Se trata de acelles, hubs y contenedores con componentes para 13 aerogeneradores para el parque Los Teros II. El resto de los materiales llegará la semana próxima. Se realizó en el puerto de Bahía Blanca la descarga de materiales destinados al parque eólico Los Teros II, que la empresa YPF construye en Azul. En el transcurso de la semana se procedió al desembarco en el muelle multipropósito que explota la empresa Patagonia Norte de nacelles, hubs y contenedores con componentes para 13 aerogeneradores, según señaló el sitio especializado http://argenports.com.ar/ El material llegó a la estación marítima bahiense a bordo del […]
El ex secretario de Energía era presidente en el directorio. La compañía renovó sus autoridades con la incorporación del nuevo titular de la cartera energética. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) resolvió definir su directorio en la última asamblea general, realizada el 29 de octubre y recién publicada en el Boletín Oficial de la Nación este miércoles 9 de diciembre. Sergio Lanziani, ex secretario de Energía, dejó de ser presidente por los accionistas Clase A. En tanto el actual secretario de Energía, Darío Martínez, queda como presidente de la entidad. En el caso de Lanziani, el misionero renunció a fines de agosto ante […]
Tres cámaras sectoriales enviaron un último pedido a las autoridades para que atiendan su reclamo de recomposición del precio de venta. El autismo oficial las lleva a creer en “la intención del gobierno nacional de terminar con la industria nacional del biodiesel”. Cansados de las dilaciones del gobierno nacional, las empresas elaboradoras de biocombustibles se juegan una última carta antes de judicializar el reclamo por el precio de su producción, que las autoridades mantienen prácticamente congelado desde hace un año. En un documento conjunto, tres cámaras sectoriales intimaron a las autoridades a la “inmediata publicación de un precio de venta […]
La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. El gobierno iniciará formalmente esta semana la negociación con Bolivia para revisar el contrato de importación de gas. La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. Se estima que Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía, liderará políticamente el equipo técnico encargado de iniciar […]
AES Corporation anunció hoy que designó a Italo Freitas, actual presidente de AES Brasil, como vicepresidente de Nuevos Negocios para la unidad estratégica de negocios AES Sudamérica, compuesta por Chile, Argentina, Brasil y Colombia. La Presidencia de AES Brasil será asumida por Clarissa Saddock.
Italo Freitas es licenciado en ingeniería mecánica de la Universidad de Pernambuco – Escola Politécnica de Brasil, tiene una maestría en Energía, Medio Ambiente y Recursos Hídricos de la Universidad de Campinas y es MBA en Finanzas de la Universidad de Murcia, España.
En los últimos catorce años se ha desempeñado en el grupo AES ocupando las posiciones de: presidente de AES Tietê & AES Uruguaiana; vicepresidente de Operaciones de Generación; director de Operaciones y Mantenimiento de AES Tietê AES Uruguaiana Emprendimientos S.A.; gerente de Ingeniería y Performance en AES Cartagena- España.
Durante su gestión, Freitas lideró el rápido crecimiento de más de 1200 MW de AES en Brasil con énfasis en energías renovables y soluciones digitales para clientes comerciales e industriales. Junto con ello, implementó el proceso de digitalización de los procesos de operación y mantenimiento.
El presidente de AES Sudamérica y del directorio de AES Gener, Julián Nebreda, indicó que la llegada Italo Freitas le dará un nuevo impulso a la implementación ya acelerada de las energías renovables y la integración de tecnologías de punta que está desarrollando la compañía en Chile, Colombia y Argentina.
“Conozco la trayectoria de Italo y sé que será un gran aporte para los cuatro mercados que liderará desde Vicepresidencia de Nuevos Negocios. Su visión será clave para cumplir nuestra misión de acelerar un futuro energético más seguro y sostenible”, dijo Nebreda.
Empresas españolas como Enel, Acciona, Iberdrola o Siemens Gamesa han pedido a la Unión Europea (UE) que impulse el desarrollo de soluciones de hidrógeno renovable para que sea competitivo con las soluciones de hidrógeno convencionales antes de 2030. Lo han hecho en una carta enviada a los ministros de Energía de la Unión Europea, informó hoy el grupo italiano Enel. “La UE debe poner todos los recursos y la voluntad política para hacer que este hidrógeno de origen renovable sea competitivo con las soluciones de hidrógeno convencionales antes de 2030″”, han argumentado. “Al tomar las decisiones adecuadas y colocar las […]
Tal como estaba estipulado en el último acuerdo salarial, ayer se reunieron las Cámaras empresarias con representantes del sindicato de trabajadores para analizar el impacto del incremento del costo de vida en el poder adquisitivo de los operarios del sector. A poco menos de un mes de haber acordado la escala salarial para lo que resta del año y los primeros meses de 2021, ayer estacioneros y sindicalistas volvieron a reunirse de manera virtual ante funcionarios del Ministerio de Trabajo. El motivo: Revisar el impacto del incremento del costo de vida en el poder adquisitivo de los empleados del sector. […]
Por primera vez, las centrales de energías limpias superan a las fósiles en Chile. De acuerdo al último informe de Generadoras, la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) llegó a los 25.997 MW durante el mes de noviembre y un 50,3% de esa oferta está conformada por centrales de energías renovables.
De manera desagregada, puede observase que 13.081 MW son renovables, mientras que los 12.915 MW restantes provienen de fuentes fósiles.
Entre las energías limpias, las hidroeléctricas de embalse y de pasada representan 6.793 MW en conjunto; la solar fotovoltaica, 3.266 MW; y la eólica, 2.527 MW.
Un dato saliente es que estas últimas dos fuentes variables, sumadas, superan a la potencia instalada de centrales a carbón (5.040 MW), las más representativas entre las fósiles que aportan casi el 40% de la energía que se consume en Chile.
Fuente: Generadoras
En construcción
Pero la información más relevante del informe de Generadoras es que hasta el mes de noviembre se contabilizaron 115 los proyectos de energía eléctrica en construcción, que, con una inversión de 13.463 millones de dólares, alcanzarán los 7.386 MW de potencia.
De esa capacidad, el 92,5% corresponden a energías renovables. El 48,8% está representado en centrales solares fotovoltaicas, por 3.605 MW, y el 28,5% por parques eólicos, por 2.104 MW. Es decir que la potencia de estas fuentes de energía se duplicará.
¿En qué plazo ocurrirá eso? De acuerdo al cronograma indicado por Generadoras, se espera que para el primer cuatrimestre del 2022 ingresen en operaciones todos los proyectos eólicos y solares en vías de construcción.
Fuente: Generadoras
En cuanto al resto de las fuentes de energía que están en obras, pueden destacarse centrales hidráulicas, por 924 MW (que representan el 12,5% del padrón); plantas de biomasa por 166 MW (2,2%) y el proyecto geotérmico de 33 MW, Cerro Pabellón Unidad.
Las fuentes térmicas hacen al 7,5% de los proyectos en construcción, por un capacidad de potencia de 553 MW.
La semana pasada, ABO Wind desarrolló un seminario digital titulado “Sustentabilidad y flexibilidad, beneficios y aplicaciones de baterías y energías renovables en Latinoamérica”.
El evento, además de centrarse en las aplicaciones de almacenamientos con baterías que se están empleando en el mundo, hizo una observación especial en la subasta que está preparando el Gobierno de Colombia, denominado Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB), de 50 MW, que se instalará en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico.
“Esta licitación se enfoca a fortalecer la red de transmisión, no para servicios auxiliares o regulación de frecuencia sino para resolver problemas de restricción de la red”, explicó Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, que fue uno de los disertantes del evento.
Si bien los pliegos definitivos de la subasta aún no se publicaron, el Gobierno adelantó un pre-pliego en el que precisa algunos detalles, entre ellos que el proyecto deberá estar en operaciones en el primer semestre del 2022.
Durante el evento, Corredor estuvo acompañado por dos ejecutivo de empresa. Por un lado, Andres Trepp, Partnership Manager LatAm de Rolls-Royce, quien particularizó sobre los beneficios de las baterías; y, por otro lado, Alejandro Nitto, Project Manager Colombia de ABO Wind, que se centró en el suministro de energía confiable y resiliente en el siglo XXI.
Ambos directivos destacaron el proceso que está llevando a cabo Colombia con la subasta, que le dará know how para posteriores emprendimientos.
“El futuro de las baterías es inevitable”, observó Nitto. Destacó que tanto para facilitar una mayor penetración para las renovables variables, como la eólica y solar fotovoltaica –que año a año bajan de precio-, como para darle solidez al sistema eléctrico, el almacenamiento con baterías será la solución.
En ese sentido, Trepp de Rolls-Royce fue contundente: “el crecimiento vegetativo en el parque de generación y transmisión es obligatorio”.
Corredor, por su parte, agregó datos sobre la depreciación que se espera en esta tecnología. Citando estudios de BloombergNEF (BNEF), señaló que para el 2024 «los precios de los paquetes de baterías bajarán de 100 dólares/kWh en promedio ponderado por volumen, impulsado en parte por la introducción de nuevas químicas celulares, equipos y técnicas de fabricación».
Además, evocó un informe de The New Rules of Competition in Energy Storage, de abril del 2018, donde se indica que para el 2030 los costos de las baterías se reducirían en un 26% y un 63%, de acuerdo a distintas variables; y para 2050 la caída sería entre el 44% y el 78%.
“A medida que se empiece a tener un mercado donde ya sean más los actores que intervengan, como el sector privado, el sector público, donde se celebren contratos bilaterales, va a haber un gran movimiento, que solo hay que acompañarlo con normativas, regulaciones”, observó Nitto, Project Manager Colombia de ABO Wind.
No obstante, para Corredor el Gobierno de Colombia deberá realizar modificaciones profundas del marco regulatorio para incentivar el uso de baterías. “La licitación si bien abre una nueva ventana a esta tecnología, nos queda mucho por resolver”, observó.
Entre los ejes más importantes a trabajar, el dirigente de SER Colombia puntualizó en la remuneración. “Si se va a pagar por mercado, bajo un esquema competitivo (subasta), o si en un mercado regulado”, indicó.
Los puntos a tener en cuenta para una mejora en la regulación de Colombia. Fuente: SER Colombia
El evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) se llevará a cabo el próximo martes 15 de diciembre. Allí, referentes empresariales y autoridades de gobierno se congregarán bajo el título: “Inversiones en energías renovables: perspectivas y desafíos 2021″.
De allí es que este 2020 la temática eje del evento sean las nuevas oportunidades de inversiones “verdes” en Uruguay impulsadas a través de la Ley de inversiones.
En representación del sector público asistirán delegados de la Comisión de Aplicación de la Ley de Inversiones (COMAP). También, otros representantes clave del Ministerio de Industria, Energía y Minería y el Ministerio de Economía y Finanzas dirían presente.
“La COMAP hará una presentación de los beneficios fiscales que se obtienen a través de la Ley de Inversiones para producción más limpia”, adelantó Marcelo Mula, flamante presidente de AUDER.
Aquellos beneficios se remontan a un decreto lanzado en octubre de este año y que, a diferencia de estímulos pasados que llegaron a aliviar hasta un 30% del impuesto a la renta, en esta oportunidad se puede lograr el 100% de exoneración.
“Las empresas hoy cambian gasto por inversión. En vez de pagar la renta al Estado, presentan un proyecto sustentable -de energías renovables o movilidad eléctrica- a la COMAP y, si se valida, automáticamente se les otorga el crédito y pueden llevar a cabo su proyecto”, explicó Marcelo Mula.
Sobre este y otros temas se hablará en el evento del próximo martes 15 de diciembre. El programa preliminar que se compartió en exclusiva a Energía Estratégica incluye:
-Presentación de las líneas de trabajo que llevará a cabo el nuevo directorio de AUDER el próximo año;
-Explicación de mecanismos de promoción de inversiones en energías renovables por parte del Gobierno
-Mesa de diálogo entre empresas que tienen casos de éxito en la incorporación de beneficios fiscales a energías renovables y movilidad eléctrica.
Autoridades de este gremio empresario también informaron a este medio que, distinto a lo planeado inicialmente, el encuentro se realizará en modalidad virtual. Con lo cual, los interesados en asistir deberán registrarse para asistir.
