer el próximo invierno 2021, por lo tanto, no se alcanzó uno de los objetivos promocionados como beneficios de esta medida: el ahorro de importaciones y de las divisas asociadas a estas operaciones. ¿Cómo se abastecerá la demanda prioritaria el próximo invierno?, ¿Cuál será el costo? ¿Cómo quedan los beneficios de este plan en vistas a los resultados obtenidos? son preguntas que todavía no encuentran respuesta.
  • En vistas a los resultados obtenidos, el PG4 presenta a YPF como la gran beneficiada (empresa con el 51% de capital nacional y el 49% de capital privado local y extranjero). La empresa logró asegurar por cuatro años la venta del 50% de su producción de gas natural a cambio de un precio 35% superior al precio promedio vigente. Quizás estamos en presencia de un nuevo mecanismo indirecto de “auxilio” a la delicada situación económico/financiera de la principal petrolera argentina, que está en línea con el destino de una parte de la recaudación del impuesto a la riqueza, o la recomposición del precio de los combustibles líquidos en el mercado interno.

Comisión Directiva IAE «Gral. Mosconi»

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Dapsa invirtió U$ 22 millones para embanderar 100 estaciones de su red

 DAPSA –Destilería Argentina de Petróleo SA–, perteneciente al holding argentino Sociedad Comercial del Plata (SCP), invirtió 22 millones de dólares para renovar y embanderar a 100 estaciones de servicio ubicadas en 11 provincias del país, cumpliendo así con su plan de expansión estratégico.

El Director General Ejecutivo de DAPSA, Pablo Arnaude señaló que “hemos alcanzado la renovación integral de las primeras 100 estaciones de servicio que son parte de las 200 estaciones que hoy forman la Red DAPSA”.

Tenemos una mirada estratégica y de largo plazo en el sector, DAPSA elabora en su planta de lubricantes y grasas el 19 % de lubricantes y el 60 % de las grasas del mercado argentino. Desde hace más de 45 años es un actor relevante en el downstream en la Argentina, aportando valor en todos los procesos donde participa”, agregó.

Por su parte el Director Comercial de DAPSA, Hugo David remarcó que “este año invertimos en el desarrollo de las estaciones, aportamos capacitación en políticas comerciales, de gestión y de seguridad para los empleados de las estaciones de servicio. Incorporamos las nuevas tiendas de conveniencia Stop & Go y recientemente lanzamos nuestra Línea de lubricantes y grasas con la marca DAPSA EL3MENT, complementando el portfolio de productos que se comercializan en nuestra red y distribuidores agros en todo el país”.

DAPSA se consolida como una red relevante en el mercado, que brinda en el sector del downstream en Argentina, combustibles y lubricantes, que se complementan con los servicios de almacenaje, logísticos e industriales.

Las 100 estaciones urbanas y de ruta que cuentan con la nueva imagen están ubicadas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Tucumán, Santa Fe, Córdoba, Entre Ríos, Mendoza, Santiago del Estero, La Rioja, Catamarca y Corrientes, a las que resta sumarle el resto de las 200 estaciones en el 2021.

DAPSA entrega sus productos a su red de 200 estaciones de servicio del país desde cinco terminales radicadas en Dock Sud (Buenos Aires), Barranqueras (Chaco), San Lorenzo (Santa Fe), Luján de Cuyo (Mendoza) y Monte Cristo (Córdoba), lo que permite asegurar la cobertura de la demanda federal en tiempo y forma.

DAPSA es una empresa con 100 años de actividad orientada a la producción de especialidades y servicios en el negocio petrolero, producción y fazon de lubricantes y grasas, almacenaje de Petróleo y derivados en tanques de gran escala; Cuenta con puerto propio en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires en un predio de 35 hectáreas con capacidad de almacenaje de más de 125.000 metros cúbicos, con una capacidad de despacho de 200 camiones diarios.

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Petroleros movilizan al Ministerio de Economía por la crisis de los biocombustibles

Por la crisis que atraviesa el sector de biocombustibles, diversos gremios petroleros resolvieron movilizar a la sede del Ministerio de Economía en la Ciudad de Buenos Aires el próximo martes para exigir respuestas ante la casi parálisis de las empresas de biodiésel y bioetanol que ponen en riesgo casi 9.000 empleos en el país.

La concentración tendrá lugar el próximo martes 22 de diciembre, a las 14 horas, en Avenida Hipólito Yrigoyen y Balcarce de la Capital Federal, donde funciona la Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, el órgano encargado de instrumentar los mecanismos para reactivar el sector de biodiesel.

La acción gremial fue resuelta este jueves en una reunión virtual encabezada por los secretarios generales de sindicatos enrolados en la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio) por encontrarse «agotadas todas las instancias de negociación» con el secretario de la cartera energética. Participarán dirigentes y trabajadores de Córdoba, Santa Fe, Entre Ríos y Buenos Aires y otras provincias productoras de biocombustibles. “El problema es la imposibilidad de las firmas para conseguir un valor acorde de la materia prima y que el negocio se vuelva rentable”, señalaron desde la federación en un comunicado.

«Le están soltando la mano al sector, a productores argentinos, y dejando a la deriva a miles de familias petroleras. La situación es insostenible», señaló Pedro Milla, secretario general de los Petroleros.

Empresas en peligro de quiebra

La organización sindical, al igual que las cámaras empresarias del sector, lleva más de un año reclamando “un plan integral para la actividad del biodiesel para evitar la quiebra de empresas, en su mayoría pymes”.

La mayoría de estas empresas fueron impulsadas en 2006 durante la presidencia de Néstor Kirchner. «Una política que generó la creación de pymes y miles de puestos de empleo y que este gobierno hoy deja morir. Le pedimos al gobierno que defienda esta política que nació con Kirchner. Hoy están en peligro miles de empleos, en lo que sería una catástrofe laboral para la actividad», añadió el sindicalista.

Por su parte, Mario Lavia, secretario gremial e interior de la FASiPeGyBio, dijo que «el diálogo se abrió, pero fue insuficiente. Necesitamos una solución integral con apertura de canales tripartitos. Pero hoy vemos que la conversación está agotada», señaló el dirigente, que también es titular del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Avellaneda.

Los trabajadores entregarán un petitorio Darío Martínez para “reiterar los reclamos y exigir una solución urgente para evitar una escalada del conflicto, que podría terminar con una medida de fuerza a nivel nacional en distintas ramas de la actividad petrolera”, remarcaron.

La entrada Petroleros movilizan al Ministerio de Economía por la crisis de los biocombustibles se publicó primero en EconoJournal.

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Alemania limita la remuneración diferencial que perciben los generadores de energías renovables

Alemania introdujo cambios a la Ley de Energías Renovables para limitar la remuneración diferencial que los generadores reciben por la entrega de energía a precios negativos en el mercado spot. A partir de 2021 las nuevas instalaciones de energía eólica y fotovoltaica perderán ese beneficio luego de cuatro horas consecutivas con precios negativos.

El parlamento alemán aprobó el jueves una nueva enmienda a la ley sancionada en el año 2000. La reforma modifica los esquemas de apoyo a la generación de origen renovable en pos de corregir distorsiones en los precios y costos de la electricidad. La energía a precios por debajo de cero euros es una de ellas. “La reforma refuerza el mercado al limitar la subvención a cuatro horas en caso de precios negativos”, afirmó Joachim Pfeiffer, diputado de la coalición oficialista CDU/CSU.

El gobierno pretende en particular que los operadores de parques eólicos respondan de forma más flexible a las fluctuaciones en la oferta y la demanda de energía. Para lograrlo reducirá de seis a cuatro el límite máximo de horas consecutivas con precios negativos. Cuando ese límite es superado los operadores de energía eólica pierden el pago diferencial que reciben por cada kW entregado al sistema.

La Ley de Energías Renovables introdujo en el 2000 un precio fijo por encima de los valores de mercado. El pago diferencial es financiado a través de un recargo sobre el kWh consumido. En Alemania el kWh cuesta unos 30 centavos de euro, de los cuales 6,75 centavos corresponden a dicho recargo. A partir del próximo año el mismo se reducirá en 0,25 centavos, 0,5 en 2022 y 0,625 en 2023.

El fenómeno de los precios negativos viene creciendo año tras a año en Europa, impulsado principalmente por la sobre oferta de energía eólica en los días con alguna combinación de buenas condiciones meteorológicas y menor demanda eléctrica. En febrero, justo antes de que la OMS declarara la pandemia, Alemania registró 84 horas con precios negativos. En comparación, acumuló 211 horas negativas en todo 2019.

En las situaciones en las que se dan precios por debajo de cero los oferentes de la energía son quienes pagan al sistema para poder colocar sus excedentes. Un factor que explica ese comportamiento se relaciona con la flexibilidad del tipo de tecnología que utilizan los generadores térmicos: a muchos operadores de centrales térmicas les resulta más caro reducir y volver a iniciar su producción de energía que pagarle al sistema. Una de las formas en que los operadores de la red corrigen el exceso de energía es exportándola.

Los generadores térmicos se ven afectados porque no cuentan con el beneficio adicional por la energía generada ni con la prioridad de despacho que los generadores renovables tienen. Sin embargo, el progresivo retiro de los esquemas de subsidios hace prever a los desarrolladores de nuevos parques que esta situación también puede afectar sus ingresos en el futuro.

Con la tercera reforma introducida a la Ley de Energías Renovables el gobierno pretende que la energía eólica pueda competir en condiciones de mercado luego de 2027. A su vez, establece incentivos económicos para la promoción y aceptación social de nuevos proyectos eólicos municipales e incrementa la cuota mínima de participación en el mercado alemán de la energía eólica generada en el menos ventoso sur del país. Alemania quiere elevar la participación de la energía renovable al 65% de la generación total de electricidad para el 2030.

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El desafío para las pymes: encarar el proceso de internacionalización mediante la traducción

Las pymes comprendieron que la exportación de bienes y servicios es la solución a muchos de sus problemas, así como del país. Por eso están asumiendo el desafío de encarar el proceso de internacionalización empresarial con el objetivo de concretar exportaciones en el mediano y largo plazo. En una suerte de competencia, cada empresa está creando las condiciones necesarias para salir al mercado internacional. Comenzar a desarrollar ese proceso de internacionalización es el reto de las pymes de los sectores energía, petróleo, gas, conocimiento y minería para 2021.

Con la pandemia, las cadenas de suministro habituales se vieron interrumpidas y las empresas más ágiles y mejor preparadas fueron las que lograron satisfacer exitosamente las demandas de un mercado cambiante. Expandir el negocio en el extranjero significa llegar a nuevos clientes y potencialmente aumentar las ganancias.

La dificultad del idioma es una de las principales barreras culturales que las empresas deben sortear para exportar, de acuerdo al mercado al que se apunte”, sostiene la traductora pública Verónica Magán Laca, especialista en traducción para los sectores industrial, ingeniería e infraestructura. “Por esa razón, las pymes se están renovando con un intenso trabajo de traducción de sus páginas web y su material comercial al inglés como primera medida, ya que es el idioma de los negocios internacionales por excelencia.”, afirmó.

“Para una empresa de cualquier tamaño, contar con el material corporativo en español y en inglés significa demostrar vocación de hacer negocios, de mostrarse al mundo con orgullo. Es una carta de presentación que en la era de Internet no puede faltar, ya que lo primero que hace cualquier potencial cliente internacional antes de pedir una cotización o hacer una consulta es buscar a la empresa en Google”, prosigue la traductora Magán Laca.

Es indispensable tener las presentaciones y los catálogos traducidos de antemano ya que cuando un potencial cliente internacional lanza un pedido de cotización, en general lo hace con varios posibles proveedores a la vez, y la velocidad de respuesta supone una gran ventaja con respecto a las empresas que compiten por ganar el cliente. Responder pronto, con los materiales adecuados, en el formato e idioma requeridos, es inclinar la balanza a nuestro favor para concretar positivamente la negociación”, afirma.

La previsión habla bien de una empresa, cuando se preparan con antelación la folletería, presentaciones y catálogos bilingües, queda demostrado que se está en condiciones de responder eficientemente ante las consultas de los potenciales clientes internacionales.

Sobre este punto, Magán Laca agregó: “Es importante tener en cuenta que las traducciones, para que sean un vehículo de comunicación eficaz, deben ser elaboradas por un traductor profesional, lo que asegurará escritos de buena calidad y especialmente enfocados en los productos y servicios que ofrece la empresa”. Actualmente algunos servicios de hosting y diseño web ofrecen incluir, por un precio adicional, alguna opción de traducción automática, pero los resultados son pésimos, ya que los programas automatizados presentan errores conceptuales del negocio, de contexto y de terminología que perjudican gravemente la imagen de la empresa.”

Queda claro: traducir implica abrirse al comercio internacional; ¿pero por qué es necesario contratar un traductor especializado? “Al momento de elaborar las traducciones para una empresa, es imprescindible entender el funcionamiento del sector, el negocio de la empresa y el público al que se dirige la traducción. Cada sector, negocio, o especialidad tiene su traductor especializado, que conoce la terminología, los usos y costumbres del negocio en los dos idiomas, tanto en la cultura de origen como en la de destino”, resume Magán Laca.

Entre las barreras no arancelarias para las exportaciones, las certificaciones internacionales de procesos y productos son requisitos para exportar a algunos países, y requieren de traducciones especializadas que acompañen la formalización de los trámites. “La precisión terminológica y legal al realizar una traducción para una certificación internacional, describir las especificaciones u obtener un permiso, puede marcar la diferencia entre lograr entrar a un mercado o quedar afuera para siempre”, explica Magán Laca. “Contar con la información regulatoria completa y poder leerla y entenderla en español con tiempo suficiente para planificar el proceso de internacionalización es muy importante para los empresarios, sus asesores legales y expertos en comercio exterior, y debe siempre ser efectuada por un Traductor Público matriculado que se haga responsable profesional y legalmente”, agrega.

La traducción de su material corporativo tiene también muchos beneficios para una empresa puertas adentro del propio país: aumenta el prestigio, genera confianza y mejora el posicionamiento comercial.

El tamaño de la empresa en sí no es un impedimento cuando el objetivo es exportar; lo que realmente importa es ir dando pasos pequeños gradualmente: realizar ventas pequeñas al principio y, a medida que se va avanzando en un mercado, ir realizando inversiones para crecer como empresa. La perseverancia y la constancia son imprescindibles porque la internacionalización de una empresa es un trabajo a largo plazo, justamente para que los resultados se puedan sostener en el tiempo. El desafío de internacionalizar una empresa, entonces, es inseparable del trabajo en equipo de la empresa con su traductor especializado.

En la página web de la traductora pública Verónica Magán Laca (https://vmltraducciones.wordpress.com/) hay una sección BLOG donde publica distintos artículos sobre la traducción para los sectores en los que se especializa y la traducción en general. También se la puede leer en LinkedIn (http://www.linkedin.com/in/veronicamaganlaca) y en todas las redes sociales, con su nombre o el de su estudio que lleva sus iniciales, VML Traducciones.

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El GNC vuelve con todo: casi 500 autos por día se pasan a gas

La brecha actual entre la nafta y el metro cúbico de gas permite recuperar la inversión inicial más rápido. Para 2021 estiman las mismas transformaciones que en 2001. El fenómeno abarca a a autos modernos y hasta de alta gama. Argentina heredó de Italia las pastas, la pizzas, el buen helado, las multitudinarias reuniones familiares y la utilización del gas natural comprimido como combustible vehicular. Es que hace exactamente 36 años se comenzó a usar el GNC en unos 400 autos en la ciudad de Buenos Aires, cuando en el país europeo ya había más de 250 mil vehículos convertidos. Y de allí provenían la […]

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Modificarán el marco regulatorio para las concesiones hidrocarburíferas

Así lo resolvió este jueves la Legislatura Provincial, tal lo había adelantado el presidente de la bancada del Frente de Todos en plenaria de comisiones, luego de reuniones con autoridades del Poder Ejecutivo, buscando fortalecer el rol de Estado ante las operadoras. Se buscará contemplar planes de inversiones a corto plazo, resolución de conflictos en tribunales argentinos, además de un canon por yacimiento o área abandonada, entre otros. Este jueves, en la última Sesión Ordinaria del 2020, la Legislatura Provincial sancionó una Resolución que atañe al desarrollo de la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz y el marco regulatorio para el […]

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Yanotti: “el año que viene la Nación invertirá $ 440.000 millones para subsidiar la electricidad”

El subsecretario de Coordinación Institucional de Energía de la Nación desestimó posibles incrementos en los servicios públicos federales Santiago Yanotti, subsecretario de Coordinación Institucional de Energía de la Nación, afirmó que “la situación de Argentina, donde la mitad de la población es pobre, hace que seamos prudentes” respecto de aplicar aumentos de tarifas en los servicios públicos. De esa forma, el funcionario desestimó probables incrementos a inicio de 2021, que podría alcanzar un 40%, en caso, en el sistema eléctrico federal. “Es verdad que están congeladas hace más de un año las tarifas nacionales, lo que cuesta mucho dinero”, dijo […]

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Vaca Muerta festeja el precio máximo del crudo en 9 meses

El petróleo Brent, de referencia en Argentina, alcanzó su precio más elevado en toda la pandemia. ¿Qué impacto tiene en la provincia y en la economía argentina? El precio del crudo Brent, la referencia para el petróleo producido en Argentina, llegó a su valor máximo desde marzo pasado, al alcanzar los u$s 51,90 para estabilizarse poco después en u$s 51,22 por cada barril. El dato frío, un número que básicamente expresa el nivel de demanda existente en el mundo y la cantidad de crudo que habrá para abastecerla en los próximos meses, tiene un impacto central en los bloques productores de Vaca Muerta. Cada barril que se produce en las […]

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Petrobras vende 14 campos terrestres en Brasil por 250 millones de dólares

La estatal brasileña Petrobras anunció este jueves que firmó un contrato para la venta de la totalidad de su participación en 14 campos terrestres de exploración y producción en el estado de Bahía, en el nordeste del país, por 250 millones de dólares. Los campos, que se encuentran en una zona denominada “Polo Recóncavo”, fueron adquiridos por Ouro Preto Energia, subsidiaria integral de la también petrolera brasileña 3R Petroleum, según informó Petrobras en un comunicado remitido al mercado financiero. El contrato incluye el pago de 10 millones de dólares este mismo jueves, mientras que los otros 240 millones serán abonados […]

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Manzano firma acuerdo de confidencialidad y prepara una oferta formal por Edenor

El consorcio entre Manzano, Vila y Filiberti firmó un NDA con Pampa Energía para negociar la compra de Edenor. Prepara una oferta de US$ 140 millones por la participación del holding que encabeza Marcelo Mindlin. Cuál es el vehículo que se empleará para cerrar la operación, quiénes son los socios menos visibles; y por qué habrá que realizar una OPA si la compra prospera. Un grupo de empresarios locales encabezado por José Luis Manzano firmó un acuerdo de confidencialidad (NDA, por sus siglas en inglés) con Pampa Energía para avanzar con la compra de Edenor, buque insignia del holding que preside Marcelo Mindlin. Manzano, su socio […]

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Viaje a Rincón del Mangrullo, la gran apuesta de YPF para el Plan Gas

Es el bloque gasífero que traccionará la mayor inversión en Vaca Muerta. Los objetivos para el 2021 y los planes de exportación. La mole de 50 metros y 1.200 toneladas acaba de perforar el primer pozo del Plan Gas y se prepara para iniciar una caminata de dos horas que la llevará hacia su segundo destino apenas unos 10 metros más adelante. A pesar de la pequeña distancia, este proceso solía demorar más de una semana al tener que desarmar por completo este monstruoso equipo. Ahora, la torre permanece encima de la plataforma y, a través de la tecnología walking rigs, […]

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PUMA ENERGY LLEGA A SU ESTACIÓN 350 CON UNA NUEVA APERTURA EN ROLDÁN, SANTA FE

Puma Energy inauguró una nueva estación de servicio en la localidad de Roldán, Santa Fe, alcanzando así las 350 estaciones en la Argentina. A menos de dos años de haberse instalado en el país, la petrolera se ha convertido en la 4ta más elegida por los consumidores. La petrolera Puma Energy abrió una nueva estación de servicio en la localidad de Roldán, provincia de Santa Fe, en un acto que contó con la presencia del Intendente Municipal José María Pedretti, el concejal Mariano Mateo y el representante comercial de Puma Energy para el área, Francisco Lo Celso. Ubicada en Urquiza […]

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Vaca Muerta tendrá su primer parque industrial privado

Se denomina Distrito Río Neuquén y tendrá en total 114 hectáreas. La desarrolladora Gran Valle Negocios S.A. ofrecerá 263 lotes con todos los servicios en la zona de la Ruta 51 y áreas comerciales, para servicios e incluso para expendedoras de combustibles. Entre Neuquén y Añelo, allí será en donde se montará el primer parque industrial de capitales privado destinado a Vaca Muerta denominado Distrito Industrial Río Neuquén (DIRN). La empresa Gran Valle Negocios S.A. es la impulsora de la iniciativa que apunta a capturar el desarrollo que la formación no convencional tendrá en los próximos años. Desde la firma explicaron que […]

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Aprestos para un verano eléctrico

 El martes, mientras su país volvía a encerrarse a regañadientes por el severo rebrote europeo de Covid-19, la canciller Angela Merkel recibió una carta firmada de puño y letra por Alberto Fernández. El Presidente le hacía saber la “considerada relevancia” que le asigna a Chihuido, una represa en Neuquén presupuestada en U$S 2.200 millones, de los cuales la agencia estatal de fomento Euler Hermes ofrece financiar U$S 1.850 millones si las turbinas las provee la alemana Voith Hydro. Es un viejo proyecto que movilizaría 3 mil empleos directos y 7 mil indirectos; un anillo al dedo para una economía frágil y una campaña electoral […]

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La Escuela Técnica Nº1 recibió capacitación de Genneia sobre Energías Renovables

La empresa que opera la Central Térmica Bragado realizó una clase abierta en materia de operación y mantenimiento de energías renovables, sector que lideran en el país. Alumnos y docentes de la Escuela Técnica N° 1 de Bragado participaron de una propuesta académica virtual ofrecida por Genneia dentro de su programa de acercamiento a las comunidades llevado adelante por el equipo de sustentabilidad y la Universidad Genneia. En la misma, se trabajaron conceptos relativos al funcionamiento y mantenimiento de parques eólicos y solares. Con la participación de los formadores internos Juan Pablo Ruhkeick, analista de Gestión de proyectos, y Ana Graham, analista de Operaciones, se trasmitió la […]

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Brasil subasta con éxito e intensa disputa once concesiones eléctricas

Brasil subastó este jueves con gran éxito, gracias a la intensa disputa entre grandes empresas mundiales y a las bajas tarifas obtenidas, once concesiones para tender y operar líneas de transmisión eléctrica, en la única licitación del tipo en el año de la crisis generada por la pandemia. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel, regulador) consiguió adjudicar todos los once lotes de concesiones que ofreció, lo que garantiza que los vencedores tendrán que hacer inversiones por 7.340 millones de reales (unos 1.445 millones de dólares) en los próximos 60 meses. Las licencias por 30 años adjudicadas prevén la construcción, […]

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Iberdrola se adjudica un nuevo proyecto de redes eléctricas en Brasil

Iberdrola, a través de su filial Neoenergia, se ha adjudicado un nuevo proyecto de redes de eléctricas en Brasil en la subasta de líneas de transmisión eléctrica celebrada este jueves, informó la Agencia Nacional de Energía Eléctrica del país (Aneel). En concreto, Neoenergia se ha hecho con uno de los 12 lotes que había en juego, el segundo y el mayor de los adjudicados en la subasta, consistente en un proyecto de una línea de transmisión de 1.091 kilómetros y 300 megavoltios-amperios (MVA) de capacidad de subestación, ubicados en Bahía, Espírito Santo y Minas Gerais, en la Región Nordeste del […]

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Energías limpias | La CES conecto al primer usuario generador

El proyecto de energía renovable generada impulsado por el Ingeniero Alejandro Labala En un contexto en el que las nuevas tecnologías aplicadas a la generación de energías limpias y renovables se afianzan a nivel mundial, la Cooperativa Eléctrica de Saladillo realizó la conexión del primer usuario generador de Saladillo, a partir del uso de fuente de energía solar. El proyecto de energía renovable generada impulsado por el Ingeniero Alejandro Labala, que ya ha comenzado a generar 5 kilowatt monofásicos de energía, “busca lograr el autoabastecimiento bajo la modalidad de sistema On Grid”, sistemas fotovoltaicos. La iniciativa se desarrolla como emprendiemiento […]

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Affronti fue reelegido presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos

El CEO de YPF convocó a la empresas del sector a trabajar en “forma conjunta para promover la actividad en favor del desarrollo del país”. El CEO de YPF, Sergio Affronti, fue reelegido este jueves como presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para el periodo 2021-2023. Esta elección se llevó adelante durante la Asamblea Ordinaria anual de la entidad, la última que se realizará este año, de la que participaron 33 empresas productoras. La renovación de autoridades permitió designar a los miembros de la Comisión Directiva por unanimidad, y en el caso de la presidencia recayó en la empresa YPF, […]

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Darío Martínez recibió a intendentes jujeños

El secretario de Energía, Darío Martínez, mantuvo un encuentro con intendentes y comisionados de la Asociación de Municipios de la Quebrada y Puna de la provincia de Jujuy. En la reunión analizaron la posibilidad de elaborar proyectos energéticos para la provincia, como la ampliación de gasoductos para los barrios de las localidades del norte de la provincia. “La intención del Presidente es avanzar con una visión más federal y llegar con redes, gas natural, hidrovías y demás servicios a todos los habitantes de nuestro país”, señaló Martínez, y agregó: “Este gobierno está comprometido a realizar obras en todas las provincias, […]

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La subasta de renovables de Colombia se lanzará en junio pero el Gobierno aún analiza un tema clave

A principios de noviembre, el presidente de Colombia, Iván Duque, sorprendió con el anuncio de una nueva subasta de energías renovables a largo plazo. Si bien era un tema que venía resonando hace algunos meses en el sector, el mandatario terminó por confirmarlo.