Tras su éxito en Estados Unidos, la serie A-ES ya está disponible en Latinoamérica. Se trata de un inversor híbrido monofásico de alto voltaje que llega hasta 4 MPPT.
«La serie A-ES está diseñada para aumentar el autoconsumo en áreas con altos precios de electricidad, bajas tarifas de inyección y necesidad de reducción de picos. Puede suministrar energía a cargas críticas cuando la red se ve comprometida», señalan desde la compañía.
Este producto es óptimo para todos los mercados de la región, con excepción de Argentina y Chile que son países que tienen mayor compatibilidad con otras innovaciones realizadas para redes eléctricas de mercados europeos.
“Para sistemas de corriente de fase dividida -split phase- nuestro inversor de almacenamiento de energía A-ES es prometedor. Tiene la ventaja de contar con un autotransformador con el cual se entrega inmediatamente la energía en la tensión requerida”, explicó Jorge Visoso, gerente de ventas para América Latina de GoodWe.
Existiría una demanda creciente de soluciones híbridas en la región. Y para atender a esa considerable cantidad de nuevos usuarios, esta empresa líder en inversores también sumó baterías de ion litio a su abanico de productos.
“GoodWe está lanzando su línea de baterías adaptables a nuestros inversores de almacenamiento de energía. Esto va a ser uno de los elementos más importantes de nuestra estrategia el año próximo en la región”, adelantó Jorge Visoso, en conversación con Energía Estratégica.
La empresa tendrá disponible dos modelos de fabricación propia para baja y alta tensión que denominó baterías SECU-S. En detalle, las principales ventajas de este tipo de baterías frente a otras de ácido de plomo es mayor seguridad y vida más prolongada por sus ciclos de carga.
El referente empresario consideró que la falta de baterías hace que muchos clientes se inhiban para comprar inversores de almacenamiento de energía. Para evitar aquello, ahora con GoodWe será posible comprar el kit completo.
Si bien este tipo de soluciones están dirigidas al sector residencial, desde la compañía aseguran que el año próximo sumarán un nuevo inversor de almacenamiento de energía para el sector comercial.
La inversión eólica alcanzó un récord, con US$89 mil millones destinados a construir proyectos en 30 mercados emergentes, tanto en tierra como en alta mar.
La competitividad fundamental de costos de estas tecnologías limpias en comparación con sus rivales de combustibles fósiles fue uno de los factores que impulsó su crecimiento, y que influyó en los inversionistas extranjeros. La inversión extranjera directa (FDI) total en apoyo de las energías renovables estableció un nuevo récord de U$32 mil millones en 2019, frente a un máximo anterior de U$24 mil millones en 2018. La gran mayoría–84%–del total de 2019 provino de desarrolladores de proyectos internacionales, servicios públicos, bancos comerciales y otras fuentes privadas.
Luego llegó la Pandemia. Si bien el Covid-19 ha afectado a casi todos los sectores de la economía mundial, el efecto en los mercados emergentes ha sido particularmente grave. Para mantener sus economías a flote, los gobiernos en varios de estos mercados han impulsado el gasto y, a su vez, han aumentado el endeudamiento—viendo cómo sus monedas se devalúan y sus ratings de deuda soberana se rebajan. Lo que había sido un fuerte flujo de inversión en energía limpia desde el extranjero se ha ido agotando, ya que muchos inversionistas están buscando oportunidades domésticas más seguras.
Esta historia en desarrollo se cuenta en detalle en el Climatescope 2020 de BloombergNEF, su encuesta anual completa sobre la transición energética en los países en desarrollo. Climatescope representa los esfuerzos de casi 60 analistas de BloombergNEF, quienes recopilaron 123 indicadores de datos detallados en 108 mercados emergentes a nivel mundial.
Los resultados completos se pueden encontrar en global-climatescope.org. Este año, por primera vez, Climatescope también incluye datos sobre 29 países desarrollados.
Climatescope destaca un número de logros importantes que se alcanzaron en 2019, incluyendo:
Las economías emergentes representaron el 58% (US$144 mil millones) de los US$249 mil millones en financiación de activos invertidos en capacidad de energía limpia a escala de servicios públicos en todo el mundo durante el año.
La presencia de la energía solar está dominando. Tres de cada 10 mercados emergentes instalaron más capacidad solar que de cualquier otra fuente en 2019. 69 mercados construyeron nuevas instalaciones solares a escala de servicios públicos o menores en 2019, financiados con más de $48 mil millones. La energía solar al final del 2019 era el 8% de la capacidad de generación de energía de los mercados emergentes y el 2% de la generación. Actualmente, 95 mercados tienen al menos 10 megavatios (MW) de energía solar instalada.
China continental e India siguieron siendo los mayores mercados emergentes para la inversión en energía limpia. Los dos representaron US$94 mil millones de nuevas inversiones en energía eólica y solar a escala de servicios públicos y 76GW instalados en energía eólica y solar en 2019 (las cifras de capacidad incluyen financiación para instalaciones a escala de servicios públicos y para energía solar a pequeña escala).
Por primera vez, las energías renovables (incluyendo las hidroeléctricas) representaron la mayoría de la nueva capacidad añadida en los otros 106 mercados emergentes (excluyendo China continental e India). La construcción de generadoras a gas cayó a su nivel más bajo en estos mercados desde 2014, con sólo 17GW agregados.
«2019 fue un año de eventos inéditos, en su mayoría positivos «, dijo Luiza Demôro de BloombergNEF, la autora principal de Climatescope. «El aumento de capital que vimos fluir hacia los mercados emergentes sugiere que los inversionistas se sentían bastante cómodos con los riesgos que implica financiar nuevos proyectos de energía eólica o solar allí».
Si bien Climatescope no contiene datos completos de 2020, los primeros indicios sugieren que los trastornos relacionados con la pandemia han desacelerado los flujos de inversión en energía limpia en los mercados emergentes y están dando motivos a los inversionistas para hacer una pausa.
Por primera vez desde 2016, BloombergNEF ha registrado trimestres con flujos de capital hacia los mercados desarrollados superiores a los flujos hacia mercados en desarrollo.
Si bien el Covid-19 no es de ninguna manera el único factor en juego en estas cifras, la pendiente y la consistencia de la caída hasta por tres trimestres de 2020 sugieren que las cifras del año completo bajarán considerablemente en comparación con 2019.
En 2019, el apoyo de las instituciones financieras de desarrollo, incluidos los bancos internacionales de desarrollo, se mantuvo a un nivel de aproximadamente $4 mil millones, pero su participación en la inversión extranjera directa total de energía limpia cayó a un mínimo de un 11% en 10 años.
«El apoyo de estas instituciones de financiación del desarrollo no estaba en acorde con el crecimiento del mercado antes de la pandemia», expresa Ethan Zindler, jefe de BloombergNEF en las Américas.
«Con suerte, se intensificarán en el año que viene, ya que el Covid-19 ahora está reduciendo el monto de capital privado disponible».
Al igual que en años anteriores, Climatescope aprovecha los datos que recopila en los mercados en desarrollo para crear puntuaciones generales para cada uno. Los cinco mercados con mayor puntuación este año son:
• Chile. El país fijó y cumplió un objetivo de mandato de energía limpia 2025 del 20% y ahora busca el 60% para 2035. Chile se clasificó en el segundo lugar en la encuesta del año pasado, y en el primer lugar en 2018.
• India. Su gobierno tiene uno de los objetivos de energía renovable más ambiciosos del mundo, con una meta de 175GW para 2022.
• Brasil. El país ha sido pionero en subastas competitivas para contratar energía limpia, lo que llevó a 30GW de energía renovable contratada en 2009-2019.
• Jordania. Las instalaciones de energía renovable en Jordania han experimentado un auge en los últimos cinco años, con 1.5GW de PV y más de 500MW de capacidad eólica instalada en 2015-2019.
• China continental. La inversión en energía limpia en el país se ha estado hundiendo desde 2017 como resultado de los cambios en las políticas, especialmente la eliminación de las generosas tarifas reguladas que fueron la norma durante gran parte de la última década. Aun así, gracias al crecimiento y compromiso nacional, sigue siendo una tierra de enorme potencial para las energías renovables.
Climatescope es transparente en cómo obtiene puntuaciones en diferentes mercados al poner los datos subyacentes a disposición del público.
El sitio web de Climatescope (https://global-climatescope.org) permite a los usuarios clasificar los mercados según diferentes características. Este es el noveno año que BloombergNEF ha producido su encuesta Climatescope.
Culminamos un año excepcionalmente atípico, en el cual la pandemia ha condicionado la agenda global. Sin embargo, aún en un contexto de crisis podemos atribuirnos importantes resultados, aportes a la región y apoyo a la coyuntura sanitaria y económica que atraviesa nuestra región y el mundo.
Ejemplo de estas acciones se reflejan en los resultados de la V edición de la Semana de la Energía de América Latina y El Caribe, organizada como todos los años entre Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo, esta vez en modalidad cien por ciento virtual.
Demostramos que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de nuestra región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales. Se desarrollaron más de 11 paneles con 22 mesas temáticas abarcando todos los temas de interés para la región; energías renovables, eficiencia energética, acceso, género, impactos de la pandemia, innovación, entre otros.
La asistencia a los paneles temáticos superó en promedio los 580 participantes conectados por diferentes plataformas. Más de 60 organismos, empresas y representantes de gobiernos han dado su aporte de conocimiento al evento y han expuesto su amplia experiencia.
Las reuniones de gobernanza de Olade tuvieron la representación de 21 delegaciones de nuestros Países Miembros con la asistencia de 9 ministros y 7 viceministros.
Demostrando que Olade profundiza su vínculo con las agencias globales, contamos con dos oradores principales de primer nivel, el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía y el Dr. Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables.
El diálogo político y estratégico ministerial permitió el intercambio entre los altos funcionarios de gobierno en temas cruciales para la región, y las estrategias necesarias para una recuperación sostenible post pandemia.
Durante la presidencia de Reunión de Ministros de Olade a cargo de la República de Trinidad y Tobago, país representado por el ministro de Energía e Industrias Energéticas, Franklin Khan, se informó el desarrollo de una estrategia regional para utilizar el gas natural como acelerador de la descarbonización de América Latina y el Caribe, en apoyo a las transiciones energéticas de la región.
Como Decisión Ministerial se anunció el accionar de Olade para apoyar la iniciativa RELAC, que busca fijar la meta regional del 70% de participación de energías renovables en la generación de electricidad de nuestra región.
Por primera vez la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía (ARIAE) presentó un documento de vínculo entre reguladores y generadores de política. Asimismo, logramos por primera ocasión reunir las distintas plataformas de integración subregional de la región en una misma mesa.
Estamos muy conformes con los resultados, entendemos que el aporte de Olade sigue ininterrumpido y generando valor a nuestra región aún en contextos adversos que nos obligan a reinventarnos en nuestra propuesta de valor.
La Semana de la Energía nuevamente demuestra que la región avanza y que el evento se constituye en el principal ámbito de intercambio regional logrando impactos reales y sustanciales para apoyar el desarrollo del sector energía en LAC.
Con el objetivo de estimular las inversiones en generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables en todo el territorio nacional, TAO, dependiente del Ministerio de Transporte, a través de su presidente, Martín Marinucci, e IEASA, representado por el presidente, Andrés Cirnigliaro, firmaron un convenio de colaboración para el desarrollo conjunto de energías renovables.
En ese sentido, las empresas implicadas mantendrán la individualidad y autonomía de sus estructuras técnicas y administrativas, a la vez que asumirán particularmente las responsabilidades que les incumben.
El ministro de Transporte, Mario Meoni, agradeció al secretario de Energía Darío Martínez, manifestando que hablaron hace menos de 30 días “y ya estamos firmando el primer convenio». “Creemos que es el primero de los muchos convenios que podemos firmar y el primero de los pasos concretos que podemos dar de los muchos que vendrán en el futuro», agregó el Ministro de Transporte.
Y concluyó: “El convenio para nosotros es la posibilidad de, a través de las posibilidades que nos da IEASA y Ferrocarriles Argentinos, poder tener un grado de autoabastecimiento, que en algún punto nos permita bajar los costos operativos, además de dosificarnos y eyectar energía en el sistema”.
Por su parte, Darío Martínez expresó: “Agradezco al ministro de Transporte porque rápidamente nos convocó a trabajar, a buscar una sinergia entre la secretaría de Energía y el Ministerio de Transporte. En este caso buscando eficiencia energética y cuidando el medio ambiente. Estamos muy contentos, y como dice el Ministro, es el primero de un montón de convenios. A IEASA le ha interesado desarrollar, y en este caso reemplazar energía renovable por energía que quizás podamos necesitar para otras actividades de manera eficiente, cuidando al medio ambiente y mostrando un Estado que va avanzando a la par de la demanda de esta sociedad moderna”.
En cuanto al convenio, será Trenes Argentinos Operaciones, encabezada por Martín Marinucci, quién suministrará a IEASA toda la información y/o documentación que le solicite y resulte necesaria para la evaluación de los consumos energéticos y sus formas de suministro correspondientes a la Operadora.
Mientras que IEASA será responsable de la evaluación de esos consumos y sus formas de suministro. En caso de identificar posibles optimizaciones, pondrá a consideración de TAO y del Ministerio de Transporte, los estudios preliminares con propuestas de implementación de proyectos para el cumplimiento de los objetivos del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía.
Tanto TAO como IEASA reconocen el valor de la energía para el desarrollo y la importancia de su producción a partir de fuentes limpias y renovables y, en este sentido, consideran la necesidad de colaborar en el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía de las distintas empresas, sociedades y entes dependientes del Ministerio de Transporte de la Nación, y explorar posibles proyectos que redunden en beneficio.
Cabe recordar que TAO tiene asignada la prestación de numerosos servicios de transporte ferroviario de pasajeros de carácter urbano, interurbano, de larga distancia como regionales, mientras que IEASA, tiene a su cargo entre otros aspectos, la comercialización de la energía eléctrica proveniente de los aprovechamientos binacionales.
IEASA, empresa estatal que construye las represas Cepernic y Kirchner en la provincia de Santa Cruz, tiene presencia transversal en la industria energética y, por cuenta propia o a través de subsidiarias, presta distintos servicios tanto en la provisión y comercialización de gas natural, la producción y comercialización de energía eléctrica de distintas fuentes, como también en la ejecución de obras y proyectos de generación eléctrica renovables.
Según informan desde la compañía, el foco del nuevo CFO estará puesto en continuar con el crecimiento de Mainstream a nivel regional apoyando en la consolidación de la compañía como actor relevante en el desarrollo, la construcción y el suministro de energía renovable en Latinoamérica.
En el pasado Montenegro se desempeñó como CFO South America de la empresa Vestas y cuenta con una amplia experiencia en diversas industrias tales como construcción, farmacéutica, energías renovables y producción alimentaria (SeaFood y AgroFood), en diferentes roles como CFO, COO y Managing Director.
Sergio Montenegro es Ingeniero Comercial mención Administración de Empresas y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile, casado y padre de tres hijos.
Actualmente Mainstream se encuentra desarrollando en Chile su plataforma de ERNC “Andes Renovables” la cual consta de tres etapas.
La primera, llamada Cóndor, implica la construcción de tres parques eólicos y uno solar y tuvo una inversión total de US$830 millones.
La segunda etapa, denominada Huemul, consta de tres parques eólicos y dos solares con una inversión de US$934 millones.
Finalmente, la tercera fase y final de la plataforma, llamada Copihue, está en camino a lograr el financiamiento. Una vez finalizada, “Andes Renovables” aportará 1.300 MW al Sistema Eléctrico Nacional, suficiente para iluminar el equivalente a 1.725.000 hogares chilenos y evitar la emisión de más de 1.642.000 toneladas métricas de CO2 al año.
Con ella, a partir de 2022, Mainstream generará el 20% de la energía destinada a los clientes regulados del país.
La empresa española Naturgy Enegy Group puso en marcha un proceso de desinversión en la región. Su objetivo es reducir a una tercera parte el peso de sus negocios en América Latina y centrarse en países con monedas fuertes. Tres semanas atrás le vendió su participación en la distribuidora chilena Compañía General de Electricidad a la firma china State Grid, por U$S 3.100 millones y este martes anunció un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la concesión de la distribución de gas en dicho país. Con respecto a sus negocios en Argentina, desde la empresa aseguran que no tienen previsto deshacerse de sus activos pero que “si aparecen ofertas, se analizará cada caso”.
En Argentina, Naturgy es la segunda distribuidora de gas, con cerca de 1.600.000 clientes residenciales, 52.200 comerciales, 1.265 industriales, 400 estaciones de GNC y 3 subdistribuidoras. Además, participa en los gasoductos Del Pacífico y GasAndes. En el sector energético surgieron versiones de que estaba dispuesta a “escuchar ofertas” con respecto a la venta de sus activos en el país. Desde la compañía aseguraron a EconoJournal que “en Argentina no hay ningún plan de salida”, pero que si surgen ofertas “se analizarán, como en cualquier otra filial”.
Esta semana, Naturgy llegó a un acuerdo con el gobierno de Perú para rescindir la distribución de gas natural y abandonar el país. A partir del 18 de diciembre, el estado peruano asumirá la prestación del servicio de los 12.000 clientes que pertenecían a Naturgy. La empresa esgrime que invirtió más de US$ 120 millones y no obtuvo ningún beneficio. Incluso, amenazó con iniciar una demanda internacional por incumplimiento del Estado peruano de las condiciones para la distribución de gas. Sucede que la concesión de Naturgy dependía del funcionamiento del Gasoducto Sur Peruano, cuya obra quedó paralizada por el escándalo que involucró a la constructora Odebrecht.
Tres semanas atrás, la compañía española había anunciado el acuerdo alcanzado con la china State Grid para vender su filial chilena, la Compañía General de Electricidad – la empresa más grande de distribución de electricidad del país trasandino- por US$ 3.100 millones. En esa ocasión, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, señaló que esa operación se daba dentro del Plan Estratégico de la compañía para 2018-2022 que lleva a una reducción de su presencia en América Latina debido a la depreciación de sus monedas y la caída de la demanda.
En abril Naturgy también se desprendió de su negocio en Kenia al ceder la compañía de generación eléctrica Iberafrica por US$ 62 millones. Ese mismo mes vendió sus filiales en Moldavia a Duet Private por 141 millones de euros.
El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.
Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”
En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.
Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.
El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).
El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno
Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.
En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.
Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).
Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.
Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.
Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.
Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS
Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.
Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.
Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino
A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.
Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA
La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:
a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,
b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,
c) la inyección promedio mensual de GNL y
d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).
Período 1993-2004
Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.
La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.
Período 2004-2011
El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.
Período 2011-2019
Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.
Período 2019-2020
En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.
Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.
Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.
Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.
Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)
Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.
No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.
Fluctuaciones diarias de la demanda invernal
Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.
Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.
Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.
Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.
Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado
El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:
El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.
Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).
Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.
En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.
En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería
El 5 de diciembre de 2020, un titular del diario La Nación decía “Revés para el Gobierno: no logró abastecer la demanda de invierno de gas”. En la nota explicaba que “la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral)”.
Por su parte, el periodista Nicolás Gandini, en un artículo publicado dos días antes expresaba “lo que sí fue más llamativo fue el pequeño nivel de propuestas para inyectar gas adicional durante los meses de invierno. El pliego contemplaba un precio más caro (el precio base por 1,3 veces) para esa oferta. Pero las propuestas registradas hoy fueron exiguas. Sumaron, en conjunto, 3,6 MMm3/día de gas. Tecpetrol ofreció 2 millones, Petrolera Pampa, uno; y la francesa Total, 600.000 m3/día.”
En mi opinión, los buenos resultados obtenidos para la demanda firme anual y, por el contrario, la escasa respuesta para la demanda invernal son consecuencia directa del mercado relevante seleccionado para la realización de la subasta. Mientras que la competencia gas-gas con contratos plurianuales es realista para la demanda firme anual, no lo es para el caso de la demanda en los meses invernales.
Figura 1 Volúmenes ofertados en la subasta del 14 de febrero de 2019 con escalón para el período invernal.
El autor de este artículo ya había mencionado este problema en ocasión de la subasta realizada por el gobierno anterior en el Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) en febrero de 2019. En dicha subasta se solicitaba un escalón en el período invernal con un volumen igual a 2.5 veces el volumen anual (ver Figura 1). El precio promedio obtenido en esa subasta fue de 4.62 USD/MMBTU con un volumen anual de 14.3 MMm3/d y unos 35.7 MMm3/d en el período invernal. Como ya mencionara en esa oportunidad, el requerimiento de una oferta conjunta para ambos periodos fue una de las razones de la obtención de precios significativamente más elevados que los que se obtenían en ese momento para el mercado eléctrico (nótese, por otra parte, que el volumen máximo ofrecido en esa oportunidad fue la mitad del ofrecido en la subasta de este año 2020).
El error conceptual en el diseño de la subasta para el gas de invierno
Desde la perspectiva enunciada, el problema fundamental de ambas subastas (febrero 2019 y diciembre 2020) reside en que los mercados relevantes, la dinámica en competencia y la infraestructura disponible son completamente diferentes para la demanda base uniforme total que para la demanda del período invernal.
En la Figura 2 se puede ver (en azul) la demanda de gas natural Residencial-Comercial-GNC (R+P+GNC), industrial y para generación promedio diaria de cada mes de 2019 si el gas hubiera estado disponible para su consumo (se incluye el gas combustible asignado a cada tipo de usuario). Se muestra también (en amarillo) el abastecimiento de gas natural del año 2019 (108 MMm3/d promedio diario mensual de producción nacional inyectado al sistema con un máximo en julio de 121 MMm3/d). A estos valores se le suman el gas importado de Bolivia de unos 14 MMm3/d promedio anual con un máximo en julio de 19 MMm3/d.
Como se puede observar en la Figura 2, el mercado de gas natural por redes consiste en una demanda plana de unos 120 MMm3/d que incluye las demandas residencial, comercial, GNC, industrial y para generación eléctrica (esta última excluyendo parte de su demanda potencial entre mayo y septiembre).
Por el contrario, la demanda invernal adicional de unos 40 MMm3/d promedio mensual máxima en forma de cúpula corresponde a un mercado diferente, donde los generadores compiten por el gas natural invernal que pudiere llegar por los gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gas oil, así como también las eventuales restricciones al consumo industrial.
Figura 2 Demanda potencial de gas natural del año 2019 y abastecimiento disponible durante el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Resulta determinante para asegurar el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento que ambos mercados sean negociados por separado, ya que resulta evidente que tendrán precios marginales muy diferentes.
Por otro lado, es importante tener en cuenta quién dispone de la capacidad de transporte firme del sistema. Como se puede ver en la Figura 3, las distribuidoras compran para sus usuarios (es decir que los usuarios residenciales y comerciales pagan por esa capacidad de transporte) 92 MMm3/d (casi el 70% de la capacidad firme de transporte del sistema). Por su parte, los industriales y comercializadores compran capacidad por 23 MMm3/d y los generadores por 18 MMm3/d, completando los 133 MMm3/d de capacidad firme del sistema de transporte.
Figura 3. Capacidad firme de transporte disponible en el año 2018. Fuente: Datos del ENARGAS
Esto implica que la demanda plana de unos 120 MMm3/d, la capacidad de inyección actual de la producción nacional más Bolivia (Figura 2) y la capacidad de transporte firme del sistema coinciden aproximadamente con el volumen del mercado de gas natural plano que indicamos anteriormente en la Figura 2.
Del análisis precedente surgen tres conclusiones importantes en relación con el mercado de gas en boca de pozo. El sistema óptimo se basa en: a) un mercado de contratos de gas en boca de pozo plano de varios años de duración con las distribuidoras y usuarios industriales, dando certeza a los productores de una inyección constante que permita financiar las inversiones necesarias con mínimo costo para los usuarios; b) permitir a las distribuidoras participar en el mercado secundario de gas y transporte compitiendo con las ventas a los generadores fuera del período invernal; y c) separar este mercado plano de las distribuidoras e industriales del mercado invernal donde los generadores compiten por el gas que puede llegar por gasoductos, el GNL, el fuel oil y el gasoil.