El pasado miércoles, en una rueda de prensa, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, dio nuevas precisiones. Explicó que en marzo del año entrante se darán a conocer los detalles de la convocatoria. Pero en junio se publicarán los pliegos licitatorios, dándose formalmente inicio a la subasta.

La adjudicación de los proyectos tendrá lugar en octubre de ese año. No obstante, desde el Ministerio de Minas y Energía comentaron a Energía Estratégica que esos plazos son pasibles a cambios. ¿De qué dependerá? De cómo avance la estructuración final de la subasta.

Entre la información ya adelantada, la convocatoria estará destinada a los clientes no regulados (como empresas o industrias). “Esto va a ser una oportunidad muy buena para comercializadores que atienden a usuarios no regulados, que son aproximadamente el 29% de la demanda nacional”, subrayó Lotero.

Otra aseveración del viceministro es que “van a poder participar proyectos que entren en operaciones antes de diciembre del 2022”.

La gran pregunta del sector es si los contratos serán del tipo financiero, tal como sucedió con la subasta pasada.

El hecho de que los PPA tengan esta característica, les permite a los adjudicatarios atrasarse en su COD todo lo que consideren necesario, en tanto y en cuanto puedan entregar la energía comprometida en la subasta de otro modo, sea con un contrato de respaldo o yéndola a buscar a la bolsa de energía.

Fuentes al tanto del armado de la subasta señalaron a este medio que este es uno de los temas de análisis en este momento. Y se trata de un aspecto sensible para muchos players que evalúan su participación en la convocatoria.

En La Guajira hay una camada de proyectos eólicos que no fueron adjudicados en la licitación pasada y que miran a esta como una buena oportunidad.

Pero estos emprendimientos, por alrededor de 1.000 MW, dependen de la línea de Extra Alta tensión Colectora, donde su entrada en funcionamiento se prevé para el 2023. Tampoco está claro si estos parques llegarán a construirse antes de ese año.

En tanto, Lotero hizo foco en el potencial fotovoltaico de Colombia. “En la UPME tenemos registrados aproximadamente 5.800 MW en proyectos solares registrados en Fase 2 y Fase 3, que representan inversiones por más de 6.800 millones de dólares, los cuales podría generar puestos de empleo para 32.000 personas”, destacó el viceministro en la rueda de prensa.

Acto seguido, el funcionario volvió a enfatizar en diciembre del 2022 como fecha límite para la puesta en marcha de los proyectos que sean seleccionados y apuntó a que esa meta está puesta como parte de la recuperación económica que espera Colombia luego de la catástrofe provocado por la COVID-19.

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BID Invest financia 73 MW de energía solar distribuida en Sao Paulo con Sabesp

La financiación tiene dos tramos. Uno de 14 años de plazo que apoyará las inversiones de capital de Sabesp en las obras que contribuirán a la descontaminación del río Pinheiros y la incorporación de tecnología solar distribuida en las plantas de tratamiento existentes de Sabesp.

Según informan desde BID Invest Sabesp agregará 73 MW de capacidad instalada de energía solar distribuida a su matriz eléctrica de servicios públicos en 33 de sus plantas de tratamiento de agua.

Esta capacidad de autogeneración eléctrica es la primera fuente de energía renovable no convencional construida y operada por Sabesp. Al financiar la capacidad de generación de electricidad limpia propiedad de las empresas de servicios públicos, esta transacción mitigará el cambio climático, lo que resultará en una reducción neta de la huella de carbono de Sabesp, al tiempo que reducirá los gastos de energía.

Se espera que el proyecto genere cerca de 700 puestos de trabajo durante la construcción y las operaciones para la implementación de energía solar y los componentes de recuperación de la calidad del agua.

BID Invest apoya el financiamiento de infraestructura verde en términos y condiciones competitivos, además de contribuir a mejorar la sostenibilidad financiera de una empresa de servicios básicos. Ofrecer financiación a largo plazo en moneda local, especialmente durante la coyuntura actual, permitirá a Sabesp seguir desarrollando su plan de inversión de capital para los próximos años y, al mismo tiempo, reducir su exposición al tipo de cambio.

El acuerdo contribuye potencialmente a cuatro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas: buena salud y bienestar (ODS 3), Igualdad de género (ODS 5), Ciudades y comunidades sostenibles (ODS 11) y Acción por el clima (ODS 13).

 

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Engie Chile cerró contrato por ocho años para el abastecimiento de 30 GWh de energías renovables

ENGIE Chile sumó un nuevo contrato para suministrar energías limpias, esta vez a la red de Salud UC CHRISTUS. El acuerdo es para proporcionar energía proveniente de fuentes 100% renovables a las sedes Clínica San Carlos de Apoquindo, Hospital Clínico y Clínica UC, entre otros por 30 GWh al año.

El contrato parte el 1 de enero de 2021 y tendrá una vigencia de 8 años. Y, además, incluye la instalación de 200 paneles solares en la sede Clínica San Carlos de Apoquindo. Estos tendrán una capacidad instalada de 66.3 kWp, generando 107 MWh de energías limpias al año.

Al respecto, el CEO de ENGIE, Axel Levêque, destacó que “UC CHRISTUS ha sido un importante aliado en este camino hacia la descarbonización de la matriz energética de Chile, y esperamos poder generar sinergias por muchos años más. Sin duda, este acuerdo no solo aportará a la generación de energía verde, sino que también entregará valor a la cadena productiva de nuestro cliente, aportando de manera potente a la sustentabilidad de sus negocios”.

Alejandro Canavati, CEO de la Red de Salud UC CHRISTUS afirmó que “en el esfuerzo permanente que hacemos por velar porque nuestra Misión, Visión y Valores sean una realidad permanente en la institución, este proyecto nos permite hacer un aporte al cuidado de nuestro medio ambiente y al mismo tiempo ser más eficientes y sustentables con los mismos recursos. Y en ese sentido, se agradece el tener un partner como Engie que nos permite lograr este objetivo tan importante”.

Cabe señalar que este acuerdo es un ejemplo de la enorme contribución que diversas organizaciones y empresas están realizando a la convicción de nuestro país de fomentar el uso intensivo de energía provenientes de fuentes limpias.

De hecho, Chile vuelve a liderar este año el ranking Climatescope elaborado por Bloomberg Energy Finance que evalúa los datos de 108 países emergentes en 123 indicadores y que este año realzó la política energética nacional y la meta de alcanzar a 2030 una matriz con un 70% de energías limpias.

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Siemens Gamesa se quedó con la mayor flota de aerogeneradores de Senvion en América Latina

Siemens Gamesa Renewable Energy ha firmado un contrato con Aela Energía para la operación y mantenimiento completo durante 10 años de la mayor flota de aerogeneradores de Senvion en América Latina. Esto supone un total de 93 turbinas Senvion en los proyectos eólicos Sarco (50 unidades) y Aurora (43 unidades) en Chile.

El Parque Eólico Sarco está ubicado en el Municipio de Freirina, región de Atacama, y tiene una capacidad instalada de 170 MW. Por su parte, el proyecto Aurora, ubicado en el Municipio de Llanquihue, Región de Los Lagos, cuenta con una capacidad nominal de 129 MW.

Se trata del primer contrato de Siemens Gamesa para dar servicio a las turbinas de Senvion en el mercado latinoamericano. Añadirá un total de 299 MW al portafolio de servicios de Siemens Gamesa, reafirmando el liderazgo de la compañía en la región. Además, refuerza la posición de Siemens Gamesa en la prestación de servicios multitecnología a nivel mundial.

Esta adjudicación marca el décimo gran acuerdo de servicios para turbinas de Senvion que Siemens Gamesa ha cerrado este año. La compañía ha firmado con éxito acuerdos para las flotas de Senvion en Norteamérica, Australia, Europa y ahora América Latina, lo que suponen aproximadamente 1,5 GW adicionales al alcance de la adquisición del servicio original de Senvion.

En enero de 2020, Siemens Gamesa adquirió los activos de servicios en Europa y la propiedad intelectual de Senvion, situándose en una posición única para proporcionar los mejores servicios de operación y mantenimiento a la flota de Senvion tanto dentro como fuera de Europa.

«Es un honor que Aela Energía nos escoja y confíe en nosotros como su socio de servicios. Gracias a los derechos de propiedad intelectual de Senvion y a nuestra posición de liderazgo en el mercado chileno, nuestra compañía ofrece un rendimiento y una rentabilidad óptimos para los activos de nuestros clientes «, expresa David Hickey, CEO de Servicios para América de Siemens Gamesa.

Aela Energía es un productor independiente de energía renovable no convencional (IPP), con presencia en el país desde 2013 y una cartera eólica de 332 MW distribuida en todo Chile. Aela es una empresa conjunta entre Actis (60%), un fondo mundial destinado a invertir en los países en desarrollo y Mainstream Renewable Power (40%), un promotor mundial de proyectos de energía renovable.

La empresa ganó la mayor parte de los contratos en la subasta de energía renovable del gobierno chileno en 2015, construyendo los proyectos eólicos Sarco y Aurora con turbinas eólicas de Senvion en 2019.

«2020 ha sido un año muy importante para Aela porque hemos alcanzado la fase de plena operatividad de dos de nuestros proyectos eólicos, Sarco y Aurora. Esto nos sitúa como uno de los mayores productores independientes de energía renovable en Chile.

Siemens Gamesa es un socio clave para ayudarnos a alcanzar la excelencia operativa y la mejora continua de nuestros activos», subrayó José Luis Muñoz, CEO de Aela Energía.

Dentro del alcance del acuerdo, Siemens Gamesa proporcionará supervisión remota, acceso a la cadena de suministro y herramientas especializadas, soporte de diseño e ingeniería y actualizaciones de software.

La compañía utilizará el hardware y la infraestructura existente en el lugar para garantizar el rendimiento y la fiabilidad de las turbinas durante toda la vida útil del producto.

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Chile contará con un Centro de Electromovilidad en 2021 para fomentar la penetración de vehículos eléctricos

Ayer la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo) anunció que la propuesta “Centro de Aceleración Sostenible de Electromovilidad” (CASE), liderada por la Universidad de Chile, fue la seleccionada para crear el primer Centro para el desarrollo de la Electromovilidad en Chile.

La iniciativa, que la entidad está llevando a cabo en conjunto los Ministerios de Energía y de Transportes y Telecomunicaciones, buscará acelerar los procesos de adopción de esta tecnología en Chile y contribuir así, a la meta de la carbono neutralidad al 2050.

Está previsto que el Centro comience a funcionar en enero de 2021. Para ello, la propuesta de la Universidad de Chile recibirá un cofinanciamiento por parte de Corfo de hasta el 80% del costo total del programa, pudiendo alcanzar los US$7 millones. El 20% restante sería aportado por los Ministerios de Energía, y de Transportes y Telecomunicaciones.

Cabe resaltar que algunas de las entidades participantes en la propuesta de la Universidad de Chile son la Agencia de Sostenibilidad Energética, el Centro Mario Molina, las Universidades de Santiago, Tecnológica Metropolitana y la Austral de Chile, y Ernst & Young, entre otros.

“El sector transportes aporta con el 24% de las emisiones de nuestro país y, por lo tanto, este Centro para acelerar la electromovilidad, el primero en nuestro país, es prioritario para que Chile transite hacia un futuro sostenible”, advirtió Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo.

Y destacó: “trabajar en forma colaborativa entre el sector público y privado para mitigar el cambio climático y alcanzar la meta de carbono neutralidad, es una necesidad, y en este sentido, la electromovilidad es fundamental”.

Por su parte, el Subsecretario de Transportes, José Luis Domínguez confió que al 2040 el 100% del transporte público del país sea eléctrico. Y resaltó algunas iniciativas que se estuvieron llevando a cabo al respecto.

“Hace algunas semanas, junto al Presidente Sebastián Piñera, inauguramos el nuevo electroterminal El Conquistador. Con ese nuevo punto de carga ya suman 10 los electroterminales en la Región Metropolitana, como éste en que estamos hoy de la empresa Metbus en Peñalolén, que están entregando energía a los 770 buses eléctricos que circulan actualmente en Santiago y que son utilizados por 600 mil personas de 17 comunas. Durante 2021 esperamos avanzar con corredores eléctricos en Temuco, Concepción y Antofagasta», resaltó Domínguez.

Uno por uno, los objetivos del Centro de Electromovildad

1)    Modelo de trabajo del Receptor, en el cual deberá señalar como se asociará o participará con empresas privadas, start-up, universidades, centros de investigación, desarrollo e innovación y organismos no gubernamentales que promuevan la electromovilidad, incluyendo mecanismos de asociatividad con empresas de los sectores o industrias tractoras donde se concentrarán los esfuerzos para acelerar y promover la electromovilidad.

2)    Generación de guías, directrices u orientaciones de lineamientos para el desarrollo de estándares acerca de electromovilidad y red nacional de electrolineras interoperables, entre otras materias.

3)    Conformación de un portafolio de proyectos de I+D y bienes públicos orientados a la adaptación y/o desarrollo de soluciones tecnológicas para el transporte público (buses y taxis) y privado, transporte de carga, sistemas de distribución de carga eléctrica, autogeneración de energía eléctrica más limpia, nuevos modelos de negocios, entre otros; incluyendo los procedimientos para cumplir normas de seguridad y los protocolos de ensayo y certificación de resultados, que viabilicen los desarrollos propuestos.

4)    Escalamiento de los prototipos desarrollados, en particular en transformación de vehículos a eléctricos, sistemas de distribución de carga, autogeneración de energía eléctrica más limpia y nuevos modelos de negocios, entre otros.

5)    Pilotajes de las tecnologías desarrolladas bajo regímenes de operación real, con desempeño demostrado en el entorno al cual apunta la solución, junto a un análisis posterior de efectos sobre el eventual sistema existente (en caso de adaptación) o sobre la cadena de producción.

6)    Análisis del/de los producto/s o servicio/s que haya/n sido desarrollado/s exitosamente, mediante propuestas para la definición de factibilidad, futura inversión y modelo de negocio que lo/s sustente/sustenten, siendo capaces de medir y gestionar el impacto económico, social y medio ambiental que los productos y/o servicios generen.

7)    Transferencias tecnológicas y modelo de negocios que permita maximizar la captura de valor para el país, incluyendo la opción de integración y/o fabricación local, de forma parcial o total, mediante inversión privada nacional o extranjera, alianza entre empresas extranjeras con proveedores locales u otras.

8)    Identificación de oportunidades de negocio y crecimiento para proveedores existentes y nuevos, incorporándolos en etapas de pilotajes, experimentación, medición de resultados, grupos temáticos y comités de Trabajo con el fin de apoyar en la creación, desarrollo y escalabilidad de guías de estándares para la interoperabilidad en electromovilidad.

9)    Fortalecimiento de capacidades tecnológicas para el ecosistema de ciencia, tecnología e innovación nacional, mediante la incorporación de capital humano avanzado y el reforzamiento de competencias tecnológicas en variados actores y tomadores de decisión.

10)    Modelo de gestión y operación que incorpore los siguientes aspectos: i) gobernanza; ii) gestión de propiedad intelectual y transferencia; iii) sistema de gestión de calidad de la I+D+i generada, con eventuales certificaciones requeridas; iv) matriz de riesgo; y; v) medición del impacto económico, social y medioambiental de los productos y servicios desarrollados.

11)    Instancias y material de difusión orientado a informar de forma transparente y contribuir a la aceptación de la tecnología en los distintos grupos de interés, tales como entidades certificadoras, trabajadores, contratistas, etc. Además, se deberán desarrollar talleres que permitan difundir los resultados del proyecto a organismos públicos y privados, de manera de poder ejecutar los resultados que se van obteniendo.

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El legado de Isaac Castillo nos da energía

El miércoles 16 de diciembre, falleció el Ingeniero Isaac Arcadio Castillo Rodríguez, quien se desempeñó como distinguido Subsecretario Nacional de Energía en Panamá en los últimos años.

El Dr. Jorge Rivera Staff, Secretario Nacional de Energía, lamentó la sensible desaparición física de su colega:

«Fue un hombre entregado al servicio de la ciudadanía; desde las instituciones públicas labró un camino fundamental para la planificación energética del país, innovando con su acompañamiento el primer ejercicio participativo para elaborar el Plan Energético 2015-2050», expresó mediante la Resolución N° MIPRE-2020-0027698.

En aquel Plan que definió como «Panamá, el futuro que queremos«, también se hace mención especial al Ingeniero Castillo por impulsar ese proceso y alentar permanentemente la obtención de información que sustente su contenido. Aquel documento contempla garantizar el acceso universal y la reducción de la pobreza energética, la descarbonización de la matriz energética y el reordenamiento de las leyes de fuentes renovables para la diversificación de la matriz energética.

Allí, queda expreso parte de su legado al sector energético pero no se limita sólo a eso. Con más de cuarenta años de experiencia en el sector energético panameño, Isaac Castillo se desempeñó en el sector público como Gerente General de la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A., Jefe del Mercado Mayorista de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. Además, participó activamente en el proceso de Interconexión Eléctrica con América Central (SIEPAC).

También fue un destacado consultor en materia energética del sector privado y de distintos Organismos de Cooperación Técnica como las Naciones Unidas, Banco Mundial, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras Agencias Bilaterales en varios países de América Latina, el Caribe y África. Sus colegas lo definieron como un «hombre de un recorrido extraordinario».

En conversación con el equipo de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, este medio pudo saber que el legado del Ingeniero Castillo fue más allá de lo profesional por su calidez humana demostrada durante años de trabajo que lo hicieron ser líder y compañero.

Sabemos que esta es una dolorosa partida, pero animamos a sus colegas y amigos a tomar todo lo bueno que nos dejó, recordarlo con cariño y aplicar sus enseñanzas.

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Plantean replicar el programa Hogares Solares en toda América Latina y el Caribe

El Programa Hogares Solares en redireccionar subsidios eléctricos hacia inversiones para techos solares, evitando costos de generación y transmisión eléctrica para el gobierno y distribuidoras, además de reducir el costo de la energía para los usuarios.

Para explicar las oportunidades de su implementación en distintos mercados de Latinoamérica, Iniciativa Climática de México (ICM) organizó un evento internacional para tal fin.

En el mismo, participaron José Antonio Urteaga, especialista Senior en Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Daniel Chacón Anaya, director del área de Energía en ICM y Eduardo de la Peña, socio de Deloitte Asesoría financiera.

«El programa Hogares Solares, que impulsa ICM, permitirá tener un esquema de financiamiento inteligente, efectivo e eficiente que posibilite que las familias tengan tecnología de generación distribuida fotovoltaica en sus propios hogares y la puedan pagar logrando inclusive un ahorro de lo que venían pagando en su factura eléctrica», introdujo José Antonio Urteaga, referente del BID.

Por su parte, Daniel Chacón Anaya de ICM agregó que “una vez terminado el pago del financiamiento, la electricidad es gratis y desaparece el costo financiero para el Estado y todos los mexicanos”, haciendo referencia a su propuesta inicial de aplicar este programa en México.

ICM propone transformar subsidios eléctricos en bonos solares para generación distribuida

Pero de acuerdo a lo planteado durante el evento «Soluciones Solares para reactivar la Economía en América Latina», este programa Hogares Solares podría ser replicado en toda la región.

“Donde haya subsidios a tarifas, se permita la participación del sector privado y haya irradiación solar este proyecto tiene sentido. El secreto es en qué nicho, con qué tarifas y la forma de estructurarlo con el marco normativo para que sea bancable”, consideró Eduardo de la Peña, socio de Deloitte.

De acuerdo a este asesor, un estudio realizado por su empresa demuestra que en la experiencia mexicana el programa presentaría beneficios adicionales a los monetizados en un primer análisis, en tres principales ejes:

Energéticos

-Ahorro de gas natural: 72.26 millones de ft3 diarios ahorrados en consumo para generación. Ahorro equivalente a 5.3% de la importación de gas natural a nivel nacional.

-Ahorros en pérdidas de transmisión: se reducen las pérdidas de energía en las redes eléctricas

-Confiabilidad del sistema:el programa permitiría desahogar los sistemas de transmisión y distribución, reduciendo las fallas de suministro.

Económicos 

-Uso eficiente de recursos públicos: ahorro de $27,103 mdp en líneas de transmisión. Incremento de inversión pública destinada a proyectos en ~5%

-Contribución de PIB: incrementos en el PIB y en el ingreso per cápita de los hogares como en otros países en desarrollo (por la reducción en el gasto de los usuarios)

-Incremento en el valor comercial de inmuebles con techos solares instalados: beneficio que impacta en el usuario final por cada kW de capacidad instalada

-Generación de empleos: se estima que el programa generaría aproximadamente 4200 empleos directos de operación y mantenimiento

Ambientales

-Aprovechamiento de espacios no utilizados: área de ocupación estimada en 1,218 hectáreas en azoteas

Reducción de consumo de agua para uso social: ahorros de 4.27 millones de m3 de agua por año. Ahorro monetizable en $1902 mdp

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JEMSE destaca interés de inversores para desarrollar energías renovables y litio en Jujuy

El litio se ha convertido a nivel mundial en un elemento clave en la transformación energética en los últimos tiempos, siendo una de las principales materias primas para la industria del almacenamiento de energía y vehículos eléctricos.

Argentina, gracias a los salares del NOA, se encuentra dentro del denominado Triángulo dorado del Litio, junto a Chile y Bolivia y recientemente se sumaron los países de Brasil y Perú como productores de litio, por sus nuevos proyectos. Argentina se encuentra en una posición privilegiada ya que la minería es un factor importante en el PBI del país.

“La provincia de Jujuy presenta un modelo interesante para inversión de litio, ya que es una provincia minera por excelencia, cuenta con pasos internacionales, gasoductos y oleoductos, líneas de alta tensión cercana a los salares, accesos por rutas nacionales pavimentadas, proveedores locales ya desarrollados en cercanías a procesos productivos, universidades, laboratorios, entre otros aspectos, donde actualmente ya cuenta con minas en funcionamiento y exportando carbonato de litio, con bajos costos de producción”, afirma Gabriel Márquez, Presidente de Jujuy Litio.

Jujuy cuenta con un proyecto en operación en el salar de Olaroz (Sales de Jujuy S.A.), otro en finalización de la construcción de la planta en el salar de Cauchari (EXAR S.A.), Un proyecto en etapa de análisis económico avanzado en el salar de Cauchari (South American Salars S.A) y 5 proyectos en etapa de exploración en diversos salares como salar de Jama, Salinas Grandes y Laguna de Guayatayoc.

El salar de Olaroz-Cauchari presenta recursos medidos de más de 4.600 millones de m3 de salmuera rica en litio.

“El litio aporta un nuevo paradigma: en el futuro cercano se espera que la demanda del litio siga creciendo, impulsada por diversos aspectos, como ser medioambientales, avances tecnológicos, el compromiso en la reducciones de emisiones y control del calentamiento global, la disminución de los costos de baterías de litio para almacenamiento de la energía y las perspectivas de crecimiento de vehículos eléctricos”, confía Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE,

“Hoy la provincia es tenida en cuenta por los inversores internacionales para el desarrollo de energías renovables y nuestro compromiso es fortalecer a la empresa como herramienta para promover el desarrollo económico productivo de la provincia con participación integrada”.

JEMSE promueve las propiedades mineras de las empresas con potencial minero de litio para futuros procesos productivos. En la actualidad, la empresa cuenta con alrededor de 10.500 hectáreas de propiedades mineras en salares para formar alianzas estratégicas para desarrollar exploración greenfield.

Se cree que para el 2040 pueda haber déficit de litio, dada la poca oferta mundial y teniendo en cuenta los proyectos existentes y planificados para estos próximos 20 años. De ahí también, la oportunidad para Jujuy a través de JEMSE de aprovechar y potenciar el Litio de la provincia.

Además, el proceso de producción es amigable y sostenible con el medio ambiente y consiste en evaporar en piletas las salmueras súper saturadas, aprovechando la evaporación natural por medio de las energías del sol y del viento, para que precipiten sal y se concentre litio o potasio en la salmuera para que sea tratada y producir cloruro de potasio o carbonato de litio.

Algunas iniciativas internacionales alrededor del litio son por ejemplo, las del Gobierno de Francia, que estableció un presupuesto de USD 1.43 mil millones para incentivar la compra de vehículos eléctricos, donde los usuarios pueden llegar a recibir hasta USD 13.000 en subsidios al adquirir un auto eléctrico o híbrido.

Macron señaló que el objetivo es que para 2025 Francia produzca anualmente un millón de coches eléctricos. Alemania se sumó a este incentivo en el cual los compradores de autos eléctricos podrán recibir USD 6.600 de subsidio, cifra que subirá hasta los USD 10.000 si el fabricante también contribuye.

Otra iniciativa es la de Gran Bretaña, que prohibirá la venta de autos nuevos con motores nafteros o Diesel a partir del 2030. Dinamarca se suma a la misma, prohibiendo las ventas a partir del 2040, y para ello mejorarán los subsidios ligados a la compra de vehículos eléctricos, mientras que también se irá aumentando el precio del combustible, aumentar impuestos de circulación y costo de mantenimiento a partir del 2030.

Entre los otros proyectos que desarrolla JEMSE alrededor del litio se destacan:

El proyecto de conversión de buses diesel a buses eléctricos del sistema de transporte público de San Salvador de Jujuy, con la asistencia técnica del Centro Tecnológico Aeroespacial (CTA) de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP).

La fábrica de Baterías de Litio – Jujuy Litio SAPEM, que tiene como principal objetivo agregar valor en la cadena de producción del carbonato de litio, generando un desarrollo de proveedores locales e inversión internacional en la provincia.

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TGS y Oilstone acordaron servicios de midstream en Neuquén

La transportadora troncal TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por siete años para que TGS brinde sus servicios de compresión y acondicionamiento de gas natural desde su planta de acondicionamiento en Plaza Huincul, consolidando así su rol como Midstreamer en la provincia del Neuquén.

El acuerdo con Oilstone, incluye servicios por un volumen que podrá llegar a los 300.000 m3/día de gas natural, sumando el desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura, necesarias para efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del gas a la planta Plaza Huincul de TGS.

Este convenio, permitirá agregar valor a la producción de hidrocarburos, en las cuales Oilstone actúa como operador. Abarca la prestación de servicios a la producción de gas natural de las concesiones Cerro Bandera, – de la cual Oilstone es titular del 100% de la concesión -, y Puesto Cortadera y Portezuelo Minas, – concesiones que forman parte de la UTE Dorsal, conformada por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Oilstone.

Oscar Sardi, CEO de TGS afirmó que “este acuerdo de trabajo conjunto profundiza aún más la visión del negocio de TGS, proyectado en ser un socio estratégico para proveer servicios a toda la cadena de valor del gas natural. En un momento de tanta incertidumbre, generamos alianzas con empresas líderes, que nos consolidan como una empresa de servicios integrados, y nos permite promover el desarrollo y el trabajo de mano de obra local de pequeñas y medianas empresas instaladas en Neuquén”.

Diego Garzón Duarte, CEO de Oilstone celebró el acuerdo alcanzado con TGS, “una empresa con gran trayectoria y experiencia en el negocio del gas natural, y a través del cual permitirá a nuestra compañía poder continuar el sendero de crecimiento de producción constante que hemos venido desarrollando desde nuestros comienzos”, señaló.

Para el inicio de las operaciones, el área de servicios de TGS realizó las obras de infraestructura necesarias acordadas y la prueba hidráulica de un gasoducto de captación de Oilstone, que vincula las áreas de explotación con la Planta Plaza Huincul. Ambas acciones se llevaron a cabo de forma exitosa y en un plazo menor al previsto originalmente, posibilitando adelantar la fecha de ingreso del gas natural.

Fundada en 2010 en Argentina, Oilstone Energía S.A. es una petrolera independiente de exploración y producción de hidrocarburos. En la actualidad opera 12 concesiones de explotación en Neuquén, en 5 de las cuales es titular del 100% y en las 7 restantes conforman la UT Dorsal en la cual participa con el 40% y Gas y Petróleo del Neuquén S.A. con el 60% restante. Produce 7.000 BOE/d y cuenta con reservas por 13 MMBOE.

TGS es la principal empresa de transporte de gas natural de la Argentina a través de más de 9.200 km. de gasoductos que atraviesan las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, y Buenos Aires.: Transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste del país hacia los centros de consumo urbanos.

Durante sus 28 años de historia, TGS se ha desarrollado y evolucionado como una empresa que ofrece servicios integrados para la industria del gas natural, ya que afianzó nuevos negocios, que se sumaron al servicio público de transporte de gas, como el procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural, servicios Midstream en Vaca Muerta y telecomunicaciones, a través de la empresa Telcosur.

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Affronti, CEO de YPF, presidirá la CEPH hasta el 2023

Sergio Affronti, CEO de YPF, fue elegido presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para el período 2021-
2023.

Esta elección se llevó adelante durante la Asamblea Ordinaria anual de esta
Cámara, de la que participaron 33 empresas productoras y en la cual se
designaron a los miembros de la nueva Comisión Directiva, por unanimidad.

Affronti, agradeció a sus pares por la confianza depositada en YPF (compañía de mayoría accionaria estatal) para llevar adelante la gestión de la Cámara y convocó al sector a trabajar en forma conjunta para promover la actividad en favor del desarrollo del país.

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TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por servicios de midstream

TGS y Oilstone firmaron un acuerdo por siete años, para que TGS brinde sus servicios de compresión y acondicionamiento de gas natural, desde su planta de acondicionamiento en Plaza Huincul. De esta manera consolida su rol como Midstreamer en la provincia del Neuquén.

El acuerdo con Oilstone, incluye servicios por un volumen que podrá llegar a los 300.000 m3/día de gas natural, sumando el desarrollo de obras de recuperación y optimización de infraestructura, necesarias para efectivizar la llegada, el ingreso y la medición del gas a la planta Plaza Huincul de tgs.

Este convenio, permitirá agregar valor a la producción de hidrocarburos, en las cuales Oilstone actúa como operador. Abarca la prestación de servicios a la producción de gas natural de las concesiones Cerro Bandera, – de la cual Oilstone es titular del 100% de la concesión -, y Puesto Cortadera y Portezuelo Minas, – concesiones que forman parte de la UTE Dorsal, conformada por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Oilstone.

“Este acuerdo de trabajo conjunto profundiza aún más la visión del negocio de TGS, proyectado en ser un socio estratégico para proveer servicios a toda la cadena de valor del gas natural. En un momento de tanta incertidumbre, generamos alianzas con empresas líderes, que no consolidan como una empresa de servicios integrados, y nos permite promover el desarrollo y el trabajo de mano de obra local de pequeñas y medianas empresas instaladas en Neuquén”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.

Diego Garzón Duarte, CEO de Oilstone celebró el acuerdo alcanzado con TGS, “una empresa con gran trayectoria y experiencia en el negocio del gas natural, y a través del cual permitirá a nuestra compañía poder continuar el sendero de crecimiento de producción constante que hemos venido desarrollando desde nuestros comienzos”.

Para el inicio de las operaciones, el área de servicios de TGS realizó las obras de infraestructura necesarias y la prueba hidráulica de un gasoducto de captación de Oilstone, que vincula las áreas de explotación con la Planta Plaza Huincul. Ambas acciones se llevaron a cabo de forma exitosa y en un plazo menor al previsto originalmente, posibilitando adelantar la fecha de ingreso del gas natural.

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Gobierno fijó plazo de hasta dos años para culminar la RTI del gas y electricidad en el AMBA

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional dispuso iniciar el proceso -con una meta a dos años- para renegociar la Revisión Tarifaria Integral (RTI) vigente en el caso de las empresas a cargo de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur, MetroGas), y hacerlo en el marco de la Ley 27.541, de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en  la Emergencia Pública, aprobada en diciembre de 2019.

En ese contexto, prorrogó por 90 días el actual congelamiento de las tarifas que rige para estos servicios, ratificó que habrá Tarifas de Transición, y extendió la vigencia de las Intervenciones en el ENRE y el ENARGAS.

La medida fue dispuesta a través del Decreto 1020/2020 publicado en el Boletín Oficial, y establece que el plazo para la renegociación “no podrá exceder los dos años” (a partir de 16/12/20), Suspende hasta entonces los cuestionados acuerdos de RTI alcanzados durante el gobierno anterior “atento a existir razones de interés público”.

“El proceso de renegociación culminará con la suscripción de un Acta Acuerdo Definitiva sobre la RTI, la cual abrirá un nuevo período tarifario según los marcos regulatorios” para el Gas y la Electricidad, señala la norma.

El Poder Ejecutivo encomendó ahora a los organismos reguladores ENRE y ENARGAS  encarar las respectivas revisiones tarifarias pudiendo ampliarse el alcance de la renegociación conforme a las particularidades de cada sector regulado, considerando la reestructuración determinada en la Ley 27.541. Asimismo, determinó que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados”.

El Decreto ahora publicado vino a ratificar lo preanunciado hace unos tres meses por funcionarios del área energética en el sentido de que habría de disponerse un período de transición tarifaria para estos servicios. Pero ahora se sabe de plazos para dicha transición y arribar a una nueva RTI.

Los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del ENARGAS y del ENRE, así como del Ministro de Economía, quienes los suscribirán “ad referendum” del Poder Ejecutivo Nacional.

El artículo 6 del decreto 1020/20 detalla que el ENARGAS y el ENRE “tendrán a su cargo, dentro del proceso de renegociación respectivo, las siguientes funciones y facultades”:

.- Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.

.- Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del Sector Público Nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los Entes Reguladores establezcan.

.- Requerir del concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y descentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional.

.- Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Concedente y las licenciatarias o concesionarias, las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.

Asimismo, los Entes Reguladores deberán organizar un banco de datos del proceso de renegociación debiendo ordenar sectorialmente toda la información requerida y presentada por cada sector regulado disponiendo en sus respectivos sitios web la información receptada, salvo excepciones dispuestas por normas especiales y considerando el acceso a la información pública.

.- Llevar adelante los regímenes de audiencia pública, de consulta pública y de participación ciudadana que resulten pertinentes en relación con los respectivos contratos o licencias de servicios públicos involucrados.

El decreto definió que “a los efectos del proceso de renegociación un Acuerdo Transitorio de Renegociación es todo aquel acuerdo que implique una modificación limitada de las condiciones particulares de la revisión tarifaria hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo de Renegociación”, que establecerá un Régimen Tarifario de Transición hasta las resoluciones que resulten del Acuerdo Definitivo.

Por lo tanto, un Acuerdo Definitivo de Renegociación “es todo aquel que implique una renegociación definitiva de la RTI y, en su caso, de los aspectos complementarios acordados por las partes”.

A los efectos de tal revisión tarifaria se determinó además la aplicación de “mecanismos que posibiliten la participación ciudadana”,  contemplando las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado por el Decreto 1172/2003 o bien el régimen propio de participación que cada Ente Regulador disponga conforme su normativa vigente.

“Cumplidos los mecanismos de participación ciudadana, los proyectos a suscribirse y aquellos relacionados serán enviados a la Procuración del Tesoro de la Nación y a la Sindicatura General de la Nación para su intervención sobre el cumplimiento de las normativas respectivas y correspondientes, previstas para la suscripción de los acuerdos”.

En caso de no ser factible arribar a un acuerdo, el decreto 1020/20 establece que los Entes Reguladores deberán dictar, “ad referéndum” del Poder Ejecutivo Nacional, el nuevo régimen tarifario para los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica y gas natural que se encuentren bajo jurisdicción federal” siguiendo el procedimiento establecido para la celebración de acuerdos, en lo que resulte pertinente”.

El flamante decreto además prorrogó el plazo de mantenimiento (sin cambios) de las tarifas de energía eléctrica y gas natural establecido en la Ley  27.541 (180 días) en el marco de la Emergencia Pública, prorrogado luego (por otros 180) mediante el Decreto 543/20. Ahora establece “un plazo adicional de 90 días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición” para los servicios públicos mencionados que están bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero”.

El artículo 12 del decreto prorrogó la intervención del ENARGAS y del ENRE, incluyendo mandas y designaciones, “por el plazo 1 año desde su vencimiento o hasta que se finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el presente, lo que ocurra primero”.

Durante la vigencia de la intervención, el ENRE mantendrá su competencia sobre el servicio público de distribución de energía de las concesionarias Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDENOR) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (EDESUR), se puntualizó.

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Edesur inauguró una obra que beneficiará a 60 mil clientes del sur del conurbano

Edesur inauguró una importante obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.

Nicola Melchiotti, Country Manager de Enel Argentina.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.

El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron los anfitriones. “Es un día muy importante para los vecinos de la zona, que verán una mejora sustancial en la calidad del servicio. Con esta obra, que se suma a todo lo que venimos haciendo en los últimos años, reforzamos nuestro compromiso por elevar los estándares de calidad del servicio”, resaltó Palumbo.

El secretario de Energía, Darío Martínez, estuvo presente en el acto de inauguración.

Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV. Nuestros equipos tendieron además 45 kilómetros de red de media tensión.

 Así, Edesur sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes.

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Manzano firma acuerdo de confidencialidad y prepara una oferta formal por Edenor

Un grupo de empresarios locales encabezado por José Luis Manzano firmó un acuerdo de confidencialidad (NDA, por sus siglas en inglés) con Pampa Energía para avanzar con la compra de Edenor, buque insignia del holding que preside Marcelo Mindlin. Manzano, su socio Daniel Vila y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, único fabricante de cloro en la Argentina, preparan una propuesta formal con la intención de presentarla a fines de la semana que viene o más tardar, la siguiente, según indicaron a EconoJournal fuentes con acceso a la negociación.

La oferta económica estará en cabeza de los tres empresarios, que están en el proceso de conseguir los avales y garantías necesarias.

  • Pero en el plano técnico, la propuesta estará en cabeza de Inversora Andina de Electricidad SA, una sociedad que es propietaria de Sodem, la controlante de Edemsa, la distribuidora eléctrica de Mendoza.

La elección de Inversora Andina apunta a facilitar la aprobación de antecedentes por parte del ENRE, el ente regulador de electricidad que llegado el caso deberá aprobar el eventual desembarco de Manzano y sus socios en Edenor.  

Mindlin está dispuesto a vender su buque insignia si la oferta económica es atractiva.

Socios

De las negociaciones también participan otros empresarios que acompañan a Manzano, que hace dos meses concretó una oferta por Naturgy, la segunda distribuidora de gas del país, a cambio de US$ 60 millones que finalmente no prosperó. Entre los co-equipers menos visibles figura, por ejemplo, Jorge Aidar Bestene, un empresario con base en Chubut (es dueño del grupo de medios Jornada y de una de las mayores constructoras de la zona), con aceitados contactos políticos en la región del valle que conforman localidades como Rawson y Puerto Madryn.

Aidar Bestene fue asesor de la gobernación durante la última administración de Mario Das Neves. Hoy está muy cerca de Ricardo Sastre, intendente de Puerto Madryn, uno de los candidatos que aspira a disputar la gobernación provincial en 2023.

Del proyecto de adquirir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, también participa el inglés Micheal Stevens, un empresario inglés con conexiones con el mercado financiero en Londres, que acompaña a Manzano en algunas de sus empresas en el sector energético, como Phoenix Oil&Gas.  

Oferta

El grupo Manzano está en estos días evaluando el estado financiero de Edenor en base a documentación pública. Germán Ranftl, CFO de Andes Energía y hombre de extrema confianza del ex ministro menemista, es quien lidera el análisis del activo. Aún no existe un due dilligence formal. Esa instancia recién podría iniciarse sólo si Pampa ve con buenos ojos la oferta económica por su distribuidora.

Manzano, Vila y Filiberti están buscando los avales para concretar una oferta de unos US$ 140 millones por el 51,8% de Edenor que pertenece a Pampa Energía. “Como tope se evalúa una oferta de US$ 200 millones”, indicó una de las fuentes consultadas. El resto del paquete accionario se lo reparte entre la Anses y la Bolsa porteña. “Si se suma la deuda de Edenor (que asciende a US$ 103 millones), la operación ascendería, como mucho, hasta los US$ 300 millones”, agregaron.

Desde Integra se excusaron de realizar comentarios ante la consulta de este medio. Y desde Pampa indicaron que “existen conversaciones, pero ninguna oferta formal”.

El sentido de la operación

La distribuidora eléctrica cuenta con tres millones de clientes y un área de concesión que abarca una población de 9 millones de personas y más de 350.000 empresas, del norte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y el noroeste del Gran Buenos Aires. Hasta 2005 estuvo controlada por la firma EDF International, una subsidiaria de Electricité de France, que ese año se la terminó vendiendo al grupo que lidera Mindlin a cambio de unos US$ 100 millones.

Pese a que los gobiernos kirchneristas mantuvieron congelada las tarifas eléctricas entre 2003 y 2015, la compra de Edenor representó un negocio exitoso para Pampa, que en 2007 la hizo pública y comenzó a cotizar en Wall Street. En ese proceso, los accionistas del holding se desprendieron de un paquete de acciones y recaudaron unos US$ 700 millones. Edenor tenía en ese momento un valor bursátil cercano a los US$ 1200 millones.

Oferta Pública de Acciones

Si la operación de compra prospere, Manzano no tendrá la posibilidad de monetizar el valor de la compañía en la bolsa porque Edenor ya está listada en Nueva York. Tampoco podrá desprenderse de más acciones porque la regulación no autoriza a subdividir el paquete que hoy controla Pampa.

Al contrario, si finalmente lograr encaminar la negociación por Edenor, el consorcio Manzano-Vila-Filiberti estará obligado a realizar una Oferta Pública de Acciones (OPA) a los tenedores minoristas de Edenor. Es lo que marca la normativa local. “Quien tome el control de la distribuidora deberá hacer una oferta de compra al resto de los accionistas por el valor promedio de la acción en los últimos seis meses. No es probable que la Anses quiera vender su participación. Pero el universo de minoristas debe tener la opción de salir”, explicó un financiero que sigue de cerca la operación.  

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Servicio y capacitación adaptado al cliente: la experiencia de 20 de Junio con Volvo Buses

Finaliza un año lleno de desafíos. Contar con aliados que han estado a la altura de las circunstancias ha sido el factor diferencial para afrontarlo. Es así que la empresa sanjuanina Transporte Automotores 20 de Junio – cliente de Volvo Argentina desde hace más de 10 años – confía en la excelencia de los servicios y capacitaciones de Volvo Trucks y Buses.

A inicios de este año, Transporte Automotores 20 de Junio recurrió a la compañia ante el nuevo desafío que se le había presentado: el transporte de personal de mina Veladero. Para brindar dicho servicio, la empresa sanjuanina adquirió una flota compuesta por 9 unidades del bus Volvo B380. Asimismo, continuó la expansión de su principal actividad incorporando 11 unidades doble piso, que llevan el chasis Volvo B450, para los trayectos de larga distancia de transporte de pasajeros.

Desde su concesionario Libertadores – que atiende comercialmente la venta de buses, camiones nuevos y usados, y el servicio de venta de repuestos y servicio de mantenimiento para la provincia de San Juan y Mendoza – Volvo le ha brindado a la empresa sanjuanina dos tipos de servicios fundamentales, en función de cada unidad de negocio que tiene el cliente.

Desde Libertadores se realizan servicios de forma rutinaria y sistemática: dos veces por semana vamos con mecánicos y vendedores de repuestos a San Juan y hacemos visitas programadas para evitar que el cliente tenga que acercarse a Mendoza a comprar piezas y traer vehículos. Nos trasladamos a las instalaciones del cliente, siempre considerando los protocolos de acceso frente a la pandemia”, destaca Facundo Sosa, Director General de Gotland y Libertadores.

Por un lado, se realizaron las estimaciones para asegurar la correcta provisión de repuestos y los servicios para mantenimiento preventivo de vehículos. “El servicio de mantenimiento in situ es fundamental. Primero porque las unidades trabajan de lunes a viernes, y el único día que pueden parar es el sábado. Volvo tuvo mucha predisposición para adaptarse y hacerlo en las unidades de la empresa, que nos permitió optimizar los tiempos y reunir a la flota toda junta”, resalta Evaristo Ales, Presidente de Transporte Automotores 20 de Junio.