Distintos períodos de abastecimiento invernal en el sistema argentino
A los efectos de extraer algunas enseñanzas para plantear un cambio estructural en el sistema de formación de precios para el gas natural de invierno, la Figura 4 muestra el abastecimiento de la demanda en el período que va entre los años 1993 y 2020. Se observa en la figura que se pueden distinguir cuatro períodos con características marcadamente diferentes como se describe a continuación.
Figura 4 . Abastecimiento de la demanda 1993-2019. Elaboración propia en base a datos del ENARGAS y CAMMESA
La Figura 4 muestra de arriba hacia abajo los siguientes gráficos:
a) Los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en el sistema argentino incluyendo el GNL y los gasoductos propios de las distribuidoras,
b) los caudales promedio mensuales de gas natural inyectados en los gasoductos troncales,
c) la inyección promedio mensual de GNL y
d) los combustibles utilizados para generación térmica (datos disponibles desde 1998 en adelante).
Período 1993-2004
Este período se caracteriza por el abastecimiento de la demanda invernal mediante gas natural con fuertes fluctuaciones estacionales en los gasoductos provenientes de Neuquén (30 MMm3/d de diferencia verano-invierno, ver Figura 4 b). En esos años el país contaba con gas natural convencional barato y abundante, y los gasoductos mencionados trabajaban con un factor de carga relativamente bajo.
La capacidad ociosa de los gasoductos era pagada por la demanda residencial y comercial a través del factor de carga igual a 0.35 establecido en la Licencia en el momento de la privatización y no modificado hasta hoy. En este período la capacidad de transporte prácticamente se duplicó “a tarifa”. Esto significa que la tarifa era suficientemente alta para que el aumento de los caudales de gas transportado fuera suficiente para pagar los créditos que tomaba la transportista para realizar las expansiones necesarias. La abundancia de gas natural y sus bajos costos de producción hacía que los productores inyectaran el gas de invierno con muy poca diferencia en el precio boca de pozo entre invierno-verano.
Período 2004-2011
El año 2004 dio inicio a la crisis de abastecimiento de gas natural. Esto se ve reflejado claramente en la inyección declinante de gas natural en Neuquén, como se puede apreciar en la Figura 4 b). También las fluctuaciones en la inyección de gas natural invierno-verano disminuyeron hasta prácticamente desaparecer en el año 2011. Los picos de consumo invernal fueron cubiertos cortando el abastecimiento a las centrales térmicas, que pasaron a consumir fuel oil y gas oil con picos invernales equivalentes a 30 MMm3/d, como se puede apreciar en la Figura 4 d). Esto significó costos de importación de combustibles líquidos muy elevados, que fueron pagados por el Estado Nacional.
Período 2011-2019
Este período se caracteriza por la consolidación de la utilización de los barcos de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar aportando inyecciones invernales de 30 MMm3/d de gas natural regasificado al sistema cerca del centro de demanda en Buenos Aires. El abastecimiento de la demanda invernal se completaba con la utilización de fuel oil y fundamentalmente gas oil, con volúmenes muy significativos. El primer Plan Gas para incrementar la producción empezó a dar resultados y la inyección de gas natural en Neuquén comenzó a crecer sostenidamente, recuperando a fines de 2018 los volúmenes del año 2004. La inyección de gas natural de Neuquén no tuvo prácticamente estacionalidad durante este período.
Período 2019-2020
En el año 2019 el abastecimiento de la demanda invernal adicional se cubrió con 20 MMm3/d de GNL, unos 15 MMm3/d de aumento estacional de la producción de gas natural y unos 5 MMm3/d de gas oil. La inyección de gas natural al sistema alcanzó su máximo histórico impulsado por precios elevados de gas natural mayoritariamente subsidiados por el Estado mediante una nueva versión del Plan Gas.
Como se puede apreciar del análisis precedente, existen varias combinaciones posibles de abastecimiento de la demanda adicional de invierno. La existencia de combustibles alternativos en las centrales térmicas, la aparición del GNL y la posibilidad de plantear un despacho eléctrico coordinado con la utilización de reservas hídricas en el invierno que pueden ser devueltas con generación térmica en el verano son elementos que pueden combinarse para obtener el abastecimiento más económico para el sistema. Es importante notar que el actor que está en condiciones de optimizar su abastecimiento y dispone de los combustibles alternativos es el sector eléctrico.
Un mercado competitivo, donde todos estos elementos se combinen generando un precio spot para el gas de invierno, sería capaz de construir ese abastecimiento optimizado, que podría incluir también un mercado de cortes donde los usuarios industriales podrían planificar el mantenimiento de sus instalaciones en semanas específicas del período invernal ofreciendo su gas firme al mercado a precios convenientes. La diferencia de precio verano-invierno motoriza también inversiones en gasoductos y, sobre todo, en almacenamientos tan necesarios para el sistema argentino de gas natural.
Por otro lado, es fundamental establecer regulaciones estables, transparentes y con un sistema de incentivos que permita que los agentes económicos tomen el riesgo de sus inversiones en un mundo en el que los precios de la energía son y seguirán siendo motivo de un continuo cambio. Esto se puede apreciar con claridad en la Figura 5, donde se muestra en USD/MMBTU la evolución de los precios del gas oil, el fuel oil, el precio del petróleo WTI, el precio del GNL en el mercado del Atlántico y el precio interno del gas natural de Estados Unidos (Henry Hub) para el período 1993-2019.
Figura 5. Precios de combustibles promedio anual en USD/MMBTU. Elaboración propia en base a datos de EIA (US Energy Information Administration)
Las diferencias de precios entre los distintos combustibles pueden alterar el abastecimiento óptimo cada año y por eso debe dotarse de flexibilidad al sistema regulatorio, tarifario y de formación de precios para adaptarse a los permanentes cambios.
No puede dejar de considerarse también la enorme ventaja que significa para un país contar con gas natural abundante y de bajo precio. Esto pudo observarse en Estados Unidos, donde la producción a gran escala del shale gas le permitió pasar de precios de país importador de GNL (hasta el año 2004) a exportador, con una enorme disminución del precio interno de gas natural (ver Figura 5). Esto produjo a su vez una mejora competitiva muy significativa en las industrias con una componente importante de costo energético como la petroquímica, fertilizantes y aluminio, que condujeron al retorno de plantas industriales que habían emigrado hacia otros países en busca de gas natural más económico.
Fluctuaciones diarias de la demanda invernal
Los cambios estructurales que es necesario implementar en el esquema de formación de precios del gas natural de invierno deben considerar no solo la variación mensual de la oferta y demanda, sino contemplar también la evolución diaria de la oferta y demanda en el período invernal.
Para ello se muestra en la Figura 6 la variación diaria de la inyección en gasoductos en 1997, año en el que, como vimos anteriormente, no había restricciones de oferta de gas nacional y la estacionalidad se cubría con un aumento de la inyección de gas natural en invierno. Por su parte, en la Figura 7 se muestra la variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. En ambas figuras las líneas verticales indican un intervalo de tiempo semanal.
Como se puede ver tanto en la Figura 6 como en la Figura 7, el invierno en Argentina no presenta una demanda uniforme, sino que comprende considerables variaciones que pueden contemplarse razonablemente con una agregación semanal. Tanto en el inverno de 1997 como en el de 2019 existieron semanas en pleno invierno con disminuciones de los caudales inyectados de más de 20 MMm3/d de promedio semanal.
Figura 6 Variación diaria de la inyección de gas natural en gasoductos en el año 1997. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Lo anterior indicaría que las subastas con contratos spot semanales serían una buena opción para hacer competir en forma óptima el gas invernal inyectado por los productores, el GNL y los sobrantes de gas natural comprados en firme por las distribuidoras o por usuarios industriales que pudieren sustituir con ventaja por otros combustibles o acomodar el período de mantenimiento de sus instalaciones. En las semanas con mayores costos de abastecimiento, CAMMESA podría también despachar reservas hidráulicas o importar energía eléctrica que podría recuperarse con generación térmica fuera del período invernal.
Figura 7. Variación diaria de la inyección de GNL en el año 2019. Fuente: Elaboración propia en base a datos del ENARGAS
Cambios estructurales requeridos para un abastecimiento optimizado
El sistema regulatorio de precios y tarifas de gas natural debe permitir la recreación de mecanismos y la inversión en infraestructura que aseguren el mínimo precio para los usuarios compatible con la seguridad de abastecimiento. Para ello deberían considerarse los siguientes principios:
El abastecimiento de gas natural no debe verse solo como inyección de gas en boca de pozo, sino que debe considerarse junto con el total de la infraestructura de abastecimiento, fundamentalmente los gasoductos, la regasificación y los almacenamientos subterráneos.
Un sistema argentino de abastecimiento más eficiente implica la consideración conjunta de la demanda residencial y la demanda para generación eléctrica, ya que en una red sin almacenamientos significativos es esencial en el período invernal la posibilidad de conversión a combustibles líquidos de una parte menor de la generación térmica, así como la posibilidad de optimización conjunta inter-estacional, disminuyendo embalses en el invierno que pueden recuperase con generación térmica adicional en el verano.
La diferencia en el precio de los combustibles para generación térmica invierno-verano es esencial para la generación genuina de infraestructura en forma de almacenamientos subterráneos, regasificación o gasoductos con factores de carga menores a uno.
El mercado de combustibles es un mercado mundial y por lo tanto es inevitable la utilización del dólar como referencia. Por otro lado, en países con recursos de gas natural abundantes, tal como ocurre en Estados Unidos y también está sucediendo en Argentina, la competencia gas-gas permite obtener precios internos de gas natural muy bajos. Esta es una enorme ventaja competitiva para la tan necesaria re-industrialización y modernización tecnológica de nuestro país.
Cualquier situación que afecte las posibilidades de acceder al servicio de gas natural o electricidad de usuarios de menores recursos debe ser atendida mediante subsidios a la demanda y no a la oferta.
La coexistencia de exportaciones en firme a Chile, aún en el invierno, con la importación estacional de GNL no debe verse como una contradicción, ya que la situación de la infraestructura hace que esa opción de abastecimiento para Buenos Aires siga siendo más económica. Al mismo tiempo, los abundantes recursos de shale gas de Vaca Muerta no plantean un problema de preservación de las reservas para el mercado interno como en el pasado sino, por el contrario, requieren una mayor escala de producción que solo la exportación puede proporcionar.
Los productores pueden ofrecer los mejores precios al mercado cuando pueden materializar contratos firmes de largo plazo y altos valores de “take or pay”, ya que esto permite la recuperación de la inversión en el menor plazo posible con un respaldo contractual.
El volumen máximo posible de contratos de gas en esas condiciones está dado por la capacidad firme de transporte contratada.
Teniendo en cuenta los niveles de demanda actuales, debería buscarse la contractualización en carácter firme plurianual de un mercado primario de aproximadamente 100 MMm3/d para distribuidoras y usuarios industriales.
Para el resto de la demanda se debería crear un mercado spot semanal, donde la generación térmica obtendría el mejor precio de abastecimiento en un sistema donde competirían la reventa de gas y transporte, el gas adicional de invierno que pudiere llegar por gasoductos, el GNL y los combustibles líquidos.
En relación con las tarifas de transporte y distribución, la próxima Revisión Tarifaria Integral debería incluir los cambios estructurales que se produjeron en el sistema argentino de gas natural en los últimos 20 años (ninguno de ellos fue considerado en la RTI del año 2016). En particular, debería determinarse el factor de carga de los usuarios residenciales y comerciales en cuanto a utilización y recuperación del transporte firme, la existencia de gasoductos bidireccionales, nuevas rutas y tarifas de transporte con puntos de inyección para el GNL y el sistema de incentivos y la forma en que la demanda residencial y comercial recuperaría parte de los beneficios de la reventa de gas y transporte realizado por las distribuidoras.
Hasta la crisis de abastecimiento del año 2004, las distribuidoras vendían gas y transporte firme a los usuarios industriales, y gas y transporte interrumpible a los generadores. De acuerdo con el Decreto No 2731 del 29 de diciembre de 1993, las distribuidoras debían tener contratado el 80% de su suministro de gas natural con contratos de largo plazo (contratos de más de 6 meses de duración según lo definido en el decreto).