Por otro lado, se encuentra la capacitación para lograr una conducción eficiente, ya que se trata de vehículos de un gran nivel de tecnología y requieren choferes capacitados para su correcto uso y para minimizar el costo operativo de la utilización del bus. “La capacitación que recibimos para el personal de conducción y staff de mantenimiento fue fructífera, porque compartieron conceptos que uno da por sentado y nos fueron muy útiles sobre todo para el personal de conducción. No solo el contenido sino la manera en la que la gente que vino a capacitar fue muy didáctica, y ya estamos pensando en repetir”, indica el ejecutivo de Transporte Automotores 20 de Junio.

De cara al 2021, el desafío es profundizar la cercanía con el cliente: “la clave está en acompañar como socio del negocio en función de la demanda de servicios, que está relacionado con su nivel de actividad”, destaca el director de Libertadores.

Motivados por la calidad de atención en los servicios y la confiabilidad de los repuestos, la compañía de transportes sanjuanina continúa apostando a Volvo Buses para sus diversas actividades. Por su parte, la empresa sueca continúa desarrollando productos en función de las necesidades de los clientes, enfocados en brindar el máximo rendimiento de las unidades y rentabilidad del negocio, mediante la adecuación de sus servicios de la manera más eficiente. 

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Nación reimpulsa el tren a Vaca Muerta con inversión de u$s800 millones

El tendido unirá Añelo con el puerto de Bahía Blanca, aunque en Nación esperan que también pase por el rionegrino de San Antonio Oeste. Optimismo de gobernadores Gutiérrez y Carreras. El paso del ministro de Transportes de la Nación, Mario Meoni, por Neuquén y Río Negro trajo optimismo a los gobernadores de ambas provincias, Omar Gutiérrez y Arabela Carreras, ya que el funcionario apuntó como prioridad para la Casa Rosada la reactivación desde 2021 del tren Norpatagónico que unirá la neuquina Añelo, cabecera de Vaca Muerta, con el puerto bonaerense de Bahía Blanca y también (en planes) con el rionegrino de San Antonio […]

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YPF confirmó una inversión de 150 millones de dólares para Mendoza

El secretario general del Sindicato de Jerárquicos de Petróleo de Cuyo, Julián Matamala, y el titular del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Cuyo, Gabriel Barroso, fueron recibidos por el CEO de YPF, Sergio Affronti, quién les confirmó una inversión de 150 millones de dólares en obras para Mendoza e importantes proyecciones laborales. “Tuvimos la oportunidad de expresar nuevamente nuestra preocupación por la situación de los trabajadores y empresarios del sector, mencionando las pocas o bajas proyecciones en la actividad. Obtuvimos una respuesta muy esperada y por lo que venimos trabajando hace mucho tiempo con la compañía del Sindicato de Petroleros Privados“, detalló Matamala luego del […]

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Vista Oil exportará otros 470 mil barriles desde Vaca Muerta

La empresa vuelve a salir al mercado internacional con el crudo de su bloque Bajada del Palo Oeste, uno de los de mejor desempeño del segmento shale. Vista Oil & Gas exportará 470.000 barriles de shale oil desde Neuquén. El envío es un nuevo capítulo en las ventas al exterior que logró la empresa durante el 2020, y es una muestra más del potencial que ya indagaron las petroleras con bloques en Vaca Muerta durante la crisis provocada por la pandemia del coronavirus. El envío tendrá como destino Estados Unidos. Se trata de petróleo Medanito (tal como se denomina al crudo de la Cuenca […]

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Brasil subasta concesiones de transmisión eléctrica y espera elevada disputa

Brasil licitará este jueves once concesiones para tender y operar líneas de transmisión eléctrica en el país que, en caso de que sean totalmente adjudicadas, generarán inversiones por 7.340 millones de reales (unos 1.445 millones de dólares), en una subasta en la que se espera una elevada disputa. Las concesiones ofrecidas en el certamen, promovido por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel, regulador), prevén la instalación de más de 1.959 kilómetros de líneas de transmisión y de subestaciones con capacidad de transformación de 6.420 megavatios (MWA) en nueve de los 27 estados del país. La subasta será realizada en […]

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Ganar dinero y descontaminar el planeta: dónde están invirtiendo los que manejan grandes fortunas

Wall Street no les daba mucha importancia. Las energías renovables eran caras de producir y estaban lejos de ofrecer una rentabilidad atractiva. Pero en los últimos años este tipo de inversiones verdes han ganado terreno, en la medida que los avances tecnológicos abarataron sus costos de producción y cada vez hay más empresarios interesados en apostar por ellas. Incluso este año hay levantado la voz organizaciones de inversores que presionan a las grandes compañías para que “desclasifiquen” en sus balances financieros los riesgos que el cambio climático provoca en sus activos y detallen cuál es su huella de carbono. Amit […]

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El gobierno adjudicó las ofertas del Plan Gas y solo resta cubrir el pico del invierno

Como había informado EconoJournal, los precios oscilaron entre US$ 2,40 y US$ 3,66 por millón de BTU, promediando los US$ 3,50. Ese valor no será trasladado en su totalidad a tarifas. Por lo tanto, será el Estado Nacional el encargado de subsidiar la diferencia. La secretaría de Energía adjudicó este martes las ofertas del Plan Gas a través de la resolución 391/20. Como el volumen ofrecido por las petroleras se había ubicado por debajo del cupo de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) fijado como base no hubo sorpresas al momento del reparto. «Este es el punto de partida para un proceso […]

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Finalmente, fueron por el agua

Ya había un índice en la muy seca California, pero ahora hay uno internacional en Nueva York. La posibilidad de que sea una commodity que haya que pagar a nivel país. Estados Unidos siempre tiene a mano un instrumento financiero para aplicarle a los recursos esenciales de los 194 países del planeta. Pasó en 2008 con los mercados a futuros de alimentos en el Chicago Board of Trade. Acaba de llegar ahora el turno del agua, pero el negocio se mudó a Nueva York. Por quién doblan las campanas de Wall Street se hubiera preguntado Hemingway si viviera. Por ese […]

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Plan Gas.Ar: PAE y CGC se adjudicaron 10,8 millones de m3/d

Representa poco más del 50% del cupo que tenía la cuenca sur, conformada por Chubut, Santa Cruz y Tiera del Fuego. El resto pertenece a dos empresas con operación en la Isla. El precio ofertado va de los USD 3,39 a los USD 3,59 el millón de btu. Ese miércoles, la Secretaría de Energía de Nación, oficializó en el Boletín Oficial la Resolución 391, que determina la adjudicación de los volúmenes de gas para los próximos cuatro años. Se buscó cubrir 70 millones de m3/d destinados a las distribuidoras de todo el país, y a las centrales de generación eléctrica a través de Cammesa, a partir […]

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Darío Martínez inauguró obras de energía en el conurbano bonaerense

El secretario de Energía participó del acto que se desarrolló en el municipio de Glew. El secretario de Energía, Darío Martínez, inauguró hoy obras para mejorar el suministro eléctrico de 200 mil habitantes del sur del conurbano bonaerense, con una inversión de 10 millones de dólares. Durante el acto, se puso en marcha la subestimación Glew, operada por la distribuidora Edesur, que fue ampliada y repotenciada. Según indicaron en Agencia NA, los trabajos beneficiarán a 60 mil clientes en los partidos de Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente. En el acto, también estuvieron presentes el intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares, y su […]

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Plan Gas.Ar: Pampa Energía es el tercer mayor oferente en la Cuenca Neuquina

A partir del 1° de enero de 2021, la compañía fue adjudicada y se comprometió a inyectar un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas a un precio medio anual de US$3,60 por millón de BTU por los próximos cuatro años en el marco del “Plan Gas Ar”. Con un incremento de más del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal y figura en el top 5 a nivel nacional y tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados. Además, Pampa es uno de los tres […]

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Guinea Ecuatorial espera una mayor inversión y producción de hidrocarburos en 2021

A medida que 2020 llega a su fin, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos se complace en anunciar la conclusión de varias reuniones para la evaluación de los Programas de Trabajo y Presupuesto de 2021 relacionados con el desarrollo de los campos de petróleo y gas de la República de Guinea Ecuatorial. Las reuniones se llevaron a cabo en las ciudades de Malabo y Bata para examinar cuidadosamente la dinámica de exploración y producción del país y establecer una hoja de ruta para 2021. La República de Guinea Ecuatorial se ha visto tocada como todos sus vecinos por las restricciones provocadas por la pandemia Covid-19 y la posterior […]

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Biocombustibles: Hace mas de 8 meses que no se cumple con el corte obligatorio

La Cámara Argentina de Biocombustibles adhirió al pedido de las entidades sectoriales para que se restablezca prontamente el corte con biocombustibles en el mercado interno, y que las petroleras deben cumplir para la elaboración de naftas y gasoil. Las entidades empresariales aseguran que no se cumple desde hace más de ocho meses con los porcentajes legales de corte obligatorio; siendo, por otra parte, importador de más del 30% del gas oil que se consume, y existiendo capacidad ociosa de combustibles renovables y alternativos de producción. Carbio reiteró la “urgencia de avanzar en un nuevo proyecto de ley en sinfonía con el formulado […]

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Una transición hacia las metas del Acuerdo de Paris

La pandemia redujo las emisiones contaminantes de dióxido de carbono a nivel global. Aunque las mismas volvieron recientemente a su nivel habitual, el contexto “post-pandemia” brinda una oportunidad inigualable para fomentar la transición hacia las energías renovables. Argentina aumentó en la última década un 28% la generación de energía de estas fuentes. Aunque el freno impuesto por la pandemia redundará en magros desempeños para la mayoría de los sectores productivos a nivel global, el energético será uno de los más afectados, desde que la crisis sanitaria ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor. […]

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El intendente de Añelo, con agenda petrolera en Buenos Aires

Milton Morales se reunió con directivos de varias operadoras para delinear trabajos conjuntos. El futuro del municipio cabecera de Vaca Muerta. Con una agenda apretada en Buenos Aires, el intendente de Añelo, Milton Morales, le contó a +e que empieza a verse la reactivación, pero que todavía queda mucho camino. En capital federal, el jefe comunal se está reuniendo con directivos de Total, Chevron, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y también YPF, todas las compañías que tienen bloques con objetivo en la formación Vaca Muerta. Después de meses de parate por la crisis que provocó la pandemia del COVID-19, recién estas últimas semanas empezó a vislumbrarse más optimismo por parte de las petroleras. El horizonte […]

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GNC: Se creará una mesa de negociación entre Secretaría de Energía, ENARGAS y los estacioneros

Ayer se llevó a cabo una nueva instancia de la Comisión Usuarios Expendedores de GNC en el ámbito del Ente Regulador. Si bien no hubo definiciones sobre el encuadre de las bocas de carga en el Plan Gas, se abre una posibilidad para incluir a las Estaciones de Servicio. La exclusión de las Estaciones de Servicio de GNC dentro de los alcances del Plan GasAr, fue el eje de debate en la Comisión Usuarios Expendedores, convocada por el Ente Nacional regulador de Gas y realizada ayer de manera virtual. Como es de público conocimiento, el Decreto 892/2020 que dio origen […]

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Se lanzó la nueva YPF Ruta: Una plataforma de soluciones inteligentes para flotas

La nueva YPF RUTA suma más tecnología para transformarse en una solución integral para la gestión de todo tipo y tamaño de flotas de cualquier actividad. Tiene alcance nacional YPF presentó la nueva YPF Ruta, una plataforma destinada a empresas, pequeñas medianas o grandes de cualquier rubro o segmento, con soluciones inteligentes que permiten gestionar todo tipo de flotas de una forma más simple, eficiente y confiable. Se trata de la evolución tecnológica del programa de servicios para la logística que la compañía operaba con más de 10.000 clientes y 300.000 vehículos adheridos. Según explicaron en la petrolera, no se […]

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Manifestantes de ATE levantaron el corte a refinería de Plaza Huincul

Se normalizó el ingreso y egreso de los camiones y vehículos desde el complejo industrial de YPF. El sector disidente de la conducción provincial de ATE levantó este mediodía el corte a la refinería de YPF en Plaza Huincul. Volverán el próximo viernes a manifestarse frente a la delegación del ISSN, en Cutral Co. La medida se hizo para reclamar la actualización de los sueldos según el IPC, la recategorización de trabajadores y un bono navideño. Esta protesta se llevó adelante en coincidencia con la que se adoptó frente a los portones del Consejo Provincial de Educación (CPE) en Neuquén capital. Ante una posibilidad de reunión en la […]

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Energía solar y almacenamiento: empresas de Uruguay avizoran crecimiento del mercado 

M2G Soluciones vio una gran oportunidad en el mercado uruguayo y no dudó en avanzar. Su equipo pasó de enfocarse en instalaciones masivas de generación distribuida para el sector residencial a soluciones energéticas con tecnología fotovoltaicas y almacenamiento para el segmento comercial e industrial.

Hoy, sus principales clientes son fábricas, centros de salud, comercios mayoristas, frigoríficos, supermercados y estaciones de servicio, que guardarían especial atención en incorporar paneles solares y bancos de baterías para cubrir parte de su consumo energético y almacenar excedentes.

Como gran logro a menos de seis meses de su creación, esta empresa jóven cerró más de 10 contratos por 2 MW de potencia; de los cuales, 5 instalaciones se encuentran en ejecución. Además cuenta con 20 proyectos adicionales en estudio por otros 2 MW.

Parte importante de aquel éxito en sus negocios, se deben a la aplicación de los beneficios contemplados en el Decreto 268/2020, que abrió nuevos horizontes de inversión en tierras charrúas.

“Nos sorprendimos por el crecimiento que se dio a partir del Decreto 268. Nos vimos desbordados de trabajo”, consideró Marcos González, director de M2G Soluciones.

Durante su participación en el evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) «Inversiones en energías renovables: perspectivas y desafíos 2021» el empresario explicó que si bien la pandemia habría modificado los planes iniciales de esta compañía, las oportunidades de nuevos proyectos fueron apareciendo en distintos segmentos.

Marcos González, director de M2G

“Nosotros comenzamos siendo una empresa orientada al sector residencial en forma masiva, pero con el Régimen de Inversiones nos enfocamos a empresas de mediano y gran porte para apalancar proyectos de inversión a través de fotovoltaica”, repasó Gonzalez.

Y agregó: “el futuro que presenta la fotovoltaica es bastante prometedor”.

También fue trascendente el Decreto N° 27/020, que permite la generación de energía eléctrica a partir de una instalación de baterías no conectada a la Red de Interconexión.

“Hoy por hoy, las condiciones de storage están dadas inicialmente. Esto va a traer un desarrollo que, como lo fue con la fotovoltaica, hará bajar los costos. Muchos proyectos que antes eran inviables hoy pueden realizarse aún más apalancados por el decreto de la COMAP”, resaltó el empresario.

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ICM propone transformar subsidios eléctricos en bonos solares para generación distribuida

“Vemos cantidades escandalosas de recursos dedicados al subsidio eléctrico cuando se pueden sustituir por bienes de capital generadores de electricidad que van a bajar los costos en toda la cadena completa y además las emisiones de gases de efecto invernadero”, consideró Daniel Chacón Anaya, director del área de Energía en Iniciativa Climática México (ICM).

Durante el webinar internacional «Soluciones Solares para reactivar la economía de América Latina y el Caribe», el referente de ICM explicó que redireccionando subsidios eléctricos existe una gran oportunidad para que usuarios adquieran sistemas de generación renovable y que estos se paguen a sí mismos mediante un esquema de financiamiento novedoso.

“Una vez terminado el pago del financiamiento, la electricidad es gratis y desaparece el costo financiero para el Estado y todos los mexicanos”, aclaró el referente de ICM, mientras presentó un gráfico explicativo de cómo sería la transformación propuesta.

Aquello se ajustaría a lo propuesto por el Programa Hogares Solares que consiste en recanalizar el subsidio hacia inversiones en techos solares, evitando costos de generación y transmisión eléctrica y reduciendo el costo de la energía para los usuarios.

Ante esa propuesta surgirían distintos desafíos para la eliminación de subsidios que tendrían que ver con barreras de carácter político, intereses creados durante la vigencia de los subsidios, la oposición de quienes se oponen a su desaparición, entre otros.

Entre las soluciones que se han pensado, Anaya repasó 5 principales:

  • Eliminarlos de golpe
  • Reestructurarlos para aplicarlos a los deciles de ingresos más bajos
  • Mejorar las eficiencias de los procesos energéticos
  • Aprovechar que las nuevas tecnologías son más baratas que las convencionales y usar los subsidios para cambiar los procesos energéticos
  • En caso de nuevas tecnologías que apenas comienzan a despuntar, comenzar a planear su introducción

Para aplicarlo en el escenario mexicano, Deloitte México, empresa de asesoría financiera, realizó distintos estudios para comprobar la factibilidad técnica y financiera de aplicarse esta alternativa de bono solar.

“Nos preguntamos cómo iba a ser el sistema de monitoreo, quién iría a verificar que los privados hayan instalado bien los techos solares, cuáles van a ser los criterios para pagar los hitos y cómo se irían a deducir, entre otros”,  declaró Eduardo de la Peña, socio de Deloitte.

Entre los resultados de aquellos estudios destacamos la estructura operativa que arrojó para su implementación en el mercado mexicano:

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Huawei lanza a través de Efergía su línea de inversores solares para generación distribuida en Argentina

La energía renovable ha sido el gran protagonista del sector eléctrico en Argentina, acompañando las tendencias mundiales, gracias a la cantidad de megavatios que se han desarrollado en los últimos años.

La solar fotovoltaica logró varios parques en operación, en donde más del 75% cuentan con inversores Huawei. Esta tecnología, que ahora está también disponible para hogares e industrias, gracias a la Ley Nacional 27.424, hoy cualquier usuario del servicio público de distribución puede generar su propia energía.

«Los inversores Huawei presentan características únicas en el mercado, son aptos  parabaterías ya que todos los inversores residenciales tanto monofásicos como trifásicos son híbridos  (pueden trabajar tanto ongrid como offgrid) e integración con optimizadores Huawei para maximización de la generación», valoran desde Efergía, distribuidor oficial en Argentina.

Y valoran que «en caso de aun no contar con la reglamentación correspondiente en la distribuidora o cooperativa en donde se encuentra la instalación Huawei ofrece la opción de mayor versatibilidad  de control de potencia y de inyección cero en todos sus modelos».

Gracias al monitoreo remoto de todas las variables del sistema y la protección de arco eléctrico inteligente que reduce al máximo cualquier riesgo de incendio, permite contar con una instalación segura las 24hs.

«Huawei Argentina garantiza uno de los niveles de funcionamiento y rendimiento más altos del mercado, es por eso que cuenta con una garantía de hasta 20 años. Con el mejor servicio postventa gracias al callcenter 24hs en español», resaltan desde Efergía.

Efergía cuenta además acuerdos con las principales marcas de la industria solar junto con Huawei Solar, como por ejemplo LONGi Solar en el caso de paneles solares, estructuras de montaje Solarmet desarrollada junto con Aluar y cables solares IMSA entre otros.

Los 3 centros logísticos de Buenos Aires, Córdoba y Rosario permiten contar con una cobertura a nivel nacional.

A través de Efergía Academy, es posible contar con contenido actualizado para la formación profesional de instaladores de energía solar fotovoltaica con el objetivo de lograr la excelencia en las instalaciones efectuadas por sus clientes.

«El futuro ya llegó a Argentina y Efergía es el aliado del gremio instalador para que puedan ser parte», concluye un parte de prensa de la firma.

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«Plataforma H2Argentina»: el clúster que empuja una hoja de ruta del hidrógeno verde

Plataforma H2Argentina promueve espacios de intercambio y cooperación para que Argentina genere condiciones propicias para las inversiones necesarias para el desarrollo de I+D, infraestructura, producción y comercialización del hidrógeno.

«Es importante para el país comenzar a ser parte también de las iniciativas de desarrollo del H2 en la región de América latina donde se conforman una muy interesante asociación entre gobiernos, empresas y entidades académicas», aseguran sus miembros.

¿Quiénes forman parte de la iniciativa? A priori, se ha conformado una mesa de coordinación con entidades académicas, no gubernamentales y cámaras de empresarias.

Las mismas son Globe (coalición de legisladores), CACME (Capítulo Argentina del Consejo Mundial de la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica), AAH (Asociación Argentina del Hidrógeno) y la UTN Buenos Aires.

A la fecha, se realizaron varias actividades con diferentes actores locales e internacionales, por caso, dos seminarios internacionales donde participaron el Secretario de Energía Nacional Darío Martínez, el Diputado Nacional Gustavo Menna (UCR-Chubut), ALMSTON, TCI-Gecomp, el Banco Interamericano de Desarrollo, Hychico, Engie Chile y Air Liquide.

En dichos seminarios participaron alrededor de 500 empresas y entes gubernamentales nacionales y provinciales.

Próximos pasos

Se retomarán las actividades públicas con el inicio del próximo año con una agenda cargada de actividades que contarán con una importante participación internacional en procura de capitalizar la experiencia de lo que ya está ocurriendo en el mundo en torno al hidrógeno “verde”.

«También a partir del próximo año iremos sumando el sector corporativo como miembros asociados a la Plataforma H2Argentina. De este modo contaremos con la participación permanente de los actores que quieren invertir y desarrollar el hidrogeno en Argentina», informa Juan Carlos Villalonga, uno de los referentes de la plataforma.

«Un aspecto estructural que estamos en un proceso de revisión de la Ley Nacional 26.123 del Hidrógeno para su actualización y relanzamiento. Este es un capítulo bien importante porque además de esa actualización viene la estructuración de una posible Hoja de Ruta para esta década y una serie de normas regulatorias que son muy importantes para el sector», agrega.

Y concluye Juan Carlos Villalonga que «luego del anuncio de la nueva meta de emisiones para 2030, que significa una estabilización de las mismas desde ahora, y la ratificación del rumbo hacia la neutralizdad de emisiones a 2050, el desarrollo de las renovables y el hidrógeno verde deberán estar en el corazón mimo de los planes energéticos».

 

 

 

 

 

 

 

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Audax consigue USD 200 millones para reactivar proyectos de energías renovables

Esta emisión se enmarca dentro del programa de bonos denominado “EUR 400,000,000 Senior Unsecured NotesProgramme Audax Renovables,S.A. 2020”, registrado con fecha 3 de julio en el MARF, y dentro de la operación de canje anunciada por la compañía el pasado 30 de noviembre de los bonos emitidos al amparo de las emisiones efectuadas en los años 2017, 2018 y 2019 por importe nominal total de 65, 35 y ampliación de esta última por otros 35 millones de euros, respectivamente.

Se produce con el objetivo de reestructuración de los vencimientos de la deuda del Grupo, consiguiendo así alargar los mismos hasta diciembre de 2027 y reduciendo el coste financiero de dicha deuda.

El destino de los fondos obtenidos, además, será financiar o refinanciar proyectos verdes, según se definen en el Marco Normativo de Referencia para Financiación Verde, aprobado en marzo por el Grupo, impulsando su apuesta por la generación de energía renovable.

El Grupo planteó esta emisión por un importe cercano a los 150 millones de euros, sin embargo, la exitosa aceptación e importante demanda del colectivo inversor, tanto nacional como internacional, ha permitido completar la emisión en 200 millones de euros.