Es decir que el sistema argentino de gas natural funcionó de acuerdo con un esquema comercial parecido al que aquí se propone (y en condiciones aún más difíciles, ya que el GNL no era un recurso disponible) hasta que la secuela de la crisis de 2001 en términos de retrasos tarifarios, congelamiento y segmentación de precios de gas y el consiguiente faltante de producción de gas nacional obligaron a cambiar las reglas para adaptarse a una situación no prevista de faltante de gas natural.
En mi opinión, el sistema energético argentino podría mejorar sustancialmente el funcionamiento que tenía antes de la crisis del 2004, en la medida en que se busque coordinar los despachos de gas y electricidad, desarrollar la producción de gas natural, incrementar el sistema de gasoductos, continuar utilizando la regasificación de GNL y permitir que la diferencia de precios entre invierno y verano surgida de la competencia entre todas las formas de abastecimiento impulse el desarrollo de almacenamientos subterráneos, la infraestructura de regasificación y la expansión de la red de gasoductos troncales.
En ese sistema la utilización de combustibles líquidos para generación térmica debería ser una eventualidad que ocurriría en circunstancias excepcionales, obteniéndose una matriz de generación ambientalmente más limpia y una industria de gas natural con bajos precios, flexible y confiable, en donde la optimización del menú de alternativas de abastecimiento sea conducida por la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
(*) Presidente del CEARE – UBA, Vicedecano – Facultad de Ingeniería – UBA, Miembro de la Academia Nacional de Ingeniería
El gobierno iniciará formalmente esta semana la negociación con Bolivia para revisar el contrato de importación de gas. La adenda firmada por la administración anterior finaliza el último día de este este año y el objetivo oficial es reducir las compras provenientes del país vecino a partir de 2021. Se estima que Ariel Kogan, mano derecha de Darío Martínez en la Secretaría de Energía, liderará políticamente el equipo técnico encargado de iniciar las conversaciones.
Caída de la producción boliviana. Bolivia enfrenta serios problemas para cumplir con sus compromisos de producción de gas. Luego de nacionalizar los hidrocarburos en 2006, el país vecino comenzó a incrementar su producción hasta alcanzar un pico de 63,09 millones de metros cúbicos diarios en 2014, pero desde entonces ha venido retrocediendo y el año pasado se produjeron solo 45,2 millones de metros cúbicos diarios, según cifras del Ministerio de Hidrocarburos del país vecino. “Su producción se está cayendo como un piano. No tienen chances de mantener su nivel de oferta en 2021”, explicó a EconoJournal allegados a Energía. A raíz de esta situación, el gobierno argentino quiere aprovechar para reducir las compras.
Comprar menos. En febrero de 2019 el gobierno de Mauricio Macri selló la cuarta adenda al contrato original firmado en 2006. Allí se estableció un nuevo esquema de compras que tomó en cuenta la estacionalidad argentina. En los meses de verano (enero a abril y octubre a diciembre), YPFB pasó a entrar 11 millones de metros cúbicos diarios, en mayo y septiembre el compromiso se elevó a 16 millones y en el pico de invierno, entre junio y agosto, el volumen trepó a 18 millones de metros cúbicos. Ahora el gobierno quiere revisar esos volúmenes para reducir el gas importado en invierno hasta los 13/14 millones de m3/día en los próximos tres años.
¿Por qué se quiere comprar menos gas? Si bien Argentina redujo su producción de gas en 2020, con el Plan Gas apuesta a recomponerla en los próximos años. Ese objetivo va de la mano de una estrategia destinada a ampliar el sistema de transporte de gas argentino, pero para eso es necesario reducir la importación. La escasa oferta de gas para el próximo invierno que comprometieron las petroleras llevará al gobierno a ser más cauto de lo que había previsto originalmente. No obstante, la intención es firmar una adenda de tres o cuatro años que permita pensar más allá de la coyuntura inmediata.
¿Hay posibilidades de que Bolivia acepte? La caída de la producción boliviana sin dudas fortalece la posición argentina. Sin embargo, la claúsula take or pay establece que el gobierno de Luis Arce solo debe pagar una penalidad del 15% en caso de no cumplir con los envíos de gas prestablecidos. La sanción es menor y juega a favor de Bolivia. El gobierno de Mauricio Macri quiso renegociar ese punto en febrero de 2019, pero no tuvo éxito. Debido a todo esto, los funcionarios argentinos aceptan que las probabilidades de conseguir su objetivo de máxima son muy bajas.
¿Quiénes negociarán por Argentina? Junto con Ariel Kogan, participarán funcionarios de Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), empresa firmante del contrato. Por lo tanto, Andrés Cirnigliaro formará parte de la negociación. Además, se espera que técnicos del Enargas y de CAMMESA puedan realizar aportes.
El sector del petróleo y gas se mantendrá estable en 2021, ya que la modesta mejora en los precios del crudo al año que viene llevará a los productores a limitar la inversión en capital y, aunque la demanda de combustible aumentará, no será a los niveles anteriores a la recesión, según las previsiones de Moody’s.
La agencia de calificación, en su informe global sobre los sectores de petróleo y gas en 2021, señala que esa limitación en la inversión de los productores tendrá efectos negativos en las perforaciones, los servicios de yacimientos petrolíferos y las empresas de transporte y comercialización de productos crudos o refinados derivados del petróleo.
En su informe, Moody’s explica que los precios mundiales del petróleo se mantendrán en el límite inferior de su rango de 45-65 dólares el barril de Brent a medio plazo, con una desigual recuperación de la demanda y del reequilibrio del mercado.
Asimismo, señala que las empresas integradas de petróleo y gas de la zona EMEA (Europa, Oriente Medio y África) protegen su flujo de caja en medio de la pandemia del coronavirus con la interrupción de la recompra de acciones, la reducción del gasto de capital respecto a sus presupuestos iniciales y con ahorros en los costes operativos.
Moody’s recuerda que algunas empresas habían comenzado recientemente a reducir los dividendos en efectivo a finales de 2020.
El estudio indica también que las grandes petroleras rusas son más resistentes a los impactos que están sufriendo los precios, al tener unos costes bajos y unas métricas crediticias generalmente sólidas, aunque también buscarán reducir el gasto de capital y recortar los costes operativos.
Asimismo, señala que los bajos precios del petróleo y las sanciones obstaculizarán el desarrollo de reservas difíciles de recuperar y proyectos complejos (Ártico, esquisto, aguas profundas), que presentan riesgos para el crecimiento de la producción a largo plazo.
Por su parte, las empresas europeas integradas aumentan las niveles importantes para los presupuestos generales de gasto de capital.inversiones en energía con bajas emisiones, en algunos casos con
El informe explica también que la industria europea continúa reestructurando la capacidad de refino en medio de un exceso de oferta persistente, agravado por las altas importaciones.
Moody’s ve probable que la industria europea de servicios petroleros permanezca estresada en medio de niveles de inversión más bajos.
Las compañías nacionales de petróleo del Consejo de Cooperación del Golfo se comprometieron, en general, a aumentar a largo plazo la producción de gas y productos petroquímicos, a pesar de los retrasos en el gasto de capital, señala el informe, que indica que los gobiernos del Consejo de Cooperación del Golfo continúan presionando a las compañías nacionales de petróleo para obtener dividendos estables a corto plazo.
La estatal chilena Codelco, la mayor productora de cobre del mundo, informó que lanzó una emisión de bonos por 500 millones de dólares a 31 años para recomprar deuda «aprovechando las ventajosas condiciones que presenta el mercado».
«La emisión permitirá a la estatal financiar la recompra de bonos por hasta 1.100 millones de dólares, con vencimientos entre 2021 y 2027″, dijo en un comunicado la compañía.
La transacción es liderada por los bancos BofA Securities Inc., J.P. Morgan Securities LLC, Mizuho Securities USA LLC y Scotia Capital (USA) Inc
«La empresa busca reducir los vencimientos de deuda durante el periodo más intenso de inversión de los proyectos que actualmente se encuentran en desarrollo o estudio», explicó en el mismo comunuicado el vicepresidente de Administración y Finanzas de Codelco, Alejandro Rivera.
Chile, que aglutina el 28 % de la producción mundial de cobre y que pese a la pandemia no ha detenido sus operaciones, produjo 5,7 millones de toneladas en 2019, por debajo de la cifra récord de 5,8 millones de 2018.
Codelco, nacionalizada en 1971 por el presidente socialista Salvador Allende, entrega todas sus ganancias al Estado y emplea a unas 60.000 personas.
La minería chilena está jugando un papel fundamental en la recuperación económica de Chile y aportará este año a las arcas públicas 2.873 millones de dólares, de los cuales 1.298 millones los entregará Codelco.
El metal rojo, fundamental en la transmisión de energía, se ha convertido en el principal producto chileno y concentra casi el 50 % de las exportaciones.
En el país operan gigantes como BHP, Anglo American, Codelco y Antofagasta Minerals, pero también infinitud de pequeñas y medianas compañías, y la industria minera representa cerca del 10 % del PIB.
El Director Ejecutivo de Petrobras, Ricardo Castello Branco, aseguró que la compañía sigue apostando por el petróleo y no va por la “moda» de emisiones netas cero como lo han hecho todas las grandes petroleras europeas. “Es como una moda hacer promesas para 2050. Es como un año mágico», aseguró el directivo en una entrevista con la agencia Bloomberg. «De este lado del Atlántico tenemos una visión diferente del cambio climático», añadió.
O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, fala sobre os resultados da empresa durante o ano de 2018.
Las corporaciones petroleras más grandes de América, incluidas las grandes empresas estadounidenses Exxon y Chevron, no se han comprometido a convertirse en empresas de emisiones netas cero para 2050, a diferencia de las principales empresas petroleras de Europa, como Shell, Eni, Equinor, Total y Repsol, que han corrido para anunciar estrategias ecológicas durante el año pasado.
Occidental Petroleum se convirtió en la primera gran empresa petrolera estadounidense en anunciar un objetivo de cero emisiones netas el mes pasado.
Petrobras de Brasil, sin embargo, sigue apostando fuerte por el petróleo y, aunque promete recortes de emisiones, no planea ningún giro hacia las energías renovables en el mediano plazo. En su día del inversor para presentar el plan estratégico hasta el 2025 a principios de esta semana, Petrobras dijo que su objetivo sería reducir sus emisiones operativas en un 25 por ciento para el 2030, lograr cero quema de rutina para el 2030 y reducir la intensidad de las emisiones de metano en el upstream en un 40 por ciento para 2025, entre otros objetivos de sostenibilidad.
Aun así, la mayor brasileña continuará enfocándose en activos de petróleo y gas en aguas profundas y ultraprofundas en la cuenca del presal en alta mar de Brasil.
«La mejor empresa energética en creación de valor para el accionista, con enfoque en petróleo y gas, con seguridad y respeto por las personas y el medio ambiente», dijo Petrobras en su plan.
«Tenemos mucha investigación sobre energías renovables, pero para el futuro. No planeamos invertir un dólar en renovables como política durante los próximos cinco años», dijo Castello Branco a principios de esta semana, según lo citado por Argus .
El petróleo seguirá teniendo demanda durante mucho tiempo porque «sigue siendo la columna vertebral de la sociedad moderna», dijo Castello Branco a Bloomberg.