Con ello, se ha podido lograr que la procedencia del capital inversor no sólo sea de ámbito nacional sino que, además, se han sumado importantes inversores internacionales. A nivel nacional, se ha reafirmado la apuesta del Instituto de Crédito Oficial (ICO) por el Grupo Audax, que ha vuelto a unirse en esta emisión acompañando a otros inversores institucionales, volviendo así a demostrar su apoyo a las empresasnacionales.

En esta operación, sin precedentes en el MARF a nivel corporativo, han actuado como Coordinadores GlobalesConjuntos (Joint Global Coordinators) Beka Finance S.V., S.A., Goldman Sachs International y Haitong Bank, S.A., Sucursal en España y como Co-Leads Ever Capital, S.V., S.A. y PKF Attest Capital Markets AV, S.A. Además, se ha contado con el asesoramiento legal de Garrigues y el asesoramiento financiero de EY.

Cabe recordar que el Grupo, hace pocas semanas, cerró la colocación de 125 millones de euros en bonos verdes convertibles en acciones ordinarias en el mercado internacional con una sobredemanda de 2,4 veces.

Ambas operaciones permitirán cumplir y ampliar al Grupo Audax Renovables los objetivos marcados, además de diversificar su base de inversores, nacionales e internacionales, dando un paso muy significativo para consolidar su posición en el mercado como el grupo energético independiente líder en el segmento pyme con capacidad para encabezar  la  transición energética en Europa.

Sobre Audax Renovables

El Grupo es el resultado de la fusión por absorción entre Audax Renovables, S.A. y su matriz, Audax Energía, S.A., dando lugar a un grupo energético cuyas actividades se centran en la producción de energía 100% renovable, así como en el suministro de electricidad 100% renovable y gas.

Fundada en el año 2000, en el año 2003 Audax Renovables empieza a cotizar en el mercado secundario de Ia Bolsa de Barcelona y en el año 2007 se incluye su cotización en el SIBE de la bolsa de Madrid. Actualmente, cotiza en el Mercado Continuo español bajo la denominación (ticker) ADX.MC, habiéndose incorporado al índice IBEX SMALL CAP® el 23 de marzo de 2020.

Somos el Grupo energético líder en el segmento PYME en España, garantizando un suministro eficiente de la energía comercializada a través de un proceso de integración vertical con la actividad de generación renovable, con una sólida posición financiera, y preparado para encabezar la transición energética en el mercado europeo.

El Grupo gestiona una cartera de proyectos de generación en explotación de 91 MW en España, Francia y Polonia en parques eólicos. Además, cuenta con una cartera de proyectos  fotovoltaicos de 320 MW en España, 15 MW de los cuales entrarán en operación en  las próximas semanas, mientras que otros 40 MW están actualmente en construcción. Asimismo, el Grupo cuenta también con un proyecto eólico en construcción en Panamá de 66 MW.

Audax Renovables, en su actividad de comercialización de electricidad 100% renovable y gas, está presente en España, Portugal, Italia, Alemania, Polonia, Holanda y Hungría, sumando más de 490 mil clientes.

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Vestas firma con Enel la electrificación de su propia flota de vehículos

Gracias a este acuerdo, Enel X proveerá a Vestas de la infraestructura de carga necesaria para electrificar su flota de vehículos dentro de sus mercados más relevantes.

El director ejecutivo de Enel X, Francesco Venturini, ha afirmado que la compañía tiene un «papel clave» en el impulso de la revolución de la ‘e-Mobility’, y que apoyará a Vestas en el camino hacia la sostenibilidad, además de promover la movilidad eléctrica.

Por su parte, el director de tecnología de Vestas, Anders Nielsen, ha hecho hincapié en que la empresa tiene «el deber de implementar el cambio» a la hora de llevar a cabo su transición ecológica y que su acuerdo con Enel X servirá para «ayudar a asentar el camino para un futuro más sostenible».

Enel X proporcionará a Vestas una sistema de plataformas de carga conectado con la nube y 370 estaciones de carga. Las estaciones estarán compuestas por JuiceBoxes, que permiten la carga de vehículos electrificados, y JuicePoles, que permiten la carga de dos vehículos al mismo tiempo a través de una tarjeta RFI o de una App.

La red de carga apoyará el servicio de Vestas y beneficiará a las flotas de automóviles en 15 de las áreas de mercado más grandes de Vestas, que abarcan Europa, Estados Unidos e Iberoamérica.

Vestas busca retirar todos sus vehículos convencionales para 2025, y llegar a las cero emisiones para 2030, como parte de su plan de sostenibilidad. Una vez se complete la transición a los vehículos eléctricos, Vestas prevé que se elimine más de un tercio de sus emisiones de carbono de alcance 1 y 2.

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Una transición hacia las metas del Acuerdo de Paris

Aunque el freno impuesto por la pandemia redundará en magros desempeños para la mayoría de los sectores productivos a nivel global, el energético será uno de los más afectados, desde que la crisis sanitaria ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor. El informe Descarbonización y Energías Renovables en América del Surde KPMG América del Sur, analiza el camino que la región de América del Sur viene siguiendo en materia de inversiones e incorporación de fuentes renovables a su oferta de energía, impulsada por el firme objetivo que tienen sus gobiernos y empresas de contribuir a la agenda global de descarbonización, uso eficiente de la energía y sostenibilidad. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias y enfatizar la oportunidad que el nuevo contexto ofrece al mundo para acercarnos a las metas establecidas en el Acuerdo de París.

Citando estadísticas de la International Energy Agency (IEA), en la última década mientras Uruguay aumentó su oferta de generación de origen renovable en alrededor del 114%, Chile lo hizo en un 84%, Perú en un 70%, Brasil en un 60%, Colombia en un 33%, y Argentina en un 28%. En contraste, el incremento en la oferta de generación de origen fósil durante el mismo período fue, siguiendo el mismo orden de países, del 36% (URU), 59% (CHL), 73% (PER),16% (BRA), 4% (COL) y 16% (ARG). En todos los casos, exceptuando tal vez a Perú, el aumento en la capacidad de generación renovable ha sido sustancialmente mayor al de origen fósil.

Algunos puntos de interés:

  • El sector energético es uno de los más afectados por la crisis sanitaria, desde que ha impactado en proporciones similares a todas las etapas de su cadena de valor.
  • La demanda de carbón fue una de las más impactadas por la crisis desde que China, una economía que depende fuertemente de este commodity, fue uno de los países o regiones más afectados en la fase inicial de la pandemia (a lo que se sumó una mayor competitividad en los precios del gas, el petróleo, y las energías renovables). A ésta le siguió la de petróleo y gas, por la recesión en la que ingresaron los países de altos ingresos y la inédita reducción de la actividad en los sectores del transporte y la aviación; y, finalmente, la de consumo eléctrico.
  • A pesar de este declive sectorial, la abrupta caída de las emisiones contaminantes de dióxido de carbono (CO2) puede contabilizarse como una de las principales externalidades positivas. Mientras a nivel global, la caída en las emisiones podría acercarse al 8% a fines del 2020 (volviendo a los niveles de emisión registrados una década atrás), en América del Sur podría ser mayores y del orden del 12%.
  • Si bien en la última década las energías renovables han ganado participación en la capacidad total instalada de generación eléctrica en América del Sur (entre 2010 y 2019, estas fuentes incrementaron su capacidad de generación en un 50%, pasando de 147 millones de kW a acercarse a los 220 millones de kW), la región necesitará en esta nueva etapa implementar políticas orientadas a fomentar la inversión privada en estas energías, para poder reemplazar lo que las finanzas públicas no podrán realizar.
  • Para ello, serán cruciales las medidas conducentes a levantar las barreras comerciales y los controles al movimiento del capital, de tal manera de favorecer los flujos de comercio en un escenario de caída en los precios internacionales de los productos básicos y, al mismo tiempo, mejorar la atractividad de la región a la inversión privada.
  • Asimismo, las dificultades que enfrenta el sector petrolero (caída de precios), la tendencia descendente y acelerada en los costos de generación de energía a partir de fuentes renovables, y su prioridad en el despacho e incorporación en los sistemas energéticos, conforman, junto a una mayor presión social vinculada al cuidado del medioambiente, un marco de impulso para el desarrollo de estas fuentes de energía, que podría facilitar la transición hacia una economía regional más productiva, baja en carbono y sustentable.

El objetivo principal de este trabajo es conocer más profundamente la evolución de las inversiones en fuentes de energía renovable en América del Sur y el proceso de descarbonización ligado a éstas. Asimismo, busca fomentar la discusión sobre la importancia de las energías limpias en un año que, sabemos, mostrará cifras preocupantes en materia de desempeño económico en la región como resultado de la pandemia. A pesar de ello, los países de la región no deben claudicar en un plan de desarrollo que contemple las energías renovables como parte central, entendiendo además que el camino hacia una matriz energética más limpia y basada en energías limpias no radica en eliminar las fuentes tradicionales en el corto plazo, sino en regular su desplazamiento con otras que puedan desempeñarse más eficientemente, reduciendo así su impacto en el medioambiente”, comentó Manuel Fernandes, socio líder de Energías y Recursos Naturales de KPMG en América del Sur.

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Pampa Energía invertirá U$ 250 millones para producir vía Plan Gas Ar

A partir del 1° de enero de 2021 Pampa Energía inyectará al sistema de ductos de la Cuenca Neuquina un volumen base de 4,9 millones de m3/día de gas natural a un precio medio anual de U$ 3,60 por millón de BTU por los próximos cuatro años, en el marco del “Plan Gas Ar” activado por el gobierno nacional.

Además, Pampa es uno de los tres únicos productores que ofreció un volumen adicional de gas durante el período invernal, habiéndosele adjudicado 1 millón de m3/día a un precio de U$ 4,68 por millón de BTU  (precio base por 1,3 según pautas de la licitación)).

“Este incremento en la producción resulta indispensable para acompañar la alta estacionalidad de la demanda argentina, reduciendo importaciones de gas desde el exterior, combustibles alternativos y morigerando el uso de reservas en moneda extranjera”, señaló Pampa en un comunicado.

Además, con un incremento del 20%, Pampa es la empresa con mayor crecimiento de producción ofrecida entre inyección base y período invernal (de 4,5 a 5,9 millones de metros cúbicos día) y figura tercera en la Cuenca Neuquina en cuanto a volúmenes ofertados en la reciente subasta realizada por la Secretaría de Energía.

“El posicionamiento de la compañía viabiliza “el fuerte compromiso inversor de Pampa en el sector, que alcanzará aproximadamente U$ 250 millones durante los cuatro años del Plan Gas.Ar”, se destacó.

“Esta inversión, sumada a los 350 millones de dólares invertidos en la ampliación de la Central Termoeléctrica Genelba en junio de este año, y los 200 millones de dólares que se destinarán al cierre del Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Ensenada Barragán, forman parte del plan de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la generación de energía y en la exploración y producción de gas”, indicó la empresa. 

Pampa Energía es la sexta productora de hidrocarburos de Argentina y la tercera en la Cuenca Neuquina. Está presente en 13 áreas de producción, 5 áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país (Neuquina, San Jorge y Noroeste) y opera en el 8% de la superficie de Vaca Muerta.

Cuenta con una producción aproximada de 5.000 barriles por día de petróleo y de 7.3 millones de metros cúbicos de gas por día (en participación con otras compañías).

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Cristina Kirchner toma el control de la negociación de tarifas a través de los entes reguladores y las congela al menos por otros 90 días

El presidente Alberto Fernández firmó esta noche un Decreto de Necesidad y Urgencia junto a sus ministros que determina el inicio de la renegociación tarifaria integral correspondiente a las prestadoras de transporte y distribución de luz y gas. No obstante, lo que en principio pareciera darle vía libre al aumento de tarifas en realidad significa un triunfo del ala cristinista del gobierno que venía planteando la necesidad de postergar cualquier tipo de ajuste. Esto es así porque el DNU otorga en el artículo 2 un plazo de renegociación de hasta dos años y el artículo 3 le encarga al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), dos organismos controlados por figuras que responden a Cristina Fernández de Kirchner, llevar adelante la negociación.

El decreto al que accedió EconoJournal, que se publicaría en las próximas horas, aclara en el mismo artículo 3 que “dentro del proceso de renegociación podrán preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación”, aunque es seguro que en los próximos 90 días no habrá cambios porque así se lo explicita en el artículo 11 que prorroga por ese plazo el congelamiento previsto en la Ley de Solidaridad Social y Reactivación productiva que estaba a punto de vencer.

Para que no queden dudas sobre la atribución que se le asigna a los entes reguladores en el decreto, en el artículo 4 se afirma que “a los efectos de dar cumplimiento al artículo 3 el Enargas y el ENRE quedan facultados para dictar los actos administrativos que correspondan y resulten necesarios a los fines de lo dispuesto en la presente medida, disponiendo de plenas facultades para establecer las normas complementarias de las presentes”.

El DNU no le otorga ninguna facultad en el proceso de renegociación a la secretaría de Energía. Por lo tanto, serán Federico Bernal, interventor del Enargas, y María Soledad Manin, interventora del ENRE en reemplazo de Federico Basualdo, quienes tengan a cargo esa tarea.

Luego, en el artículo 5, que “los acuerdos definitivos o transitorios de renegociación deberán formalizarse mediante actas acuerdo con las concesionarias o licenciatarias y los titulares del Enargas y del ENRE, así como el ministro de Economía, quienes los suscribirán ad referéndum del Poder Ejecutivo Nacional.

El artículo 6 del DNU detalla cuáles son las funciones y facultades que tendrán los entes reguladores:

  1. Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios.
  2. Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria y pertinente para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias, así como a todo organismo del sector público nacional, los que deberán responder en los plazos y modo que los entes reguladores establezcan
  3. Requerir el concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y desecentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional, sin que ello implique desafectación de las tareas inherentes al cargo en que dichos o dichas agentes revisten presupuestariamente. Los organismos afectados deberán prestar su colaboración suministrando los recursos humanos y la información que a dicho efecto le sean requeridos
  4. Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, novaciones, remisiones y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas, originadas en la ejecución de los contratos, entre el Poder Conicedente y las licenciatarias o concesionarias las cuales deberán formar parte de los acuerdos de renegociación.

A su vez, el artículo 12 prorroga la intervención del Enargas y el ENRE por el plazo de un año desde su vencimiento o hasta que finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por este mismo decreto.

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Quién es la secretaria de Energía que nominará Biden y cuáles son sus prioridades para la gestión

Joe Biden nominará a Jennifer Granholm, ex gobernadora y ex fiscal general de Michigan, para dirigir el Departamento de Energía, según adelantaron diversos medios estadounidenses.

Granholm, de 61 años, es una abogada de extensa trayectoria en el Partido Demócrata de Michigan, el principal estado fabricante de automóviles en EE.UU. y en el que Biden se impuso en las elecciones. En campaña el ex vicepresidente de Obama prometió implementar un plan de dos billones de dólares para impulsar la transición hacia una economía libre de emisiones y salir de la recesión causada por la pandemia.

El plan pone el foco en distintos sectores intensivos en consumo de combustibles fósiles, siendo la industria automotriz una de los más relevantes. Biden garantizó que impulsará la fabricación, venta y exportación de vehículos eléctricos, generando un millón de nuevos empleos en toda la cadena de valor del automóvil. Entre las medidas contempladas figura el estímulo a la compra de vehículos eléctricos y la construcción de 500.000 estaciones de carga, acelerar la investigación en tecnologías de baterías y apoyar el desarrollo de las capacidades de fabricación locales. Ese será uno de los temas clave de la gestión energética. La relación de la ex gobernadora (2003-2011) con la industria automotriz de Michigan habría pesado en su elección para Energía.

A su vez, se aguardan definiciones en otras áreas de gobierno, como la Comisión Federal Reguladora de la Energía y la Agencia de Protección Ambiental. La Comisión volverá a tener cinco miembros en su directorio, con un presidente demócrata, pero con mayoría republicana hasta mitad de año. El Senado aprobó a fines de noviembre los pliegos de un comisionado demócrata y otro republicano.

La cámara alta también deberá ratificar a Granholm en el cargo porque el presidente tiene la facultad para nominar a su secretario de Energía, pero es el Senado el responsable de ratificarla. Si bien el Senado está bajo control republicano se descuenta que no habrá objeciones a su designación ya que Granholm no proviene del ala izquierda del partido demócrata.  

Biden además creará un puesto en la Casa Blanca para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal. Gina McCarthy, ex directora de la Agencia Ambiental durante la presidencia de Obama, sería la elegida para trabajar con Granholm y demás funcionarios del gabinete.

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Schneider Electric Innovando en aguas misteriosas: el pensamiento de un pirata con recursos de la marina

Por Emmanuel Lagarrigue, Vicepresidente Ejecutivo de Innovación de Schneider Electric

¿Qué pasaría si los piratas, que se mueven rápido y se arriesgan, tienen los recursos de la marina cuando es necesario? Juntos, serían imparables.

Uno de los mitos más grandes en los negocios hoy en día es que la verdadera innovación solo proviene de pequeñas empresas emergentes, aquellas que pueden ser ágiles y tomar riesgos sin tener que preocuparse por ofrecer valor inmediato a los accionistas. Desde hace tiempo se entiende que la innovación dentro de una gran empresa pública es notoriamente difícil.

Pero eso no significa que las grandes empresas no puedan innovar. De hecho, un estudio reciente de IBM encontró que el 72% de los directores de innovación dijeron que las organizaciones más grandes, no los nuevos entrantes, están liderando la disrupción en sus industrias. Solo el 22% dijo que las nuevas empresas están impulsando el cambio.

Si bien las grandes empresas pueden innovar, hay muchas que simplemente no saben cómo hacerlo bien, o simplemente no saben por dónde empezar. Cuando una empresa se desempeña bien, lidera el mercado y obtiene beneficios saludables para los accionistas, puede ser difícil mirar más allá de las ganancias y del negocio actual para anticipar las amenazas externas de interrupción.

McKinsey estima que para 2027, el 75% de las compañías actuales de S&P 500 desaparecerán. Las interrupciones del mercado a menudo ocurren más rápido de lo previsto. Tomemos, por ejemplo, Netflix, que reemplazó el alquiler de videos en aproximadamente 10 años, más rápido de lo que cualquiera podría haber anticipado.

Las grandes empresas están cambiando su forma de innovar

Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación y la eficiencia para hacer crecer su negocio principal. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, y esto requiere un cambio en las prioridades y en la visión a largo plazo. Tradicionalmente, las grandes empresas no han tenido que mirar hacia afuera para resolver los problemas de los clientes. Pero en el mundo disruptivo de hoy, la clave para una innovación exitosa se basa en la creación de un ecosistema de socios (por ejemplo, capitalistas de riesgo, empresarios, gobierno y academia) que puedan trabajar juntos para crear ideas y desarrollar soluciones. Ya no es suficiente que las grandes empresas confíen en la innovación incremental para crecer. Las empresas deben cambiar la forma en que innovan, con una visión a largo plazo.

Los piratas y la marina: una alegoría muy valiosa

Steve Jobs dijo una vez que es preferible ser un pirata que en la marina, ya que los piratas pueden evitar la burocracia, actuar de manera independiente y asumir riesgos, mientras que la marina tiene reglas estrictas que seguir.

Si bien es importante hacer crecer el negocio principal, las empresas deben buscar simultáneamente una segunda vía más rápida. Para interrumpirse o crear algo completamente nuevo en el mercado, deben reconocer las limitaciones de la organización e innovar al límite con socios externos.

La colaboración con empresarios e instituciones externas puede dar a las grandes empresas la capacidad de convertirse en innovadores líderes en su campo. Los emprendedores aportan ideas disruptivas y agilidad, y las grandes empresas aportan sus profundos conocimientos, recursos y canales para probar y escalar ideas. Innovar en el límite requiere tiempo para comenzar a mostrar rendimientos positivos. Y para las grandes empresas públicas, la innovación a largo plazo puede ser un desafío: puede llevar de 5 a 7 años construir una nueva empresa y, estadísticamente, solo el 2% de estas se convierten en unicornios.
Pasos concretos a seguir para impulsar la innovación:

  1. Mostrar el valor de la colaboración de inicio

Fomentar un ecosistema colaborativo más amplio es un escenario beneficioso para las nuevas empresas y las grandes empresas. Al asociarse con empresas de cartera en proyectos de innovación, las empresas pueden acelerar la velocidad de comercialización, llenar un vacío de oferta o crear eficiencias que tengan resultados tangibles.

  1. Probar en nuevos mercados para obtener conocimientos únicos

Capturar los conocimientos del mercado y fallar más rápido son beneficios clave de trabajar con compañías externas. Las empresas incubadas pueden llegar al mercado, probar y pivotar modelos de negocio mucho más rápido que un proyecto lanzado por el negocio principal. Los programas de innovación externa pueden proporcionar información de mercado más precisa que los consultores, particularmente en tiempos de interrupción, cuando los analistas tradicionales pueden perder la marca.

  1. Empresa conjunta para ganar tracción más rápido

Hasta el 90% de las nuevas empresas fracasan, pero la tasa de mortalidad de las empresas conjuntas es considerablemente menor (40 al 60). Respaldados por los recursos y el reconocimiento de marca de las empresas matrices, las empresas conjuntas pueden ganar tracción mucho más rápido que una nueva startup. Por ejemplo, en 2019, Schneider Electric, lanzó AlphaStruxure con Carlyle Group para cambiar el modelo de negocio mediante el cual se financian, construyen y operan las infraestructuras.

AlphaStruxure diseña, construye, posee y opera sistemas de energía descentralizados que brindan sostenibilidad, confiabilidad, resiliencia y ahorros a largo plazo. Esto al ofrecer un modelo de Energía como Servicio (EaaS) que permite a los clientes estabilizar los costos de energía a largo plazo y actualizar los sistemas críticos de energía sin inversión de capital. Trabajando en un mercado con ciclos de ventas notoriamente largos y clientes reacios al riesgo, esta empresa conjunta ya cuenta con una sólida cartera de proyectos.

El éxito de la marina depende de la colaboración con piratas

Algunas personas todavía creen que solo dos personas en un garage pueden innovar y perturbar una industria, las grandes empresas están mejorando en innovar e interrumpirse a sí mismas. El secreto radica en tener una visión a largo plazo sobre la innovación, que va más allá de las cuatro paredes de la empresa. Esto significa colaborar con socios externos, asumir riesgos y tener el tiempo para experimentar, y sobre todo, estar de acuerdo con fallar con frecuencia. El éxito de la marina a largo plazo puede depender de la colaboración con piratas.

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Rappachani, tecnología en lonas

Rappachiani Lonas cumplió 20 años de crecimiento sostenido. Durante su trayectoria logró conformar una empresa muy flexible, que comprendió la importancia de la tecnología y se adaptó dinámicamente a los cambios.
Rappachani se especializa en los novedosos tanque-bolsa de lona Flexitank.

Se trata de tanques-bolsa de has ta 500 m3, aptos para el almacenamiento de líquidos de uso en la Agroindustria y Ganadería e hidrocarburos, donde son referentes indiscutidos en el mercado petrolero, certificados con las Normas de calidad ISO 9001.

También se aplica en emergencias para almacenamiento de agua en catástrofes, asistencia humanitaria y Prevención de incendios.
“El logro más importante es el equipo de trabajo que conformamos”, expresó su CEO Marcelo Rappachiani. “De cada crisis que nos tocó transitar, siempre hemos salido fortalecidos y pudimos superarlas por el acompañamiento de nuestra gente, nunca las enfrenté solo” y agregó: “contamos con un gran equipo comercial, del que estamos orgullosos porque hizo posible la trayectoria alcanzada”.

“Rappachiani, nuestro Apellido, nuestro Compromiso, nuestra Marca” es el slogan que conduce desde el principio a la empresa representando sus valores .

El equipo humano que es parte de esta gran familia comparte ese compromiso, porque encuentra desde la dirección un espacio para el diálogo, flexibilidad y apertura. Rappachiani es una empresa que desea que la gente que lo acompaña crezca de la mano.
Logramos poner al lado de la empresa a las personas que nos acompañan, desde lo emocional, lo económico y fortaleciendo el desarrollo personal”, expresa Marcelo. “Buscamos acompañar desde un lado diferente, logrando el alcance de las metas, tanto para la empresa como para su gente”

Estos 20 años vividos le permitieron a Rappachani consolidarse desde lo comercial, lo técnico y la experiencia del equipo humano que les permitió dar un paso cualitativo en cuanto a desarrollo. Rappachani proyecta para los próximos años el desarrollo de productos innovadores que le permitan mantener la vanguardia cubriendo las necesidades de los mercados.

La filosofía que rige la gestión empresaria se funda en en sus valores, lo que permitió a Rappachani posicionarse como referentes en el mercado petrolero, todo gracias a conformar un grupo interdisciplinario de profesionales que brindan asesoramiento a clientes y a la dirección de la empresa.

“Sin valores no hay manera de construir nada”, expresó Marcelo Rappachani, “es la diferencia entre tener una empresa grande o construir una gran Empresa

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Edesur duplicó la potencia de la Subestación Glew que abastece a cuatro municipios bonaerenses

La distribuidora Edesur inauguró una obra de ampliación y repotenciación de la Subestación Glew, que traerá mejoras en el suministro eléctrico a más de 60 mil clientes (unas 200 mil personas) en cuatro partidos del Conurbano: Almirante Brown, Presidente Perón, Esteban Echeverría y San Vicente.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, estuvo presente en el corte de cintas junto al subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, al intendente de Almirante Brown, Mariano Cascallares y su par de San Vicente, Nicolás Mantegazza. También participaron de la inauguración la interventora del ENRE, María Soledad Manin y Ariel Kogan, vicepresidente de Cammesa.

El presidente de Edesur, Juan Carlos Blanco, el Gerente General de la compañía, Gianluca Palumbo, y el Country Manager de Enel Argentina, Nicola Melchiotti, fueron anfitriones.

Con una inversión de 10 millones de dólares, la obra implicó la instalación de dos nuevos transformadores de 80 MVA, tableros nuevos con 32 celdas y la puesta en servicio de dos nuevos bancos de capacitores para llegar a cuatro en total. Además, se colocaron 10 alimentadores de 13.2 kV y se tendieron 45 kilómetros de red de media tensión.

Edesur destacó que “sigue con su plan de mejoras que este año implicó la inversión de unos 80 millones de dólares, que se suman a los más de 700 millones de dólares aportados desde 2016 para continuar elevando la calidad del servicio a los 2.5 millones de clientes”.

“Estamos trabajando en conjunto para mejorar un servicio esencial en un mundo que atraviesa un periodo de transición energética. Esta es sólo una muestra de lo mucho que Edesur está haciendo en cada uno de los barrios donde está presente”, resaltó Juan Carlos Blanco.

Por su parte, el secretario de Energía recorrió las instalaciones y afirmó que “vamos a llevar adelante todas las misiones que nos encomendó el Presidente (Alberto Fernández), para que desde la Secretaría estas inversiones sean una constante, porque esa inversión también tiene que ver con la confianza, para eso debemos generar reglas para que la industria invierta y genere puestos de trabajo, y que esos puestos de trabajo vayan fortaleciendo el mercado interno”.

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Puma Energy llega a su estación 350 con una nueva apertura en Santa Fe

Puma Energy inauguró una nueva estación de servicio en la localidad de Roldán, provincia de Santa Fe, alcanzando así las 350 estaciones en la Argentina. A menos de dos años de haberse instalado en el país, la petrolera se ha convertido en la cuarta más elegida por los consumidores.

La petrolera Puma Energy abrió la nueva estación de servicio en un acto que contó con la presencia del intendente municipal José María Pedretti, el concejal Mariano Mateo y el representante comercial de Puma Energy para el área, Francisco Lo Celso.

Situada en Urquiza 621 esquina Catamarca, esta estación cuenta con una ubicación privilegiada sobre la ex Ruta Nacional 9, que une la localidad de Rosario con la provincia de Córdoba. Con un promedio de ventas de 350 m3 por mes, es la de mayor venta en el área y abastece tanto a público local como al transporte de carga que transita por la ruta. 

En pleno proceso de dualización para expender también GNC -previsto para marzo 2021- entre los servicios que brinda se encuentran la venta de combustibles a través de dos islas con surtidores óctuples, lubricantes y un minimercado con cafetería y amplio surtido de productos.

“Estamos muy orgullosos de poder sumar esta nueva estación a la familia Puma Energy, que a menos de 2 años de haber llegado al país no deja de crecer y ya se encuentra entre las marcas más elegidas del mercado”, aseguraron fuentes de la compañía.

En el marco de la apertura, quienes se acerquen entre el 15 al 18 de diciembre se llevarán un obsequio de la firma. De esta manera, Puma Energy continúa con su plan de expansión en la Argentina, estimulando el crecimiento de la marca e impulsando su posicionamiento en el país.

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Galuccio visitó Vaca Muerta y aseguró que el 2021 será un año de crecimiento

El CEO de la petrolera Vista Oil&Gas, Miguel Galuccio, recorrió hoy los yacimientos de la empresa en la Cuenca Neuquina. Anunció además el pago de un reconocimiento especial por única vez para los colaboradores que estuvieron en campamento con diagramas modificados por los nuevos protocolos. Lo peor de la crisis pandémica parece haber quedado atrás y así lo demuestra la visita que hoy realizó el CEO y presidente de Vista Oli&Gas, Miguel Galuccio, a los yacimientos que la firma tiene en Río Negro y Neuquén en donde antes de irse anunció el pago de un plus por reconocimiento. Durante la recorrida […]

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“El salto de la producción está al alcance de la mano”

El lead country manager de ExxonMobil, Daniel De Nigris, habló del desempeño de la empresa el año del COVID-19 y del escenario para el sector en el 2021. El lead country manager de ExxonMobil en Argentina, Daniel De Nigris, consideró que la industria petrolera cree en “un salto cuantitativo en la producción en el mercado del petróleo”, algo que “está al alcance de la mano” si el país logra para el sector “reglas duraderas y estables en el tiempo”. En la siguiente entrevista con +e, el directivo opinó que es muy importante que el gobierno nacional y todos los actores de la industria continúen trabajando “en […]

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Plan Gas: sin suba de tarifas confirmada, adjudicaron ofertas que no cubren el invierno

La Secretaría de Energía firmó este martes la Resolución 391 de adjudicación de ofertas a las petroleras. El precio promedio es cercano a los u$s 3,50 por millón de BTU y el volumen es de 67,42 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Faltará el fluido cuando llegue el frío. La Secretaría de Energía adjudicó esta tarde las 15 ofertas para el Plan Gas, con la firma de la Resolución 391, que se publicará este miércoles en el Boletín Oficial. Como anticipó El Cronista el 3 de diciembre, los precios van desde los u$s 2,40 por millón de BTU a los u$s 3,66, para tener […]

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YPF y Techint lideran las ofertas por el plan gas

Son las que comprometen mayor producción para el suministro de gas de 2021. Aunque las empresas creen que cobrarán un precio, no está claro el mecanismo de pago, por el atraso en las tarifas. Aunque cada compañía pidió un precio por el que gas que venderá, todavía predomina la incertidumbre sobre cómo les pagarán. Una parte del importe que van a cobrar las empresas viene de las distribuidoras de gas. A esas firmas ya les postergaron un aumento tarifario -previsto para diciembre- para marzo o abril de 2021. Eso quiere decir que dispondrán de los mismos recursos en pesos para pagar que hasta […]

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Santa Fe y otras 12 provincias se relanzan a conquistar las vías

Las obras serán para la reactivación de tres líneas ferroviarias de carga y compra de material rodante para transporte de pasajeros. El acuerdo generará más de 28 mil puestos de trabajo en todo el país y beneficiará a 13 provincias. Tenemos desde la década del 90 una deuda como Nación al haber privatizado el ferrocarril, sin haber tomado medidas complementarias para continuar con servicios que le sirvan al pueblo y a la producción. De allí la importancia del firma de los acuerdos con China para fondear un renacer del Ferrocarril en Argentina. El viernes pasado, Alberto Fernández y el ex […]

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Los nuevos precios del gas en boca de pozo preocupan al sector del GNC

La Secretaría de Energía aprobó los valores del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte correspondiente al concurso público de adjudicación de 70 millones de metros cúbicos día. La subasta de la cuenca del NOA quedó desierta. A través de la Resolución 391/2020 (ver al pie), el gobierno nacional adjudicó los volúmenes correspondientes a la presentación de las 16 ofertas del Plan de Estímulo a la Producción de Gas destinadas al consumo residencial y a CAMMESA. Participaron las principales productoras del país, que deberán abastecer una demanda de 70 millones de metros cúbicos diarios a un […]

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Pereyra rompe el acuerdo salarial y reclama a las petroleras un bono de emergencia de 50.000 pesos

Aunque fue uno de los firmantes del acuerdo salarial de octubre, que se extiende hasta mayo de 2021, Pereyra reclama ahora un bono de emergencia de $ 50.000 a pagar en enero. Las petroleras le restaron viabilidad El sindicato de petroleros de la Cuenca Neuquina que dirige Guillermo Pereyra intimó hoy a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que agrupa a grandes petroleras como YPF, PAE, Total, Tecpetrol y Pluspetrol, para que abone un bono excepcional de $ 50.000 para cada operario del sector hidrocarburífero. El gremio dio un plazo de 48 horas a las empresas para que fijen «una reunión de trabajo para instrumentar […]

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YPF aumentó un 4,5% los combustibles, pero petroleras advierten que el atraso en surtidores supera el 10%

YPF aumentó a las cero de hoy un 4,5% el precio de los combustibles en todo el país. Se descontaba que la petrolera controlada por el Estado, el mayor jugador del mercado, aumentaría esta semana el importe de las naftas y gasoil. Dado que el gobierno había postergado para el 16 de diciembre la actualización de la carga impositiva —ICL y Dióxido de Carbono— que grava la venta de combustibles. La duda pasaba por saber de cuánto sería el incremento en los surtidores.

YPF y el resto de las refinerías —Axion Energy, Raízen y Puma (Trafigura)— realizaron gestiones con el Ejecutivo para intentar lograr una recomposición más holgada de los precios que cubra la suba que registró el precio internacional del crudo, que se elevó un 15 por ciento en los últimos 30 días. Sin embargo, el Ministerio de Economía sólo autorizó una suba inferior al 5% con la mirada puesta en no retroaliementar la inflación.

¿Qué argumentan las petroleras?

El Brent, el crudo que se extrae en el Mar del Norte que se toma como referencia para determinar el precio de paridad importación/exportación en el país, cotiza hoy en torno a los 50,75 dólares. A mediados de noviembre valía alrededor de 43 dólares.

El aumento de los combustibles de ayer alcanza para cubrir la actualización del componente impositivo que gravan las naftas y gasoil y parte de la depreciación del tipo de cambio, que se aceleró en las últimas tres semanas. Pero no es suficiente para solventar el incremento del costo de la materia prima de las refinerías. Ayer por la tarde, antes del aumento de YPF, un alto directivo del sector lo puso en estos términos: “Dependiendo de qué tipo de cambios se tome, el atraso de los precios local de las naftas oscila entre un 15% y un 18% con relación al precio internacional”. La suba en surtidores acortó parcialmente esa gap, pero la distancia sigue siendo elevada.

¿De cuánto es la brecha?

Algunas productoras lograron exportar la semana pasada petróleo liviano producido en Neuquén. Vista Oil&Gas, por ejemplo, concretó una venta de un cargamento de petróleo a Norteamérica a un precio de Brent con un descuento de dos dólares. Es decir, exportó a un precio neto cercano a los 48 dólares.

El precio interno de los combustibles permite reconocer un precio de 42/43 dólares, según se tomen los costos de cada refinería. “En promedio, el atraso sigue estando en la banda del 10 por ciento”, ponderó el gerente comercial de una refinería.

¿Qué es lo que puede llegar a pasar?

El problema, si la situación no se resuelve en las próximas semanas, es que los productores no integrados —Tecpetrol, Chevron, Vista, Pluspetrol, Capsa y ExxonMobil, entre otros— empezarán a solicitarle a la Secretaría de Energía que autorice la exportación de petróleo en busca de mejores precios del crudo.

Lo más probable es que la cartera que dirige Darío Martínez bloquee esos pedidos a solicitud de los refinadores. El interrogante, llegado a ese punto, es a qué precio se terminará comercializando el crudo en el mercado local si el Brent sigue por encima de los 50 dólares. Hasta ahora, el gobierno buscó que el importe interno de los combustibles cubra un valor cercano al precio de paridad de exportación. Pero la disparada del Brent trastocó el esquema porque para continuar con ese enfoque el Ejecutivo debería habilitar una fuerte suba en las estaciones de servicios. Eso no va a pasar.

Definición 2021

Frente a ese escenario, en las próximas semanas la Secretaría de Energía deberá definir qué mecanismos utilizará para establecer los precios domésticos del petróleo. La opciones son siempre las mismas que se registra algún movimiento abrupto de precios en el mercado internacional. En esa lista figura:

  • 1) Reponer un sistema de barril criollo que desacople el precio local de la referencia internacional. No parece existir hoy la voluntad política de avanzar con esta alternativa.
  • 2) Buscar un acuerdo entre productores y refinadores para ir transicionando los precios internos del petróleo de forma consensuada. Es la opción que probablemente exploren los privados si el precio del Brent sigue por encima de los 50 dólares.
  • 3) Reestablecer un esquema de retenciones para, indirectamente, ordenar el esquema de precios locales. La eliminación de los derechos a la exportación de crudo —que se implementó en mayo de este año— es una de las medidas que más destaca el secretario Darío Martínez. Si uno de los objetivos del gobierno es dinamizar el ingreso de dólares vía inversión en Vaca Muerta y en exportaciones, reponer retenciones no es la alternativa más sinérgica.
  • 4) Acelerar el aumento de los combustibles durante los primeros tres meses del año que viene para alcanzar la paridad de exportación. Pero desde el gobierno argumentan que no es sencillo compatibilizar la suba del gasoil con la meta de controlar la inflación. Este año, sin embargo, dejó en claro que no hay una relación directa entre ambas cuestiones porque los combustibles aumentaron un 20% y la inflación trepará hasta un 40%, exactamente el doble.   

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El gobierno adjudicó las ofertas del Plan Gas y solo resta cubrir el pico del invierno

La secretaría de Energía adjudicó este martes las ofertas del Plan Gas a través de la resolución 391/20. Como el volumen ofrecido por las petroleras se había ubicado por debajo del cupo de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) fijado como base no hubo sorpresas al momento del reparto.

«Este es el punto de partida para un proceso de inversiones que tendrá como protagonistas principales a las empresas productoras, los trabajadores, las PyMES y empresas regionales, que nos permitirá ponerle fin al declino de la producción de gas en nuestro país y a la parálisis de la actividad que generó la política contradictoria y errática del gobierno anterior», aseguró el secretario de Energía, Darío Martínez.

Como había informado EconoJournal, los precios oscilaron entre US$ 2,40 y US$ 3,66 por millón de BTU, promediando los US$ 3,50. Ese valor no será trasladado en su totalidad a tarifas. Por lo tanto, será el Estado Nacional el encargado de subsidiar la diferencia.  

En la cuenca neuquina el mayor oferente fue YPF quien se comprometió a inyectar 20,90 MMm3/d por US$ 3,66 dólares de BTU. Detrás se ubicaron Tecpetrol con 9,94 MMm3/d por US$ 3,65, Pampa Energía con 5,9 MMm3/d por US$ 3,60  y PAE con 8,45 MMm3/d con valores que van de US$ 3,39 a US$ 3,59.

Las petroleras que ofrecieron los precios más bajos ofertaron un volumen significativamente más reducido que el resto. Por ejemplo, Corporación Financiera Internacional ofertó 90 Mm3/d por US$ 2,60, Metro Holding 70 Mm3/d por US$ 2,63 y CAPEX 810 Mm3 por US$ 2,40.

La resolución declaró desierto en su artículo 4 la convocatoria para los volúmenes asignados a la cuenca del Noroeste y otorgó ese remanente de 2,8 MMm3/d a la Cuenca Neuquina, que ya contaba con 47,2 MMm3 d.

El pliego contemplaba un precio más caro para el gas inyectado durante los meses del invierno (el precio base por 1,3). Sin embargo, las ofertas fueron escasas sumando solo 3,6 MMm3 diarios. Tecpetrol ofreció 2 MMm3, Pampa Energía 1 MMm3 y Total 600 Mm3 diarios. Por lo tanto, queda pendiente la adquisición de un volumen adicional para cubrir el pico de demanda.

El equipo técnico que trabajó en el diseño del Plan Gas desde los primeros meses de la gestión estuvo integrado por Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos; Esteban Kiper, subgerente general de Cammesa; Nicolás García, director de Combustibles de Cammesa; y Sebastián González, director de Regulación de la Secretaría de Energía. Al comienzo lo hicieron bajo las órdenes del ministro de Desarrollo Productivo y luego bajo el impulso del secretario de Energía, Darío Martínez, quien en agosto reemplazó al fantasmal Sergio Lanziani. Carbajales fue desplazado de la subsecretaría de Hidrocarburos luego del cambio de conducción en la secretaría, pero continúa asesorando Martínez en algunos temas estratégicos, como la redacción de la nueva ley de promoción de inversiones para el sector.    

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Petrolera boliviana perfila plan para superar crisis en sector de hidrocarburos

La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) trabaja en un plan de reactivación de este sector estratégico para el desarrollo del país, ante la crisis por la baja en el precio del crudo, la merma de las reservas y la pandemia del nuevo coronavirus, afirmó hoy el presidente ejecutivo de la compañía, Wilson Zelaya. “Estamos estructurando un plan de reactivación que permita cambiar la situación de YPFB. La prioridad es sacar adelante a la empresa y vamos a hacer lo que no se hizo en el pasado”, dijo el funcionario ante el Comité de Energía e Hidrocarburos de la Cámara […]

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Capacitaron a funcionarios de Energía de toda América Latina

Una iniciativa de ocho ex referentes argentinos convocó a titulares de energía de todas las provincias y se expandió a países de la región. Un grupo de ocho ex funcionarios de larga trayectoria en el sector del petróleo y gas realizaron este año un espacio de capacitación para agentes de gobierno, en especial aquellos que tienen responsabilidades en el ámbito de la energía, que tuvo espacio entre septiembre y noviembre. Esa fue la premisa de la Escuela de Administración de Recursos Hidrocarburiferos (EARH). La intención fue transferir experiencias obtenidas por cada uno de ellos, con el solo objetivo de capacitar en el análisis de […]

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La producción de acero creció más de 9% en noviembre

Los datos surgen de la comparación interanual. Fueron en total 390.800 toneladas. El sector es impulsado por la construcción privada y la producción de bienes durables. El impulso de consumo de acero continuó en noviembre debido a la construcción privada y la producción de bienes durables (autos, maquinaria agrícola, electrodomésticos y envases, entre otros). La producción de acero crudo fue de 390.800 toneladas, un 2,3% mayor respecto de octubre pasado (382.200 toneladas) y un 9,3% superior que el mismo mes de 2019 (357.500 toneladas), según la Cámara Argentina del Acero. Por su parte, la producción de laminados de noviembre fue de 392.000 toneladas, cifra similar al mes anterior, que […]

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Chau al diésel y al gas: los fabricantes de camiones apuestan por el transporte 100% eléctrico desde 2040

La transición hacia la electrificación total del transporte se acelera: si bien al principio se preveía el fin del diésel y del gas para 2050, los principales fabricantes de camiones se comprometieron a alcanzar esa meta mucho antes y adelantaron ese plazo para 2040 en Europa. Así lo anticipó el reconocido diario Financial Times, que reveló que Daimler, DAF, Iveco, Ford, MAN, Scania y Volvo firmaron un acuerdo en el que se comprometen a discontinuar las motorizaciones convencionales de su portfolio en 20 años. El primer paso ya lo están dando: las versiones eléctricas son cada vez más comunes en […]

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Loma Negra negoció una suma fija y el cambio del convenio colectivo para reactivar su planta en Olavarría

Luego de 11 días con la producción de cemento paralizada, el conflicto entre la empresa Minerar, la contratista que provee de piedra caliza a Loma Negra, y la Asociación Obrera Minera de Argentina (AOMA), llegó a su fin. Ambas partes alcanzaron un acuerdo en la maratónica reunión que se realizó ayer entre las 13 y las 23 horas en el Ministerio de Trabajo.

El acuerdo firmado implica el pase del convenio de Cal y Piedra (CCT 36/89) al convenio del Cemento (CCT 54/89) de los 100 trabajadores de Minerar a partir del 1° de febrero de 2021. Esto tiene que ver con nuevos salarios básicos y adicionales para el plantel de la empresa, pero, sobre todo, que los trabajadores de la firma entrarán en las negociaciones paritarias del convenio del cemento que inician en febrero.

El otro punto del acuerdo es “una suma remunerativa de 8.000 pesos mensuales pagaderos en noviembre, diciembre y en enero. Estas sumas van a quedar en el básico de los trabajadores y, a partir de ahí, se va a aplicar la paritaria del cemento”, señaló a Econojournal el titular de AOMA, Héctor Laplace. También añadió que se dio marcha atrás con las suspensiones a trabajadores y se sumó el pago de un bono del convenio del cemento que van a recibir de la contratista Minerar de 27.000 pesos, que se pagará antes del 10 de enero.

Operación de la planta

Con la rúbrica del acuerdo, la planta de L´amalí de Loma Negra, ubicada en la localidad de Olavarría y que produce el 70% de los despachos de cemento de la compañía, comenzó a operar hoy a las 6 de la mañana. Según sostuvo Laplace, “la planta debería volver a operar con normalidad antes del fin de semana”.

Por este conflicto, hace 10 días Loma Negra había apagado los hornos de producción y había informado en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la suspensión de “las operaciones habituales en la cantera” y que, de extenderse el reclamo, “se vea obligada a suspender la operación y despacho desde sus plantas en Olavarría próximamente”.

El acuerdo se concretó cuando Loma Negra, que pertenece al grupo brasilero Camargo Correa, estaba agotando su stock y estaban en riesgo los despachos de cemento, según una solicitada que publicó la propia compañía este fin de semana. Esta compañía abastece a casi la mitad del mercado de cemento del país.

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Nueva suba de precios en los combustibles líquidos de YPF

A partir de la cero hora del miércoles 16 YPF incrementó el precios de sus combustibles 4,5 % promedio país. Ello como resultado de un aumento para la petrolera más el traslado a los consumidores del ajuste en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2.