La asesora experta de empresas Vera de Brito de Gyarfas destacó a la formación no convencional como candidata. Aseguró que Argentina “es candidata a desarrollar su GNL”. La industria de los hidrocarburos es una industria global y así como en un momento las inversiones se focalizan en un área, también ocurren procesos de dispersión en la búsqueda de nuevos desarrollos. Ese es el escenario que la experta Vera de Brito de Gyarfas ve en el corto plazo en donde el freno de las inversiones en los Estados Unidos potenciarán el desarrollo de otros recursos entre los que Vaca Muerta aparece como una gran […]
Los grandes países productores acordaron solamente una modesta reducción de sus recortes a bombeo, lo que provocaría disminución de inventarios. La estructura de precios del petróleo Brent, de referencia para la Argentina, alcanzó su punto más alto desde marzo luego que los grandes países productores acordaron sólo una modesta reducción de sus recortes al bombeo, lo que operadores esperan que provoque a una disminución de los abundantes inventarios que presionan al mercado. Los futuros del crudo Brent para entrega próxima entraron en backwardation el 24 de noviembre, antes de volver al contango, su estructura opuesta, y luego recuperarse a un máximo. Durante […]
Si bien la actividad de los hidrocarburos cayó en octubre en la medición interanual, empieza a recuperar terreno mes a mes. Los no convencionales, en positivo. La producción de petróleo se redujo 8,1% interanual en octubre y la de gas cayó 12,9% por los efectos de la pandemia, pero comienzan a recuperarse frente al mes anterior. Según el último informe del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (IAE) al que accedió Ámbito, el petróleo aumentó 0,5% respecto de septiembre, pero acumula un descenso de 3,7% en los últimos doce meses. El incipiente repunte de la producción se registró en todas […]
La secretaría de Energía conformó una comisión que estará a cargo de la negociación de la adenda para el contrato de gas con el vecino país. La secretaría de Energía de la Nación ya le da forma a una comisión interna para comenzar a discutir una nueva adenda del contrato de provisión de gas con Bolivia. Fuentes allegadas al gobierno nacional confirmaron que de este modo el país se aprestará a negociar con el vecino país la quinta adenda al convenio firmado en el 2006, tras la asunción del nuevo presidente boliviano Luis Arce y sus funcionarios para el sector energético. Actualmente está vigente la cuarta adenda […]
La operadora eléctrica de La Plata informó que invirtió $ 1000 millones. Apunta a evitar problemas en el suministro en un verano con muchos usuarios que se quedarán en casa. En verano el sistema eléctrico entra en zona de riesgo. Y en esta temporada con más usuarios que se quedarán en casa por los coletazos de la pandemia de COVID el gobierno ya advirtió que podría haber más cortes de luz domiciliaria. Ante este panorama que se prevé complejo, Edelap –la distribuidora que opera en la capital bonaerense y la región- informó que completó un plan de inversiones por 1000 millones de pesos en […]
El intendente dijo en sus redes sociales que la provincia debe pagarle a Las Heras las regalías que se generan en la ciudad. La idea es disminuirle fondos a otros municipios. Para la provincia es “inviable”, pero, además, inconstitucional. Durante la semana pasada, el municipio de Las Heras y autoridades del Gabinete Provincial encabezadas por Alicia Kirchner se reunieron en Río Gallegos para intentar destrabar el conflicto salarial y social que mantiene esa comuna. El intendente no participó de ninguna de las instancias de diálogo en las que la provincia hizo tres propuestas financieras para salir en auxilio. Sin embargo ayer, José María Carambia respondió con un rechazo […]
El material, clave para la fabricación de electrónica y vehículos, comenzó a recuperar demanda. Y las mineras vuelven a tomar posiciones en la Puna Pasó la tormenta para uno de los sectores que más atrae a las automotrices y tecnológicas del mundo. O, al menos, eso dice el Gobierno. Tras un derrumbe pronunciado, la Secretaría de Minería informó que el precio internacional del litio comenzó a despegar tras el piso de 6.750 dólares la tonelada constatado en octubre. Y que lo que viene es un despegue para los proyectos activos o proyectos para la Argentina. “La recuperación de las ventas y el ratio de penetración de vehículos […]
La Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa eléctrica del Estado mexicano, anunció este martes una inversión de 62.754 millones de pesos (más de 3.000 millones de dólares) para ampliar su parque de generación dentro de los próximos cinco años. Al presentar el “Plan de Negocios de la CFE 2021-2025”, la compañía estatal detalló que desarrollarán una capacidad de 4.347 megavatios (MW) a través de seis centrales de ciclo combinado y cinco unidades aeroderivadas. Las inversiones permitirán instalar 1.714 MW en la península de Baja California, en el noroeste del país, y 1.547 MW en la península de Yucatán, en el […]
Fue uno de los ejes de la reunión que mantuvieron días pasados con la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Oporto Videla, el director de Refinación y Comercialización, Francisco Rigou y el director de Inspecciones y Seguridad, Mariano Santillán. El pasado día viernes, representantes de Expendedores Unidos se reunieron con funcionarios de la Secretaría de Energía para analizar el desarrollo del sector durante la pandemia. Del encuentro participaron la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Oporto Videla, el director de Refinación y Comercialización, Francisco Rigou y el director de Inspecciones y Seguridad, Mariano Santillán. Según precisó el presidente de la Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos […]
Impulsan la existencia de Corredores Verdes de Gas Natural Comprimido, claves para mejorar la integración. De Vaca Muerta al Corredor Verde de GNC. El desarrollo de los Corredores Verdes de Gas Natural Comprimido (GNC) que impulsa el Gobierno nacional y el Ente Nacional Regulador del Gas generará condiciones de crecimiento industrial, mayor empleo y mejores condiciones para mejorar la logística e integración. Así lo expresó la gerente de Gas Natural Vehicular del Enargas, María Fernanda Martínez, en una entrevista en la que planteó que el desarrollo de la actividad de Gas Vehicular “es un proyecto construido para poner en valor todo el […]
¿Solución milagrosa o quimera imposible para luchar contra el cambio climático? Las técnicas de captura y almacenamiento de carbono interesan mucho a los industriales, pero esta tecnología tiene que superar todavía muchos obstáculos técnicos y financieros así como las críticas de las oenegés. La captura y almacenamiento de carbono (CCS en inglés) implica capturar el CO2 en plantas de producción de energía que utilizan combustibles fósiles, o bien en instalaciones industriales del sector de la siderurgia, el cemento, la química o la petroquímica. Una vez capturado, el CO2 puede ser transportado y reinyectado en depósitos geológicos herméticos (por ejemplo antiguos […]
Motivadas por la pandemia del coronavirus, las energías renovables muestran un importantes crecimiento en todo el mundo. Ya pasaron cinco años del histórico día en el que algunas de las potencias más importantes del mundo firmaron el Acuerdo de París para mejorar la situación climática en el mundo. A pesar de en el medio sucedieron hechos que frenaron la mejoría (Donald Trump sacó a Estados Unidos), se pueden observar algunos hechos positivos. Aunque las energías fósiles continúan predominando en el ámbito energético mundial, las energías renovables registraron una fuerte dinámica, que no se ha visto amenazada por la pandemia del coronavirus. «Las energías fósiles siguen dominando pero […]
¿Un combustible “milagroso” contra el calentamiento global? El hidrógeno podría contribuir a la descarbonización de algunos sectores, siempre que se fabrique de forma limpia y para usos selectivos. Cinco años después del Acuerdo de París, muchos gobiernos apuestan por este recurso, movidos por la urgencia pero también en busca de perspectivas industriales. El uso del hidrógeno no es nuevo. Desde el desarrollo de la electrólisis del agua en 1800 forma parte de muchos procesos industriales: refinado de petróleo, fertilizantes… En la actualidad esta molécula omnipresente en la Tierra, dotada de una gran intensidad energética y no contaminante, parece el combustible […]
El presidente de Francia, Emmanuel Macron, ha anunciado este martes las Fuerzas Armadas galas contarán con un nuevo portaaeronaves de propulsión nuclear que será construido para suceder al ‘Charles de Gaulle’, actual buque insignia de la Marina gala. Macron ha realizado este anuncio durante su visita a la sede de la compañía nuclear gala Framatome en la localidad de Le Creusot, en el este del país. El mandatario galo ha dicho que el portaaeronaves nuclear ‘Charles de Gaulle’ “alcanzará el final de su vida operativa en 2038” y ha avanzado que el buque que tomará su relevo también tendrá propulsión […]
Las autoridades del Colegio Argentino de Ingenieros de Minas (CADIM) y del Comité Asesor Permanente para el Ejercicio de la Geología (CAPEG) le enviaron el lunes una nota al presidente de la Legislatura del Chubut, Ricardo Sastre, para ponerse a disposición del vicegobernador y de los diputados provinciales para aportar la información necesaria en el marco del tratamiento del proyecto de zonificación minera en la Meseta Central elevado por el Poder Ejecutivo Provincial.
La nota llevó las firmas de los presidentes de CADIM, Francisco Almenzar, y del CAPEG, Eduardo Perurena, quienes precisaron que la primera entidad cuenta con “más de 500 profesionales de la ingeniería de minas asociados”, mientras que el Comité Asesor Permanente “representa a 12 colegios profesionales con matrícula provincial” y su Consejo Superior “representa a aquellas provincias o jurisdicciones sin Colegio o Consejo”.
“Las instituciones que representamos tienen una vasta trayectoria, están conformadas por profesionales argentinos que hemos recibido nuestra formación académica en universidades públicas, que nos exige, desde la ética, salir a divulgar el conocimiento científico adquirido y explicar con humildad, una y otra vez, todos y cada uno de los pasos que se dan para obtener los metales valiosos”, indicaron.
Los presidentes de las entidades manifestaron su “predisposición para transmitirles nuestra experiencia profesional, adquirida en la gestión de una mina, algunos; como catedráticos enseñando en universidades y escuelas técnicas de todo el país o trabajando en institutos de investigación, otros; y habiendo estudiado y aprendido minería tras años de estudios científicos, uso de modernas tecnologías y rutinas metodológicas, todos”.
Dijeron en este contexto que “la minería, industria madre de todas las demás industrias, aporta importantes recursos financieros por el pago de tributos (Nación, Provincia, municipios), por regalías y aportes para fondos de desarrollo de infraestructura; genera proveedores de todo tipo y trabajos directos e indirectos durante toda la vida de una mina”.
Oportunidad
Especificaron que “rubros tan diversos como la industria metalmecánica, la informática, la gastronomía con sus múltiples demandas de productos de la agricultura y la ganadería, la ingeniería civil y las construcciones, la salud pública con calidad prestacional, la educación brindando salida laboral a los jóvenes desde el dictado de carreras técnicas, la hotelería y el esparcimiento, las comunicaciones son una oportunidad única para muchos pueblos y regiones que hoy encuentran un verdadero límite a su pretensión de alcanzar crecimiento económico de la mano de las actividades tradicionales”.
Entre los beneficios añadieron: “El desarrollo de emprendedores locales, de infraestructuras viales y energéticas, de conducción de aguas hacia otros requerimientos, cientos de viviendas, hospitales equipados con aparatología de última generación, Internet y sistemas de Wi Fi, aeropuertos son sólo algunas de las posibilidades que abre la minería, que beneficia con su demanda también a las actividades tradicionales”.
Indicaron además que “en el terreno de la formación laboral, la minería invierte enormes sumas de dinero en la capacitación permanente de sus trabajadores”, y que “según registros de Nación, la industria minera exhibe los más bajos índices de accidentes personales, esto debido a los rigurosos estándares de seguridad laboral preventiva que practican las empresas que operan en el país”.
Ambiente
En cuanto a la gestión ambiental, explicaron que “la industria minera ha evolucionado de manera tal, que la tecnología con que se gestionaba una mina hace 20 años atrás, hoy puede ser considerada como obsoleta”.
“La integración de tecnologías de punta a los distintos procesos y en materia de monitoreo de aguas, aire y suelo, junto con la utilización de elementos de protección reducen al mínimo el impacto de las actividades sobre los entornos bióticos y abióticos en que se desenvuelve”, continuaron.
Mitos
En este contexto tanto CADIM como el CAPEG se pusieron también a disposición “a efectos de colaborar con el esclarecimiento de algunos prejuicios que pretenden construir nuevos Mitos en base a unos pocos eslóganes alejados de toda ciencia, y que repetidos hasta el cansancio pretenden adquirir veracidad”.
Indicaron en este sentido: “A la luz de nuestra propia experiencia y del importante camino ya recorrido desde 1997 en que se pusiera en marcha la nueva minería en Argentina que minería, ganadería, agricultura, pesca y turismo no solo no son incompatibles, sino que por el contrario pueden complementarse y la minería pasar a ser una oportunidad impensada para el desarrollo de estas actividades que en muchos casos se desarrollan precarizadas, tienen un bajísimo impacto económico y social, o simplemente no existen alrededor de los pueblos cercanos a un yacimiento mineral”.
“Está claro que ninguna catástrofe de las anunciadas que atemorizan a buena parte de los argentinos ha ocurrido -continuaron-. Doscientos años de minería chilena y desde 1997, 13 operaciones metalíferas en nuestro país lo desmienten a diario de uno y otro lado de la cordillera. Por eso la esencia no es dónde, sino cómo explotar los recursos minerales”.