En un breve comunicado la petrolera de mayor participación en el mercado local indicó además que “al igual que en las actualizaciones anteriores, se las brechas (de precios finales al público) entre AMBA y el resto de las provincias”. Es decir que el incremento es mayor en el Area Metropolitana de Buenos Aires, donde llega al 5,5 por ciento.

Los nuevos precios de referencia para las estaciones de servicio de YPF en la CABA son: Nafta Súper 67,10 pesos el litro; Infinia Nafta $ 77,40; Diesel 500 (común) $62,70 y Diesel Infinia $ 73,30 el litro.

Es el quinto ajuste a la suba para los combustibles en el año tras el congelamiento previo, y totaliza aproximadamente 25 %. Otras marcas resolverán en el mismo sentido en las próximas horas.

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Uribe presenta un proyecto de Ley para incentivar el hidrógeno verde en Colombia

El dos veces presidente de Colombia y actual jefe del partido Centro Democrático, Álvaro Uribe Vélez, presentó el lunes de esta semana un proyecto de Ley de promoción al hidrógeno verde, es decir, al hidrógeno producido a partir de energías renovables.

La propuesta, que será debatida en marzo del año entrante cuando se inicie un nuevo periodo legislativo, llega en un momento donde el Poder Ejecutivo está elaborando una hoja de ruta a largo plazo para el desarrollo de este gas obtenido mediante la descomposición del agua.

La iniciativa de Uribe Vélez exhorta a que, seis meses después de reglamentado el proyecto de Ley, el Gobierno nacional deberá expedir un marco regulatorio para promover innovación, investigación, producción, uso y emprendimientos enfocados en el mercado del hidrógeno verde.

El articulado del texto promueve la creación de un Fondo de Promoción del Hidrógeno Verde, el cual estaría a cargo del Ministerio de Minas y Energía, como precursor e impulsador principal de los proyectos a considerar.

Este Fondo debería entrar en funcionamiento a los seis meses posteriores de la entrada en vigencia de la Ley, donde quedaría explicitada la conformación, funciones y apropiaciones.

Asimismo, la iniciativa del Centro Democrático prevé un paquete de ayudas para inversionistas y nuevos emprendimientos nacionales que incursionen en el mercado del hidrógeno verde, así como también el establecimiento de planes piloto para desarrollar esta tecnología.

Fija además un plan de incentivos a la industria local, “para que utilicen en sus procesos, como vector energético y combustible, el hidrógeno verde”, considera el texto de Uribe Vélez.

Finalmente, la propuesta invita a que el Poder Ejecutivo establezca políticas públicas a largo plazo que deban “contener, entre otros, metas de investigación, producción, comercialización y uso del hidrógeno verde para los años 2022, 2025, 2030 y 2050, así como el plan de acción que se implementará para lograrlas”.

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Paso a paso: cómo las renovables se proyectan en Chile

Días atrás, Generadoras de Chile publicaba un informe respecto al mes de noviembre donde podía verse que el 50,3% de la potencia instalada en ese país correspondía a energías renovables. Se trató de todo un hito, ya que por primera vez las energías limpias superaban a las fósiles.

En números, de los 25.997 MW de capacidad instalada que conforman el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), 13.081 MW son renovables y los 12.915 MW restantes fósiles.

En una columna elaborada por Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, el especialista observa que a 5 años del Acuerdo de París, que fue ratificado por el Congreso de Chile en febrero del 2017, “se han obtenido logros sustanciales al alero de este acuerdo”.

En ese marco, Seebach destaca 7 acciones que su país comenzó a desarrollar para integrar cada vez más energías renovables.

La primera: en enero de 2018, el gobierno de Chile llegó a un acuerdo con Generadoras de Chile y las cuatro empresas generadoras que operan centrales a carbón en Chile -AES Gener, Colbún, Enel y Engie–, en el cual se estableció que no hubiera nuevos desarrollos a base a carbón, y a la formación de una mesa de trabajo multiactor con el objetivo de identificar los elementos tecnológicos, ambientales, sociales, económicos, de seguridad y de suficiencia de cada planta y del sistema eléctrico en su conjunto, entre otros, que permitan establecer un programa de retiro paulatino de estas unidades, con un plazo máximo en el año 2040, diez años antes de la meta de carbono neutralidad.

Este plan de retiro del carbón, lanzado como la primera y más ambiciosa acción climática de Chile en el marco de la COP25, destaca por ser el primero en su tipo en un país emergente y haberse gestado de manera voluntaria entre el sector público y privado, no implicando además recursos públicos, como sí ha ocurrido en otros países, procurando resguardar la seguridad, eficiencia y suficiencia del sistema eléctrico nacional.

Gracias a la interconexión de los sistemas SIC y SING en 2017 que creó un único Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y a la firma en junio 2018 de los acuerdos bilaterales entre el gobierno y cada empresa de generación a carbón, se inició el proceso de retiro de unidades como la de Tocopilla, Tarapacá, y prontamente más unidades en Ventanas, Mejillones y Coronel. Así, si a finales de 2018 había 5.625 MW de carbón, de aquí a 2024 ya se habrán cerrado 1.731 MW, equivalente al 31% de la capacidad.

Un segundo ámbito de acción en que el sector eléctrico juega un rol fundamental es en la consecución de la meta de carbono neutralidad a 2050, y con la cual está alineada la ambiciosa nueva Contribución Determinada a nivel Nacional (NDC) al 2030. No es menor afirmar que el 60% de la reducción de emisiones comprometida por Chile en esta NDC será aportada por el sector generación eléctrica gracias al retiro del carbón y la penetración de energías renovables.

Este último punto es en sí mismo un tercer ámbito de una importante contribución del sector de generación, con una incorporación masiva en este periodo de nuevas energías renovables que se suman a la histórica hidroelectricidad. A fines de 2015 -fecha de la firma del Acuerdo de París-, la capacidad instalada solar de Chile era de solo 535 MW y la eólica 910 MW.

Hoy, a finales de 2020, la capacidad instalada solar supera los 3.200 MW y la eólica supera los 2.500 MW. Es así como en 2015 la generación solar y eólica en su conjunto sumaban solo 4,8% del total de Chile, y a noviembre de 2020 sumaron 21,8% de la energía eléctrica generada. En la actualidad, cerca de un 92% de todos los proyectos en construcción, y un 99% de todos los proyectos en calificación ambiental, corresponden a generación renovable, y se espera que esta cifra siga aumentando.

Un cuarto ámbito ha sido el hecho que durante los últimos años distintos actores relevantes de la minería han anunciado la renovación de sus contratos de suministro eléctrico para hacerlos 100% renovables. Con 24,4 TWh, la industria minera representa casi un tercio de toda la electricidad que se consume en el país.

Algunos ejemplos son Minera Antucoya, de Antofagasta Minerals, que operará con energía 100% renovable tras la firma de un acuerdo con Engie, con suministro a comenzar desde enero del 2022. También BHP firmó contratos de suministro de energía renovable para las minas Escondida y Spence con Enel (comenzando en agosto 2021) y Colbún (comenzando en enero 2022).

Anglo American anunció que a partir del 2021 usará solo fuentes renovables para impulsar sus operaciones mineras en Chile, y Enel, AES Gener y Minera Candelaria firmaron un contrato de suministro renovable por 18 años a partir del año 2023, entre varias otras iniciativas.

Un ámbito muy relevante es el aporte de la industria eléctrica a la descontaminación de ciudades gracias la electromovilidad y por recambio a calefacción sostenible.

Estas acciones contribuyen a un doble propósito, mitigar la contaminación del aire en zonas urbanas, donde el uso de la leña o diésel son las principales fuentes de locales de emisiones, como también contribuir a la meta climática, ya que evitan el uso de combustibles fósiles en el transporte, como también la generación de carbono negro, un potente forzante climático también conocido como hollín.

Las 7 acciones que comenzó a transitar Chile, según Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras. Fuente: Generadoras de Chile

Asimismo, en 2015 no había en Chile ningún bus de transporte público eléctrico. Hoy, a finales de 2020, ya hay más 760 buses, posicionando a nuestro país como la segunda nación luego de China con más buses eléctricos en operación, y la Estrategia Nacional de Electromovilidad tiene como meta que todo el transporte público sea eléctrico al 2040.

En el caso de evitar el uso de la leña, el aporte a la mitigación del cambio climático viene dado por el hecho de que no solo evita la emisión de carbono negro, si no también contribuye a evitar la tala no sustentable de bosques, que son la fuente más importante de captura de gases de efecto invernadero.

En ese contexto se han impulsado planes de tarifas eléctricas especiales para calefacción, junto con la reconversión de sistemas de calefacción hacia bombas de calor, que son muchísimo más eficientes energéticamente, más económicas de operar, de fácil control del confort térmico, además de cero emisiones.

La combinación del reacondicionamiento térmico de viviendas con reemplazo de la calefacción por bombas de calor resultan ser la medida más costo efectiva de combinar reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con reducir contaminantes locales.

Por último, durante este año 2020 emergió en la agenda energética el hidrógeno verde, que se suma a la electrificación para contribuir al reemplazo de la quema de combustibles fósiles, con miras a alcanzar una economía baja en emisiones.

Este vector energético puede ser un pivote clave en el reemplazo del uso de combustibles fósiles derivados del petróleo, que actualmente en el país representan aproximadamente un 57% del consumo final de energía.

Si consideramos por ejemplo que el puro diésel es más del 30% del consumo de energía, en comparación con la electricidad que es poco más del 20% del consumo de energía total de Chile.

El hidrógeno verde puede ser un importante factor para el reemplazo de este diésel en el transporte de carga, así como algunos usos industriales y en la minería, podrían más de un quinto de la reducción de emisiones requeridas para lograr la carbono neutralidad del país.

Lo mejor y más importante, es que el hidrógeno verde, es decir, producido con energías renovables, permitirá incrementar la participación de estas en la matriz y potenciar un posible mercado de exportación de energía para Chile, transformando nuestra condición actual de importadores de energéticos basados en combustibles fósiles.

En este nuevo contexto, se hace aún más evidente que cada una de estas acciones, una mayor inversión en el sector de generación eléctrica y la electrificación de los otros sectores energéticos como el transporte o la edificación son una gran oportunidad en materia económica, en la creación de empleo y también en la respuesta a la urgencia climática.

La reactivación sostenible nos invita a relevar la importancia del bienestar social, el hacernos cargo de nuestro entorno, del impacto de nuestras acciones a nivel local y global, y, sobre todo, del cuidado de nuestro planeta.

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Empresas mexicanas aumentan su volumen de negocios vinculados a generación renovable exenta

México es otro de los mercados que continúa afectado por la pandemia y busca un repunte económico a través de la reactivación del sector productivo. Un factor que se enfrenta a la recuperación de las empresas son los costos de energía que, si bien no se han incrementado por arriba de la inflación, siguen creciendo en términos reales. 

En este escenario, muchas empresas que cuentan con capital para invertir, lo estarían haciendo en proyectos rentables para cubrir parte de sus costos operativos asociados a energía.

Cobran sentido entonces las nuevas inversiones en generación exenta a partir de energías renovables, instalaciones hasta los 500 kW que son posibles montar en distintas entidades federativas sin barreras de la distribuidora u operadora del mercado. 

“La generación distribuida sigue avanzando en el país. La baja producción de las empresas producto del Covid hizo que se retrasen algunos contratos, pero los clientes siguen positivos para arrancar sus proyectos en 2021”, resumió Ulises Rivera, director comercial de Becquerel Power, en conversación con Energía Estratégica.

Para dar respuesta a este mercado en crecimiento, Becquerel Power (desarrolladora e integradora de proyectos) y Solar Power Group (distribuidora) afianzaron su alianza comercial para ampliar su volumen de negocios en el país.

“Nosotros prevemos trabajar en unos 15 MW en Coahuila, Durango y Chihuahua”, confió Ulises Rivera a este medio.

“De estos nuevos contratos que traemos, destaco uno que asciende a los 12 MW. Se trata de un proyecto que iniciará el próximo año con una primera fase de 3 MW y se continuará en 2022 y 2023”, detalló el referente de Becquerel Power.  

Habría todavía más áreas de oportunidad para que las empresas del sector renovable amplíen y desarrollen  nuevas competencias para atender tanto al segmento de generación distribuida como a utility scale. 

“También, estamos tratando de cerrar una alianza con una empresa española para comercializar y usar en nuestros propios proyectos sus sistemas de limpieza automatizados”, completó el empresario. 

Inclusive distintas empresas mexicanas llevaron a cabo este año una ambiciosa estrategia de expansión para cubrir aumentos de pedidos en plazas estratégicas. Es el caso de Solar Power Group, empresa asentada en Monterrey, que durante este semestre abrió una nueva bodega en Guadalajara para servir al mercado solar en el oeste de México. 

Según pudo saber Energía Estratégica, esta empresa líder en suministro y montaje de sistemas fotovoltaicos ya evalúa ampliar sus horizontes comerciales al norte del país hacia Ciudad Juárez y al Sur hacia la península de Yucatán.  

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Uruguay promueve inversiones en diversidad de proyectos de energías renovables para empresas

El Decreto 268/2020 abrió nuevos horizontes de inversión en tierras charrúas. A través de este, la estrategia de Uruguay para reactivar la actividad económica pospandemia incluye beneficios tributarios a proyectos que impulsen la generación de empleo productivo, mejora del proceso de descentralización, utilización de tecnologías limpias y más.

Durante el evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) llevado a cabo ayer 15 de diciembre participaron representantes del sector público y privado para compartir novedades relevantes para el sector, entre ellas, el porqué resultará clave la implementación del nuevo Régimen de Promoción de Inversiones, vigente desde el mes de octubre de este año.

Cecilia Ucar, analista de Inversiones y competitividad del Ministerio de Economía y Finanzas de la República Oriental del Uruguay, precisó los alcances del mismo y destacó los topes de deducción de IRAE (Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas).

“El impuesto exonerado nunca puede exceder el 100% del monto invertido, así como tampoco podrá superar el 90% del impuesto a pagar”, introdujo la especialista.

Además de aquel estímulo impositivo también se agregan beneficios para las pequeñas o medianas empresas caracterizadas así según lo dispuesto por el artículo 504 del 2007: con menos de 19 empleados y hasta 10 millones de UI  (Unidades Indexadas) en ventas anuales, que son aproximadamente 1.100.000 dólares.

“Las PyMEs que presenten proyectos de inversión por un monto de hasta 3.500.000 IEUI (Inversión elegible en millones de Unidades Indexadas) van a poder obtener un beneficio adicional del 10% del IRAE”, agregó la referente del Ministerio de Economía y Finanzas de Uruguay.

Por otro lado, también hay incentivos especiales para empresas que se instalen en parques industriales, científicos y tecnológicos. En estos casos, los postulantes a los beneficios “van a tener un incremento del 5% o del 15%, dependiendo del tipo de actividad que desarrollen en el plazo y porcentaje de exoneración de IRAE que resulte de aplicar la matriz de indicadores”.

Entre los indicadores que tendrán relación con inversiones en energías renovables se destaca el indicador general de tecnologías limpias. Esto incluye bienes que van a contribuir a la producción más sustentable, como ser eficiencia en el uso de recursos, sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducción de generación de residuos y emisiones contaminantes.

“Algunas inversiones computables que tienen que ver con la generación de energías renovables son los equipos de generación de energía térmica térmica que no utilicen combustible fósil, la geomotríz, undimotriz, pequeña hidro, solar por concentración que son de escasa difusión en nuestro país y solar térmica, fotovoltaica y eólica”.

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Trina Solar solicita a DNV GL evaluación de sus módulos bifaciales Vertex de más de 600 Watts

Desde su fundación en 1997, Trina Solar ha sido impulsada por la calidad innovadora y confiable de sus soluciones y el valor que éstas le dan al cliente.

Desde el lanzamiento de los primeros módulos avanzados Vertex de 210 milímetros en febrero de 2020, la línea de productos se ha diversificado con diferentes modelos, incluidos el Vertex S de 400 Watts y la serie Vertex de 500, 550, 600 Watts y más, que se adaptan bien a las aplicaciones residenciales, comerciales y a plantas eléctricas de gran escala, así como a múltiples escenarios de los sectores de agricultura y pesca.

En la era de la paridad de la red eléctrica, la serie de módulos Vertex de Trina Solar tiene una ventaja destacada en el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés). Los institutos de diseño líderes nacionales y extranjeros y la reconocida organización tercera DNV GL han evaluado la mencionada superioridad y el valor de los módulos Vertex de 210 milímetros, en particular la serie de doble vidrio bifacial.

El informe encuentra que el modelo Vertex de este tipo de 545 Watts tiene el mejor LCOE y funciona significativamente mejor que los módulos convencionales de 166 milímetros, 450 Watts y 182 milímetros, y de 535 Watts, también en términos de costos de balance del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) de energía.

Los módulos de alta potencia y gran eficiencia se están volviendo inevitablemente populares en la era de la paridad de red eléctrica. Con la investigación y un desarrollo de primera en sus módulos de ultra alta eficiencia, Trina Solar ha conducido a la industria a la era de más de 600 Watts, con una serie de productos de alta potencia, gran eficiencia, muy rentables y de mucha confiabilidad.

Hay más debates referentes a cómo los módulos de ultra alta potencia pueden preservar mejor el valor para el cliente por medio de la reducción de sus costos. El innovador concepto de diseño de «baja tensión con alta potencia en cadena (string)» de Trina Solar ha atraído la atención de la industria.

Para demostrar todavía más que esta es la mejor estrategia de reducción del LCOE, la compañía invitó a DNV GL a evaluar la mencionada estructura en términos de costos de la nivelación y el balance de sistemas referidos.

A través de una completa y objetiva evaluación y una metodología objetiva de parte de una tercera instancia independiente, el concepto de diseño de “baja tensión con alta potencia en cadena” se puede demostrar a la industria y los clientes.

En dichas instalaciones, DNV GL comparó los costos de BOS y LCOE del módulo bifacial de doble vidrio de 166 milímetros, de 450 Watts, de 182 milímetros, de 535 Watts y el módulo bifacial Vertex de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts, basado en una capacidad de Corriente Alterna fija de 100 Megawatts, con el mismo diseño de relación de Corriente Directa/Corriente Alterna en la central eléctrica.

En cuanto al diseño del sistema, los proyectos adoptaron un rastreador solar de un solo eje (1P), de una sola fila, uno montado en posición vertical y equipado con una cadena (string) de inversores. La proporción de cobertura del suelo (GCR, por sus siglas en inglés) se fija para garantizar oclusiones consistentes de sombra en el módulo bifacial.

Dicho diseño tiene como objetivo mantener el control sobre el clima y sobre el diseño del proyecto, mientras que simplemente se compara de manera objetiva el impacto en los costos y el LCOE basado en un módulo diferente cada vez. Para que la comparación sea más significativa, los rastreadores solares e inversores utilizados fueron todos productos convencionales.

Los costos de los tres sistemas probados se basaron en precios locales para que resulte consistente, integral y objetiva la comparación de la tarifa en la red energética, igual que los costos de operación y mantenimiento.

Resultados de la evaluación

En la locación del proyecto español, comparado con el módulo bifacial de doble cristal de 166 milímetros y 450 Watts, al utilizar el panel Vertex de Trina Solar bifacial de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts de Trina Solar, se puede ahorrar en la inversión inicial 2.16 céntimos de euro por Watt, reduciendo el LCOE en aproximadamente un 3%.

En tanto, en comparación con el módulo de 535 Watts y doble cristal bifacial de 182 milímetros, la inversión inicial se redujo en 0.2 céntimos de euro por Watt, disminuyendo el LCOE en un 0.3%.

En cuanto al proyecto ubicado en Estados Unidos, comparado con el módulo bifacial de 450 Watts de doble cristal de 166 milímetros, usando el panel Vertex de 210 milímetros de Trina Solar de vidrio dual bifacial de 545 Watts se pueden ahorrar, en la inversión inicial, cuatro centavos de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en alrededor de 3.9%.

Por otra parte, en comparación con el módulo de 535 Watts bifacial de doble cristal de 182 milímetros, la inversión inicial disminuyó en casi un centavo de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en un 0.5%.

Por medio de las comparaciones mencionadas, se demuestra que la línea Vertex de Trina Solar puede reducir significativamente los costos, el del LCOE en particular, gracias a su capacidad de generación de energía extraordinariamente eficiente y su bajo voltaje, así como a su diseño de alta potencia en cadena.

Por un lado, la capacidad ultra alta de los módulos de 545 Watts de 210 milímetros puede reducir el número de módulos en una configuración de montaje.

Por otro lado, el diseño icónico de bajo voltaje en el módulo Vertex de 210 milímetros puede conectar más módulos con voltaje de 1,500 Watts, lo que puede aumentar la potencia de una sola cadena de paneles con menos series conectadas de éstos. A su vez, puede ahorrar los costos de material y mano de obra del trabajo de cableado de Corriente Directa y, por lo tanto, reducir la inversión inicial.

Los cálculos anteriores coinciden con los rastreadores convencionales 1P existentes. DNV GL explica además: «Con la mayor optimización y extensión de la longitud del rastreador solar, el módulo Vertex de 210 milímetros de 545 Watts ahorrará más en costos de BOS y LCOE que los otros dos módulos, lo que le dará más ventaja».

Actualmente, la Alianza de proveedores de productos de más de 600 Watts y los principales fabricantes de seguidores solares están desarrollando o lanzando dispositivos más optimizados para estos módulos.

Con la estrecha asociación entre los miembros de la Alianza Ecológica de Innovación Fotovoltaica Abierta de más de 600 Watts, junto con la mentalidad de un diseño de bajo voltaje, alta potencia en cadena, módulos, seguidores solares, inversores, así como las soluciones, todo está en su lugar. Este es un paso crítico para que la industria fotovoltaica alcance el mejor LCOE.

En conclusión, el módulo Vertex de 210 milímetros de Trina y su diseño de bajo voltaje y alta potencia en cadena pueden ahorrar significativamente los costos del BOS y el LCOE de un proyecto. Esto establece un nuevo estándar de ahorro de costos, que básicamente, garantiza las ganancias del proyecto y maximiza el valor para el cliente, lo que hace que la energía solar fotovoltaica sea más competitiva en costos.

*Para obtener más información sobre el reporte de evaluación de los módulos Vertex de Trina, por favor contacte a los representantes de ventas locales de la compañía. Y siga la serie de información “El camino para obtener el mejor LCOE”.

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El presidente Lenín Moreno se reunió con Solarpark por los proyectos de energías renovables en Ecuador

El Mandatario extendió su felicitación a la empresa Solarpark y al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables por la concreción del proceso que permitirá iniciar los trabajos de construcción en El Aromo.

En ese sentido, mostró su satisfacción de dejar encaminado este proyecto que posiblemente sea inaugurado por la próxima administración.“Para el próximoaño, entre esta y otrasinversiones, tendremos aproximadamente USD 3.500 millones de inversión extranjera,tan necesaria para el desarrollo del país, generación de producción, empleo y bienestar de los ciudadanos”, dijo Moreno.

Por su parte, el ministro de Energía, René Ortiz, sostuvo que este hito constituye un paso más para permitir el desarrollo de la energía renovable; por cuanto se enmarca en el proceso de descarbonización del planeta.

“Cada país tiene que poner su grano de arena, el nuestro comienza con estos proyectos de gran escala”, expresí, y agregó que El Aromo “se encuentra en una perfecta localización para un proyecto fotovoltaico”.