Y, para finalizar, dijeron que “el verdadero desafío” es llevar adelante la explotación minera “con la mejor tecnología disponible, con impactos controlados, con un modelo tributario que no ahuyente las necesarias e imprescindibles inversiones, con desarrollo de múltiples proveedores locales, con trabajos en blanco y bien remunerados, con infraestructura social de calidad, con actividades tradicionales que encontrarán en la minería una oportunidad para emerger, en el re direccionamiento de la renta una oportunidad para la sustentabilidad”.
En un acto público, que se desarrolló en el Centro de Interpretación de la Central Eólica Villonaco, con ocasión de las fiestas de la ciudad de Loja, capital de las energías renovables, el ministro Ortiz adjudicó los dos nuevos proyectos a la iniciativa privada. La construcción de los dos proyectos requerirá de una inversión de USD 400 millones.
La decisión de la Comisión Técnica del MERNNR se tomó en función de los análisis de las ofertas económicas de las empresas precalificadas e incluye el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de los dos nuevos proyectos de generación eléctrica, ubicados en las provincias de Loja y Manabí, respectivamente.
El proyecto eólico Villonaco II y III se desarrollará en los emplazamientos de Membrillo-Ducal y Huayrapamba (provincia de Loja) y tendrá una potencia nominal de 110 megavatios.
Los dos emplazamientos gozan del mismo microclima de la central Villonaco I, caracterizada por su óptimo factor de planta promedio, que en los últimos cinco años de operación ha sido del 53,7%, con velocidades del viento de 12,4 m/s, es decir de 44,64 km/h. El tiempo de concesión es por 25 años, incluido el tiempo de construcción.
El proyecto fotovoltaico El Aromo se desarrollará en el sitio del mismo nombre, junto a las plataformas que se habilitaron para el proyecto de la Refinería del Pacífico, en el cantón Manta (provincia de Manabí) en un área aproximada de 290 hectáreas, a una altura de 255 msnm, con una radiación solar 1 648 kWh/m2/año. Tendrá una potencia instalada de 200 megavatios.
La concesión será por 20 años, incluido el tiempo de construcción.
Con el desarrollo de los proyectos Villonaco II y III y El Aromo, el Gobierno Nacional impulsa el potencial que tiene el país para el aprovechamiento de las energías renovables no convencionales. El desarrollo de estos proyectos es una muestra de que el país cuenta con reglas claras y un marco jurídico adecuado para atraer nuevas inversiones privadas que permitan el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica.
De acuerdo a un relevamiento de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta el 30 de noviembre pasado se entregaron certificados para acceder a los beneficios tributarios contemplados en la Ley 1715 a 725 proyectos de energías renovables, los cuales totalizan 3.599,6 MW de capacidad de potencia.
Estos incentivos permiten la deducción de renta del 50%, exclusión del IVA, depreciación acelerada, y quita de aranceles para productos.
Los proyectos que predominan son los solares fotovoltaicos: 658, que representan el 90,76 por ciento del padrón. Estos emprendimientos totalizan 1.060,94 MW.
Pero el grueso de potencia la aportan los 15 parques eólicos certificados, que en conjunto suman 2.219 MW. Le siguen las centrales de biomasa: 23 por 206 MW; y, finalmente, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: 28 por 113,6 MW.
Cabe señalar que buena parte de los certificados expedidos han sido gestionados para la autogeneración de energía limpia, es decir, Generación Renovable Distribuida. El sector terciario ocupa el primer lugar del padrón: 44,14%, con 320 emprendimientos. Pero al ser proyectos chicos la potencia instalada es de 35,33 MW.
Algo similar ocurre con el sector industrial, que está en segundo lugar con 191 proyectos por 236,71 MW. El residencial está en tercer lugar: 133 iniciativas por 7,39 MW.
El sector de generación de energía eléctrica, si bien lo componen 81 proyectos, estos en potencia representan 3.320,16 MW.
Por otra parte, la UPME registra otros 424 proyectos de energías renovables que se encuentran en diferentes etapas de análisis para su certificación.
La mayoría de ellos (167) se encuentran en etapa de “evaluación” y otros 27 a punto de obtener sus certificaciones. Se espera que entre este y el próximo mes puedan acceder a los incentivos.
La Empresa Generadora de Electricidad Haina -EGE Haina- inició su primer proyecto de energía renovable en República Dominicana allá por el 2011. Desde aquel entonces, casi el 100% de sus inversiones fueron para el sector.
Su parque de generación cuenta con 175 MW de potencia renovable en cuatro parques eólicos instalados en el suroeste de la República. Y, ahora, se encuentran iniciando la construcción del parque solar más grande de República Dominicana -hasta el momento- por sus 120 MWp de potencia a instalar, proyecto que además es el primero en gran escala en incorporar trackers en este país.
Pero el interés de la compañía por diversificar su cartera de proyectos y contribuir a la reducción de emisiones de CO2, va más allá. Y sobre este tema hizo mención Luis Mejia Brache, CEO de EGE Haina, en su participación por Latam Future Energy Virtual Summit.
“Queremos seguir siendo jugadores importantes en República Dominicana, y nos pusimos la meta de instalar 1000 MW más de energías renovables no convencionales en los próximos 10 años”, anunció.
De acuerdo a las declaraciones del empresario, aquella estrategia que ha trazado para la década entrante le permitiría también a EGE Haina, empresa que ha sido plenamente dominicana en los 21 años, expandirse próximamente hacia otros países de Centroamérica y El Caribe.
Durante el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”, moderado por Alvaro Villasante, vicepresidente de Generación en el Grupo Energía Bogotá, se interrogó al empresario los motivos de aquella elección.
“Creemos firmemente que la tecnología más competitiva es y seguirá siendo las energías renovables ayudadas con respaldo en gas natural”, señaló Luis Mejia Brache.
“En términos de tecnología vemos que la solar va ganando a la energía eólica”, opinó. Sin que su lectura parezca excluyente de una u otra tecnología agregó: “vemos que se pueden complementar. Por lo que consideramos en nuestro pipeline tanto proyectos eólicos como solares”.
Aunque las intenciones son crecer decididamente con energías renovables no convencionales también agregó que «cuando surja la necesidad de hacer inversiones de potencia firme pues también participaremos con el gas natural».
Climate Transparency publicó un extensivo análisis comparable de la acción climática y respuestas ante el COVID 19 de los distintos miembros del G20. Allí, se indica que los tres países latinoamericanos, Argentina, Brasil y México, aún tiene un largo camino por recorrer para alinearse a la recuperación global.
Este mes, la Iniciativa Climática de México (ICM), como integrante de Climate Transparency, compartió más detalles de interés sobre los resultados que reflejó México en el Reporte sobre Transparencia Climática 2020.
En principio, pese a algunos esfuerzos aislados, el país seguiría lejos del rango de reducción de emisiones requerido al año 2050. El transporte y la generación de electricidad (con 35 y 27%, respectivamente) son los sectores que más contribuyen a las emisiones. Para mejorar una clave sería aumentar la participación de las energías renovables en su matriz.
De acuerdo con relevamientos de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) México superó los 10 GW eólicos y solares en operación comercial. Pero esto no sería suficiente para atender a la demanda creciente de los próximos años a la vez que reducir las emisiones del sector energético.
De acuerdo con referentes de ICM, México necesitaría acelerar la transición energética, definir un plan para la salida de centrales a carbón y dejar de destinar fondos públicos a los combustibles fósiles.
“Después de China, México es el país que más subsidios destina a los combustibles fósiles”, asegura el reporte. Esto considera: 12.5bn de dólares dirigidos a petróleo, 2.6bn de dólares a gas natural y 2 bn de dólares a electricidad de fuentes fósiles.
Considerando el proceso de revisión y actualización a la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de México, también ICM dió a conocer su análisis al respecto como un elemento esencial para contribuir a los esfuerzos y compromisos globales del Acuerdo de París.
“Las metas contenidas en la NDC de México presentada en 2016, no se encuentran en la trayectoria de 1.5°C”, valoró el Reporte sobre Transparencia Climática 2020.
Aquello sería preocupante y sería necesaria una rápida reacción para contener los efectos de cambio climático que ya se están viendo en México. Según repasó la investigadora Mariana Gutierrez, asociada a ICM:
“Cada año se registran 126 fallecimientos y se pierden 3 billones de dólares (28 MMDP) por los eventos meteorológicos asociados al cambio climático”.
La ciudad de Godoy Cruz, epicentro de muchas obras y acciones de sustentabilidad e innovación, inaugura las nuevas instalaciones del parque Mitre. El mismo refuncionaliza un espacio que hasta la fecha estaba en desuso, aprovechando la cercanía con oficinas municipales, bancos y toda la actividad que genera esta importante ciudad y permite ponerlo en valor a partir de los beneficios que proporcionan los espacios verdes como así también por las funcionalidades que entregará a los ciudadanos.
Con la Energía solar como protagonista, propone estacionamientos para vehículos y crear un trasbordo desde este punto utilizando el metrotranvía como medio para dirigirse a las ciudades cercanas, de manera económica y más sustentable.
¿Cómo funciona este sistema y favorece al transporte y a la matriz energética?
La idea es que los beneficiarios del sistema lleguen hasta este punto en vehículo, lo dejen bajo una estructura especialmente diseñada que cuenta con paneles solares. Estos al tiempo de proteger los vehículos, generan la energía necesaria para la demanda del espacio público como así también posibilita la inyección de energía a la red eléctrica de la zona y próximamente podrá cargar unidades eléctricas. Dicho de otro modo, el usuario podrá llegar en su auto, dejarlo cargando mientras continúa en metrotranvía con un ahorro económico importante y un impacto positivo en nuestro planeta al tratarse de uso de energías limpias y con uso de la movilidad urbana más eficiente.
Sobre el sistema fotovoltaico instalado:
La estructura metálica que asemejan a hojas de un árbol, está diseñada para contener 28 estacionamientos de vehículos, con un total de 112 paneles fotovoltaicos de 265W que entregan 29,7 kWp de potencia instalada y generan 45.722kWh/año.
“Único en su diseño y funcionalidad en el país, acompaña la propuesta de árboles solares ya utilizados en el Municipio, se destaca por sus características de vanguardia; líneas orgánicas, minimalista y sustentable, respeta el carácter natural del proyecto del parque y fluye con su color neutro e imagen liviana entre los demás elementos urbanos. Por otro lado se fusiona con la naturaleza y su permeabilidad al escurrimiento pluvial permite el filtrado del agua y así devolver las aguas a la tierra.” Cuenta la Arquitecta a cargo, Sabina Banzan.
Ha sido desarrollado íntegramente por Energe para el proyecto de la Municipalidad de Godoy Cruz. Además de los aportes ambientales que genera involucrar estrategias de transporte más eficientes, el sistema fotovoltaico específicamente evita 23.227kg de Co2 anuales. Lo que representa un equivalente a lo mitigado por 232 árboles en 30 años.
A esta obra se suma a largo listado de obras en espacios y edificios públicos realizadas por Energe entre las cuales se encuentran el MInisterio de Justicia de la Nación (ex ESMA), Quinta de Olivos, Casa Rosada, Legislatura de Mendoza. Conocé más sobre estas obras en energe.com.ar
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Así lo vaticinó Hakan Samuelsson, CEO de la marca sueca en la charla Financial Times Future of the Car Summit. Si bien por ahora no es un anuncio en firme, la compañía ya está dando sus primeros pasos en ese rumbo: este año presentó la versión 100% eléctrica del XC40 y para 2025 espera que el 50% de sus ventas correspondan a variantes eléctricas o electrificadas. La electrificación es protagonista en la industria automotriz y cada vez tendrá una importancia mayor en la gama de cada una de las marcas. Desde hace ya varios años la transición hacia un futuro […]
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Hace poco más de un año el intendente Piaggio puso en funcionamiento el primer parque solar público de la ciudad. Esta semana se firma la licitación para uno nuevo. “Este es un desafío en el sendero del compromiso ambiental, la producción propia y el ahorro de recursos públicos. El objetivo principal de esta obra es avanzar en el autoabastecimiento energético. Que el municipio consuma menos energía convencional y con ello logre ahorrar en el pago de la tarifa que mensualmente abonamos a la Cooperativa Eléctrica” dijo el intendente Esteban Martín Piaggio en mayo de 2019 cuando dejó inaugurado el primer […]
En el marco del “Plan Federal de Transporte Eléctrico”, la Secretaría de Energía de la Nación concluyó y puso en servicio en la provincia de Buenos Aires una obra de transmisión clave que permitirá garantizar la mayor demanda eléctrica que se registra durante la temporada veraniega en la costa atlántica.