Mientras tanto, Pablo Burgos Galíndez, CEO de Solarpack, expresó que “es una alegría haber culminado el proceso de licitación de El Aromo”, pues explicó que se dio en un contexto importante de competitividad en el que quedó demostrada la consistencia de su oferta, a su juicio, aquello supone “una señal positiva del proceso(…). Luego de la adjudicación hemos venido a ponernos a sus disposiciones; hay trabajo que hacer para culminar la suscripción de los contratos, ejecutar inversión y poner la plata en operación. Pueden contar con todo el entusiasmo de la compañía”.

Iñigo Urizar, representante de Solarpack en Ecuador, refirió que “las señales que ha dado el Estado ecuatoriano para la inversión extranjera han sido sólidas, razón por la que estamos aquí; y estamos seguros de que este es un primer paso para futuras inversiones en cuanto a energía renovable”, remarcó.

Adicionalmente, Jaime Solaun Bustillo, responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de la empresa, manifestó que “es una inversión sustancial que se materializaen un proyecto que tendrá vigencia de 20 años. Esto generará empleo local y va a permitir tener un Ecuador más sustentable”.

Esta obra abre una puerta a la inversión privada, lo cual permitirá la dinamización de la economía en la zona de influencia de Manabí, generando alrededor de 700 plazas de trabajo en la construcción.

Además, el proyecto tendrá una inversión aproximadade USD 150millones y producirá 285GWh al año, que se inyectarán al sistema y cuya transacción comercial se la realizará a través de contratos regulados suscritos con las empresas distribuidoras.

El Aromo y los proyectos de generación eléctrica eólica Villonaco II y III fueron adjudicados a dos empresas de origen español el pasado 8 de diciembre, durante un evento efectuado en la ciudad de Loja, mismos que permitirán una inversión privada de USD 330 millones.

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Grupo alemán PNE planea invertir cuatro mil 800 millones de dólares en un proyecto de energía eólica marina en Vietnam

La información se dio a conocer durante un encuentro de trabajo sobre el tema, efectuado la víspera entre representantes de PNE y autoridades de la localidad vietnamita.

El presidente del Comité Popular provincial, Nguyen Phi Long, destacó la importancia del plan y se comprometió a apoyar a las actividades de PNE, conforme a las políticas de Binh Dinh sobre el desarrollo de energías renovables y limpias.

Según previsiones, el grupo del país europeo investigará los pasos técnicos en 2021 para poder iniciar el proyecto en 2024, en el cual se prevé construir de 154 a 166 aerogeneradores con una capacidad total de dos mil megavatios.

La provincia vietnamita ahora cuenta con tres proyectos de Alemania con un capital registrado de más de 15 millones de dólares, sobre todo la empresa de producción de medicamentos con estándares de Buenas Prácticas de Manufactura (BPM) y de la Organización Mundial de Salud.

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Pereyra rompe el acuerdo salarial y reclama a las petroleras un bono de emergencia de 50.000 pesos

El sindicato de petroleros de la Cuenca Neuquina que dirige Guillermo Pereyra intimó hoy a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (Ceph), que agrupa a grandes petroleras como YPF, PAE, Total, Tecpetrol y Pluspetrol, para que abone un bono excepcional de $ 50.000 para cada operario del sector hidrocarburífero. El gremio dio un plazo de 48 horas a las empresas para que fijen «una reunión de trabajo para instrumentar inmediatamente el pago de un bono Adicional Único de Emergencia a pagarse en el mes de enero de 2021«.

El sindicato de petroleros privados de la cuenca Neuquina supo ser el interlocutor más racional de la industria petrolera. Estratégico y con capacidad de tracción puertas adentro de la organización, Pereyra edificó en 30 años un liderazgo casi sin fisuras. Sin embargo, esa construcción empezó a resquebrajarse en 2020 con decisiones contradictorias e impredecibles. Sin ir más lejos, Pereyra participó ayer de una reunión por Zoom organizada por el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, con las compañías petroleras y PyMEs neuquinas. Uno de los temas centrales de esa convocatoria fue la delicada situación económica de los proveedores locales de Neuquén, que no están pudiendo afrontar el pago del aguinaldo e incluso de los salarios de diciembre.

Pereyra decidió volver a tensar la relación con las empresas petroleras.

Pereyra participó de ese encuentro con el objetivo de buscar una solución con oxigene a las empresas de servicios regionales de la cuenca. Pero unas horas más tarde presentó una nota ante la Ceph —a la que accedió EconoJournalen la que reclama un bono de $ 50.000 que deberán pagar las mismas PyMEs neuquinas que ayer le advirtieron que no tienen fondos para pagar el aguinaldo. Fuentes de varias empresas petroleras le restaron viabilidad al reclamo, aunque habrá que ver qué postura toman YPF, la mayor petrolera de Neuquén, y el resto de las operadoras.

En petroleros privados es cada vez más claro el peso político de Marcelo Rucci para marcar los tiempos de la organización. Número 2 del sindicato, el ex intendente de Rincón de los Sauces no teme una escalada de la conflictividad con las empresas. Al contrario, podría terminar de ratificar su liderazgo.

Inesperada

La nota presentada al mediodía de hoy sostienen que los trabajadores atraviesan “una situación angustiante al no poder realizar su trabajo, con la consiguiente merma en sus ingresos”. A su vez, señalan  que a lo largo del corriente año no han tenido “una recomposición salarial integral”, ni tampoco han percibido la segunda cuota del aguinaldo 2020. Es extraño porque Pereyra firmó un octubre un acuerdo con las empresas petroleras y de servicios —homologado por el Ministerio de Trabajo— en el que se reconoce dos pagos a cuenta de las Paritarias 2020/2021.

Pese a eso, Pereyra califica como “lisa y llanamente inaceptable” esas faltas de pago y contrapone la situación de sus representados con la de otros trabajadores con los que comparten el lugar de trabajo y que “que percibirán normalmente su aguinaldo, han tenido un proceso paritario por el año en curso y devengan bonos de fin de año”.

Desde el viernes pasado, el sindicato de petroleros neuquino estableció un estado de asamblea permanente en los yacimientos, lo que complicó y hasta interrumpió la operación en varios campos.

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¿Por qué el gas natural es furor en el mundo?

El uso de gas natural como combustible viene creciendo en el mundo de manera constante. Es una opción sustentable, que produce menos emisiones de gases contaminantes que la nafta o el diésel, y que además reduce los costos operativos para los transportistas. La tendencia viene en aumento en Europa, donde la preocupación por las cuestiones ambientales es muy alta, y también en Asia, donde se alentó fuertemente su uso.

En los últimos 20 años, cuatro países asiáticos fueron claros ejemplos de esta tendencia. China, Irán, Pakistán e India impulsaron el uso de este combustible y, de esa manera, el parque automotor a gas natural ascendió en más de un 50% por ciento en los dos primeros países desde fines de los 90 hasta fines de 2018. En India, el aumento fue de más del 35% y en Pakistán, de más del 20%. Estos datos pueden encontrarse en la web www.promigas.com.

En Europa la tendencia va en alza. En 2019 se matricularon más de 87 mil vehículos propulsados con este combustible en todo el continente, según detalló la agencia de noticias Europa Press. La mayor parte fueron autos de uso personal, pero también transportes comerciales, autobuses y camiones, tanto a GNC como a GNL.

La Unión Europea está en transición hacia un modelo sustentable en el aspecto ecológico. Por sus bajas emisiones de dióxido de carbono, el gas natural en el transporte es un gran aliado para alcanzar el objetivo. Estos vehículos ya cuentan con una madurez tecnológica y una disponibilidad que los hacen accesibles para todos. Además, resulta muy atractivo el precio competitivo del combustible. Por otra parte, en Europa continúa el crecimiento de las estaciones de servicio de GNC y GNL, con Italia a la cabeza, seguida por España.

IVECO es pionera en la investigación para la fabricación de vehículos propulsados a Gas Natural. Es líder en esta tecnología, que viene desarrollando hace más de 20 años. La marca cuenta con una gama completa, la “Natural Power”, propulsada con este combustible, con diferentes tipos de vehículos, comerciales, ligeros, medios y pesados, o camiones para el transporte de larga distancia. La tecnología utilizada es el resultado de décadas de investigación intensiva y trabajos de desarrollo. El rendimiento de estos vehículos está probado en términos de compromiso medioambiental, seguridad y retorno sobre la inversión. Ofrecen una alternativa madurada, limpia y sostenible al diésel, lo que mejora la calidad del aire, con mínimas emisiones y una reducción significativa del ruido.

IVECO es sinónimo de confianza en todo el mundo, y especialmente en Europa, que fue el continente que la vio nacer. La marca empezó a funcionar allí en 1975, con la fusión de cinco empresas históricas basadas en Italia, Francia y Alemania. Desde ese momento, la firma se expandió a más de 100 países en todo el mundo, con la innovación como bandera y productos robustos y eficientes.

Los objetivos medioambientales planteados en Europa para los próximos años hacen que los autos propulsados a gas natural tengan, en varios países y ciudades, beneficios en su adquisición o uso. Por ejemplo, en Madrid y Barcelona los vehículos con la etiqueta ambiental Eco pagan un 75% menos del impuesto municipal de circulación durante seis años. En España también pagan un 50% menos en los parquímetros y pueden circular en espacios en los que otros vehículos tienen restricciones. En la región de Cataluña, además, abonan un 30% menos de peaje.

En Alemania también hay beneficios para estos vehículos. Los camiones pesados, propulsados a Gas Natural de más de 7,5 toneladas están exentos de pagar peaje. Esto impulsa el uso de estos vehículos más sustentables, para reducir la huella de carbono.

Austria, mientras tanto, anunció un paquete de reformas impositivas que se empezará a aplicar desde 2021, entre las que figuran modificaciones en la matriculación de los vehículos. Con este cambio, los que más contaminen pagarán más, y los más sustentables, como los propulsados a gas natural, pagarán menos.

En la Argentina, el Gas Natural pisa fuerte desde los años 80, y es uno de los países del mundo con el mayor parque automotor con esta tecnología.

 

 

Fuente: https://www.clarin.com/brandstudio/-gas-natural-furor-mundo-_0_3PWyczU-f.html

 

 

 

 

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Un recorrido firme hacia el desarrollo de las energías renovables en Argentina

El camino de crecimiento para las energías renovables en Argentina se fue visualizando y diagramando paso a paso a lo largo de la última década. Sin embargo, fueron los últimos años los de mayor impulso para el sector, los cuales se presentaron como un facilitador hacia el cumplimiento de compromisos medioambientales internacionales y una alternativa competitiva para la demanda local.

Actualmente casi el 10% de la matriz energética argentina proviene de fuentes renovables. Si bien es una variable que resulta insuficiente frente a las metas establecidas como nación, desde la perspectiva de Genneia es inevitable identificar con orgullo que se cumplieron amplios objetivos pese al contexto y que hoy la empresa representa alrededor del 25% de la energía eólica que se produce en Argentina, y el 20% de toda la energía renovable. Superaremos en los próximos meses los 750 MW de potencia instalada renovable. Todo un gran logro, ya que hemos casi cuadriplicado nuestra potencia instalada en los últimos 4 años.

 

En 2020 pusimos en marcha un nuevo parque eólico en la ciudad de Necochea (Vientos de Necochea, de 38 MW) y nos encontramos finalizando nuestros tres últimos parques en construcción en la región de Chubut Norte, los cuales inyectarán otros 160 MW de energía limpia al sistema. Creemos y apostamos por el desarrollo sostenible de las energías renovables y siempre hemos estado un paso adelante, poniendo en funcionamiento el primer parque eólico a gran escala del país, el primer contrato entre privados de energía renovable y la primera venta de certificados de reducción de emisiones de CO2. Además, hoy contamos con el parque eólico más grande del país (el Parque Eólico Madryn, con 222 MW de potencia instalada).

 

Potenciar el futuro

 

Sin embargo, nos enfrentamos a un contexto que pone un freno y presenta menos oportunidades de desarrollo; las cuales no se vinculan con la agenda política si no con la coyuntura. Este escenario invita tanto al sector público como privado a cambiar la dirección y poner el foco en la eficiencia de la gestión de los recursos.

 

La administración actual tiene por delante una gran posibilidad para revisar las regulaciones existentes, evaluar las diferentes potencialidades del país y planificar a futuro. Las energías renovables han demostrado su capacidad para ser un vector de crecimiento en la matriz energética argentina y, en condiciones normales, podríamos producir energía renovable al mismo nivel de calidad y costo que los países vecinos.

 

El paso inicial requiere analizar aquellos proyectos adjudicados en las distintas rondas de RenovAr, que actualmente se encuentran atrasados o incluso frenados en sus plazos de construcción. Estamos convencidos que se debe colaborar con aquellas empresas que han hecho inversión genuina. Los proyectos que se han construido o que han presentado demoras en su entrada en operación comercial o los que presenten reales avances de construcción, teniendo en cuenta el contexto que venimos padeciendo desde mediados del 2018 hasta el presente, no deberían ser objeto de penalidades. En cambio, aquellos emprendimientos que no han tenido más inversión que la de cumplir con los requisitos para ser convalidados en una licitación y obtener una adjudicación con meros fines especulativos, deberían ser evaluados con una óptica donde el Estado proponga su desistimiento por parte del adjudicatario, sin derecho a reclamo alguno, o bien ir por la vía de la ejecución de las cauciones por incumplimiento contractual. Hoy estos proyectos que no se ejecutan son el primer obstáculo para seguir desarrollando energía renovable, ya que han bloqueado las líneas de transmisión que permiten la evacuación de la energía producida.

 

Siguiendo esta línea, esa capacidad de transporte, una vez liberada, podría ser canalizada para incrementar el portafolio de contratos privados conocido como Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER). Actualmente, Genneia cuenta con 15 contratos corporativos con las más diversas empresas, tanto nacionales como multinacionales, siendo un mercado altamente promisorio para los próximos años.

 

Investigar y crecer

Por último, desde nuestro punto de vista como empresa generadora de energía renovable, hemos de rescatar y constatar la capacidad de adaptación de la compañía y la fortaleza de los contratos para el sector, lo cual nos permitió un desempeño financiero con números sólidos en 2020 y una refinanciación exitosa de las obligaciones financieras ante las medidas del Banco Central.

 

Si el tramo del camino que estamos atravesando hoy hacia el desarrollo sostenible de las energías renovables en el país, implica potenciar nuestros recursos, entonces la innovación es la respuesta. Desde Genneia ya iniciamos este recorrido al crear un centro de despacho operativo que es un modelo de gestión de nuestros activos renovables y estamos lanzando la prestación de servicios de operación y mantenimiento renovable para terceros. Asimismo, estamos invirtiendo en investigación sobre almacenamiento de las energías y estudiando el potencial del hidrógeno como fuente de generación de energía. Tenemos muchos desafíos en el horizonte, y sin duda, Genneia se encontrará delante de ellos, buscando soluciones innovadoras.

 

Fuente: https://www.ambito.com/anuario-2020/energias-renovables/un-recorrido-firme-el-desarrollo-las-argentina-n5154724

 

 

 

 

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En el gobierno reconocen que la suba de tarifas no está decidida y dejan abierta la posibilidad de no aumentar hasta después de las elecciones

“Hoy todavía parece un poco lejano”, aseguró el jefe de Gabinete Santiago Cafiero el sábado pasado cuando le preguntaron si van a aumentar las tarifas. La consulta surgió porque el secretario de Transporte, Mario Meoni, había anticipado una suba inminente en los pasajes de trenes y colectivos. Sin embargo, la desmentida abarcó al conjunto de los servicios públicos. La demora expresa las diferencias internas entre el albertismo y el cristinismo sobre cómo y cuándo salir del congelamiento. Fuentes del gobierno incluso dejaron trascender a EconoJournal que si en marzo no se avanza con algún tipo de ajuste lo más probable es que el tema quede definitivamente postergado para después de las elecciones del 24 de octubre.

“Lo que hay es una evaluación permanente pero todavía no hay ninguna decisión tomada sobre cómo sigue la cuestión tarifaria. En lo inmediato todavía no hay nada”, remarcó Cafiero en declaraciones a radio Mitre. La frase fue interpretada en el sector energético como un freno al plan impulsado por el ministro Martín Guzmán y el secretario de Energía Darío Martínez para avanzar cuánto antes con un esquema de aumentos segmentados.

En Energía reiteraron a EconoJournal que fue el propio Alberto Fernández quien le pidió a Martínez que trabaje en un esquema de descongelamiento gradual, pero reconocen que la decisión todavía no está tomada.

La influencia de Cristina

Si el presidente Fernández, el ministro de Economía y el secretario de Energía coinciden en la necesidad de comenzar a descongelar las tarifas, lo obvio sería que ese proceso ya se hubiera iniciado, pero este es un gobierno particular donde el candidato a presidente del Frente de Todos fue elegido a dedo por Cristina Fernández de Kirchner, quien ocupa la vicepresidencia, es líder del espacio político y además tiene la mayoría de los votos.

Eso no significa que gobierne la vicepresidenta. Como remarcó la propia Cristina Fernández de Kirchner en la carta publicada en el aniversario de la muerte de Néstor Kirchner, el que gobierna es Alberto Fernández, pero hay algunos temas donde la ex mandataria conserva una influencia decisiva desde el comienzo de la gestión y energía es uno de ellos. De hecho, en esa carta hizo referencia a las «tarifas dolarizadas e impagables» que dejó el macrismo.

Su poder se expresa en el control de los entes reguladores de luz y gas. Allí puso a comienzos de año a Federico Basualdo y Federico Bernal, y pese a la resistencia que generaba Bernal en el albertismo no hubo forma de consensuar otro nombre. Además, controla IEASA (la ex Enarsa), a través de Andrés Cirnigliaro y luego avanzó sobre la estructura de la secretaría al designar a Basualdo como subsecretario de Energía Eléctrica al tiempo que conservó el control del ENRE a través de María Soledad Manin, quien se venía desempeñando como colaboradora de Basualdo.

La vicepresidenta también se reservó poder de veto sobre sillas claves de la secretaría, lo que explicó, por ejemplo, la salida en octubre de Juan José Carbajales de la subsecretaría de Hidrocarburos, solo porque lo identificaba con el ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas, a quien un tiempo antes logró quitarle el control del área energética a través de una estrategia de desgaste que fue encabezada por Bernal, su principal referente en el sector.

El equipo de Kulfas fue el que diseñó el Plan Gas 2020-2024, iniciativa resistida por el cristinismo y frenada durante meses, que finalmente vio la luz en noviembre, aunque para entonces Kulfas y varios de sus hombres ya habían quedado en el camino.

Contrapunto por tarifas

El presidente Alberto Fernández dejó en claro durante la campaña electoral que durante su gobierno las tarifas no iban a subir al ritmo del dólar, pero sus hombres de confianza remarcan todo el tiempo que tiene que haber un ajuste gradual que al menos acompañe la inflación, para mantener estables los subsidios y otorgar incentivos al sector privado que garanticen el mantenimiento y la expansión del servicio.   

El albertismo cuestiona con dureza los aumentos que impulsó el ex ministro de Energía Juan José Aranguren durante el macrismo, pero también es profundamente crítico de la política tarifaria que llevó adelante Cristina Fernández de Kirchner durante la gestión de Julio De Vido. Sostienen que de nada sirven las tarifas bajas si no se puede garantizar un servicio de calidad y remarcan que hoy ni siquiera están disponibles los recursos públicos que Cristina tuvo durante su presidencia. “Con guita podés ser Chávez, pero sin guita a lo sumo podrás ser Maduro”, remarcó a EconoJournal una fuente oficial que insiste sobre los riesgos que implica volver a transitar el mismo camino que en el pasado pero sin plata.

En el cristinismo, en cambio, durante este año se ha llegado a proponer una baja nominal de hasta un 22% en las tarifas residenciales del gas para el invierno. Como reveló EconoJournal en julio, el interventor de Enargas, Federico Bernal, le elevó la sugerencia a Cristina Fernández de Kirchner y la vicepresidenta no solo no la desechó sino que se la acercó a Guzmán para que evaluará si era posible avanzar en esa dirección. El ministro de Economía descartó una baja nominal en un escenario donde la inflación anual ronda el 40%, pero el solo hecho de haber tenido que evaluar esa propuesta deja en claro las diferencias que existen al interior del gobierno.

Guzmán sostiene cada vez que puede que es indispensable al menos ponerle un freno a la suba de los subsidios y eso exige no solo no bajar las tarifas en términos nominales sino al menos subirlas al ritmo de la inflación. Ese punto forma parte de los compromisos asumidos ante el Fondo Monetario Internacional para tratar de destrabar la negociación por la deuda y poder extender los vencimientos de los próximos años. Martínez fue el encargado de diseñar ese plan, remarcando que el aumento se aplicaría de modo segmentado para preservar el poder adquisitivo de los que menos tienen.

Dentro del gobierno sostienen que Cristina Fernández de Kirchner al menos no impugnó la propuesta de un aumento segmentado, que ella misma había puesto en marcha en 2011, de modo parcial, cuando intentaba dejar atrás el congelamiento. Sin embargo, sus alfiles en los entes reguladores han registrado en los últimos meses escasos avances para que ese plan se pueda llevar adelante. Bernal, por ejemplo, insiste con que todavía no terminó de realizar las auditorías que comenzó en marzo y cuando Guzmán y Martínez hablaban de avanzar con los aumentos a partir de enero salió al cruce diciendo que el proceso administrativo necesario para concretar las subas iba a llevar “varios meses”.

Cristina Fernández de Kirchner incluso reivindicó la semana pasada en la ex ESMA, durante la celebración del Día Internacional de los Derechos Humanos, la política de subsidios que llevó adelante durante su gobierno. La ex presidenta recordó que la primera vez que había estado en el predio de la ESMA fue el 24 de marzo de 2004 acompañando al presidente Néstor Kirchner y dijo que en ese momento los familiares de los detenidos desaparecidos seguían reclamando memoria, verdad y justicia. Luego recordó que la última vez que había estado en el predio de la ex ESMA fue el 2 de diciembre de 2015 para la inauguración de una serie de edificios del Espacio de Memoria y Derechos Humanos que funciona allí. «Es como una parábola porque ahora hay otros derechos humanos que también tenemos que venir a reparar y que han sido dañados. Estaba releyendo el discurso que di en aquella oportunidad acá y hablaba de los subsidios y decía que esos subsidios que habían sido tan criticados por muchos argentinos y argentinas los iban a extrañar. Ya sabíamos quién era presidente en ese momento, era 2 de diciembre y ya había ocurrido el ballotage», afirmó.

Todos en el gobierno coinciden ahora en que no habrá cambios en las tarifas de luz y gas al menos hasta marzo porque si se decidiera poner el pie en el acelerador ahora igual habría que esperar al menos dos meses para poder concretar la audiencia pública y evaluar sus resultados. No obstante, la novedad es que dentro del gobierno ya empiezan a abrir el paraguas y remarcan que si para marzo el aumento no se concreta ven muy difícil que se pueda avanzar en el medio de la campaña electoral. En este contexto, el elogio formulado por Cristina Fernández de Kirchner a la política de subsidios llevada adelante durante su gobierno adquiere sin duda una significación especial.

-¿Y si el Fondo pone como condición el aumento de tarifas para llegar a un acuerdo? –preguntó EconoJournal a una fuente oficial.

-Al Fondo hay que prometerle que se va a cumplir con un determinado compromiso de déficit. Por lo tanto, habrá que recortar en otras partidas para que el congelamiento tarifario no afecte ese objetivo macroeconómico.

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