Con la puesta en servicio de la “Doble Terna” de 132 kV entre Mar del Plata y la Estación Transformadora de 500/132 kV de Vivoratá –con capacidad de transformación de 900 MVA– se completó la “Interconexión Atlántica Norte”, una obra de singular importancia que optimiza el suministro de energía en varias localidades del sur de la provincia de Buenos Aires y las repotencia al vincularlas con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Las interconexiones permitirán reforzar los enlaces eléctricos desde Vivoratá a Villa Gesell (86 kilómetros de longitud), Mar del Plata (37 km.) y Balcarce (26 km.) donde se realizaron varias obras de ampliación y mejoras de las Estaciones Transformadoras.
El proyecto también comprendió el tendido de una Línea de Extra Alta Tensión de 444 km. de longitud entre Bahía Blanca y la ET Vivoratá que reviste una singular importancia para el desarrollo de las economías regionales del sur bonaerense al mejorar sustantivamente la calidad del servicio y garantizar un abastecimiento eléctrico confiable y sin restricciones.
La obra –iniciada en el año 2014– ha sido realizada en el marco del Plan Federal de Transporte Eléctrico ejecutado por el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, que realizó los estudios preliminares, elaboró la ingeniería básica, confeccionó los pliegos licitatorios y coordinó los servicios de asistencia técnica e inspección de las obras.
La “Interconexión Atlántica Norte” mejorará el abastecimiento a varias localidades de la costa atlántica y Balcarce con nuevas líneas de transmisión que intervinculan estas localidades y sus zonas de influencia.
Las nuevas líneas de transmisión permitirán redistribuir, optimizar y garantizar el suministro eléctrico la región costera con la interacción e intercambio del fluido generado en las siguientes centrales térmicas:
–9 de Julio (Mar del Plata) de 240 MW.
–Oscar Smith (Villa Gesell) de 126 MW.
–Necochea (Necochea) de 206 MW.
–Mar de Ajo (Mar de Ajo) de 31 MW.
Junto con la habilitación de la ET de Vivoratá entró en servicio un nuevo “Nodo de Distribución y Despacho Zonal” que cuenta con un sistema de comunicaciones por fibra óptica que permite comunicaciones verbales, el traslado de información digital de estado y medición y el telecontrol nacional y provincial del suministro que demanda la región.
Martínez habla de un marco jurídico que le dé certezas al sector. El gobierno nacional ve en el crudo otra solución para la macro. Con el escenario de la producción de gas en etapa de resolución, el gobierno nacional empieza a darle nuevo impulso a la discusión de la postergada ley para el sector petrolero. Cree que ese instrumento le permitiría acceder a otra llave para descomprimir algo más la macroeconomía a través del ingreso de dólares más rápidos por posibles inversiones en el sector petrolero. Hay cerca de 200.000 barriles adicionales de producción que podrían inyectarse en los sistemas de transporte hoy ociosos, […]
La Legislatura sancionó por unanimidad la ley que establece un marco regulatorio para el estímulo a la producción de hidrocarburos. El objetivo de la iniciativa del Gobierno es optimizar y maximizar la explotación a través de la recuperación de pozos de baja productividad y de pozos inactivos, al cual los beneficiarios pueden acceder voluntariamente. La Provincia cuenta hoy con 819 pozos hidrocarburíferos inactivos y con 977 pozos con producción efectiva de un volumen no mayor a dos metros cúbicos por día de petróleo. En el caso del gas natural, existen 57 pozos inactivos y 82 pozos que producen menos de […]
Los especialistas aseguran que el sector puede llevar a incrementar considerablemente el PBI del país y contribuir a reducir la pobreza. Las necesidades, las trabas y la esperanza de una actividad clave para el futuro. Un mundo sin energía no es posible: aunque no la veamos, es el insumo que hace que lo que está a nuestro alrededor funcione. Es imprescindible, pero al estar en todos lados, es fácil perder de vista el largo proceso por el que se la obtiene. Para desarrollar todo su potencial necesita de recursos naturales, talento y, sobre todo, inversiones, algo que, en la Argentina Penélope, no es […]
YPF y Tecpetrol avanzan en proyectos piloto para guardar gas cuando baja la demanda. Los precios diferenciales y la necesidad de regulación son claves. YPF y Tecpetrol pusieron en marcha los primeros dos proyectos de storage subterráneo de gas en Vaca Muerta, una solución pensada para amortiguar la estacionalidad de la demanda y hacer sustentables las inversiones en el usptream. Ese tipo de almacenamientos tiene una larga historia en el mundo, pero en Argentina las experiencias son apenas cuatro. La petrolera estatal lleva adelante el proyecto Cupén, en el yacimiento Loma La Lata-Sierra Barrosa, que cumplió su primera fase de inyección y extracción. Tiene una capacidad de diseño […]
Las cooperativas eléctricas de La Pampa, reunidas en la Fepamco, elevaron el martes una serie de observaciones y sugerencias respecto de la Ley Régimen de Desarrollo Energético que se aprobó esta semana en la Cámara de Diputados. Allí dejan en claro su rechazo a todos los tramos del texto legal que permiten la incorporación de actores privados con fines de lucro en el sistema. El primer aspecto que mencionaron tiene que ver con lo que consideraron una «colisión con los convenios de concesión» actuales: «La referencia contenida en el Capítulo II, Artículo 4 apartado 6) en cuanto a procurar evitar […]
La principal riqueza natural de Misiones, es el enorme y diversificado potencial hidroeléctrico, el cual incluye los ríos limítrofes y los cursos de agua interiores. Misiones es claramente la provincia con mayor concentración de diversos lugares de nuestra geografía, con claras potencialidades hidroeléctricas, en su casi totalidad desaprovechadas. Eso configura un cuantioso derroche de riqueza, que día a día no se utiliza; implicando enormes volúmenes de energía eléctrica renovable, segura, apta como Base del Sistema Interconectado, y de generación totalmente limpia, libre de emisiones contaminantes, que dejamos de generar, hora a hora; eso además de los beneficios adicionales que brindan […]
Por Kristalina Georgieva and Rajiv J. Shah. La crisis del cambio climático y la crisis de la COVID-19 tienen mucho en común. Las dos son tragedias humanas y catástrofes económicas: la pandemia se ha cobrado más de un millón de vidas, ha dejado a cientos de millones de personas sin trabajo y se proyecta que, en los próximos cinco años, reduzca el producto en USD 28 billones; los efectos del cambio climático, por su parte, están cambiando drásticamente la vida y los medios de subsistencia. Los efectos más devastadores de ambas crisis recaen en las personas y las comunidades vulnerables de todo el mundo. Y las […]
Por ahora, en los bloques conviven los dos métodos de extracción, a pesar de que el hidrocarburo convencional aún sigue siendo una medida fuerte en la extracción: El Trapial, por ejemplo, produjo casi 5000 bdp/d en octubre, sumado al fracking. Rincón de los Sauces, ciudad emblema de la explotación convencional de hidrocarburos, apuesta a la explotación no convencional. Operadoras como Chevron o YPF, están ensayando la reconversión en algunos pozos. En este lugar, la reactivación, tras la larga crisis del Brent y la pandemia del coronavirus, está cada vez más cerca. El secretario administrativo del sindicato de Petróleo y gas […]
La propuesta de usar una movilidad propulsada por batería también lleva el desafío de la reducción del petróleo en el mundo. Así lo indica un estudio publicado por el laboratorio de ideas “Carbon Tracker”, que calcula que este cambio de modelo podría generar en esos mercados un ahorro anual de hasta 250.000 millones de dólares en 2030, con lo que el incremento de la demanda global de crudo podría ser un 70% inferior al previsto. En las condiciones actuales, este trabajo estima que más del 80% del crecimiento de la demanda global de petróleo hasta 2030 procederá de las necesidades […]
Jacinda Ardern, la primera ministra neozelandesa, junto con el Parlamente de aquel país buscan “colocarse en el lado correcto de la historia”. Transformación energética en el país y reducción de emisiones contaminantes. Nueva Zelanda declaró que buscará ser carbono neutral a partir de 2025 y reglamentó la emergencia climática. El Parlamento del país oceánico este miércoles oficializó la emergencia climática para “colocarse en el lado correcto de la historia” y la primera ministra, Jacinda Ardern, reafirmó su compromiso para transformar las organizaciones gubernamentales. “Esta declaración es un reconocimiento a la siguiente generación, del lastre que arrastrará si no hacemos esto bien y si no actuamos […]
El Parque Eólico Miramar ya tiene fecha de presentación y será el próximo 11 de diciembre a las 10. Habrá un acto en el cual se espera la presencia del Jefe Comunal, Sebastián Ianantuony, acompañado por funcionarios municipales, y provinciales. El Parque Eólico Vientos de Miramar, proyecto que se desarrolló en el acceso a la localidad de Mechongué, en el partido bonaerense de General Alvarado, será inaugurado formalmente el próximo viernes 11 y su puesta en marcha aportará 100 Mw para abastecer al equivalente a la demanda de 100.000 hogares. El parque, ubicado sobre el kilómetro 50 de la ruta 88 y […]
El plan del gobierno danés es detener por completo la extracción de combustibles fósiles de aquí a 2050. Como parte de este proyecto, el país anunció el fin de las exploraciones de petróleo y gas en el mar del Norte, una zona situada entre las costas de Dinamarca y Noruega y parte del océano Atlántico. El gobierno de Copenhague también optó por cancelar este jueves su convocatoria de licencias para empresas que buscan explotar hidrocarburos. “Ahora ponemos un final definitivo a la era de los combustibles fósiles”, afirmó el ministro de clima de Dinamarca, Dan Jorgensen, durante el anuncio. La organización […]
La Justicia autorizó a una empresa a perforar un pozo petrolero dentro de una de las estancias que pertenece al empresario Lázaro Báez, juzgado por lavado de dinero producto de la corrupción en la obra pública y detenido en prisión domiciliaria. La información fue revelada por La Cornisa, el programa que conduce el periodista Luis Majul y que se emite en LN+. La especialista en temas de corrupción Silvina Martínez indicó que por una concesión de concesión de explotación, la empresa Compañía General de Combustibles S.A. debe comenzar con la perforación en febrero del año que viene dentro de la estancia El Campamento, perteneciente Báez. Por ello, la empresa concesionaria solicitó autorización a […]
Japón mueve ficha y se suma a los países que apuestan por una movilidad eléctrica en los próximos años Poco a poco, vemos como diferentes países van anunciando sus planes de hacer desaparecer la venta de coches de combustión, lista de países a la que ahora hay que sumar Japón. Reino Unido, uno de los países mas valientes apuesta por la desaparición de los coches de combustión para 2030, tan solo en 10 años, Francia algo más conservador, hará lo mismo pero en 2040. En mitad de ese marco temporal de 10 años estará Japón, el cual pretende que en 2035 ya no se […]
A partir del 1 de diciembre, el Gobierno de Colombia admitirá comentarios, observaciones y propuestas que pudieran hacer interesados sobre el proyecto de resolución: “Generación de energía eléctrica a través de geotermia”.
Se trata de una iniciativa que busca “adoptar los lineamientos y requisitos para fomentar la exploración e investigación del subsuelo y explotación del Recurso Geotérmico para la generación de energía eléctrica”.
Las sugerencias pueden ser enviadas al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co. Habrá tiempo hasta el próximo miércoles 16 de diciembre para remitirlas.
Con este proyecto el Ministerio de Minas y Energía busca corregir el espectro de emprendimientos presentados.
“Se ha identificado un riesgo frente a la superposición de proyectos con el objetivo de usar y aprovechar el recurso geotérmico para la generación de energía eléctrica, por lo que resulta necesario definir los lineamientos para dar seguridad jurídica e incentivar los trabajos de exploración e investigación del subsuelo para el conocimiento del recurso geotérmico y fomentar su aprovechamiento”, indican desde la cartera energética.
Además, el proyecto de resolución instruye al Ministerio de Minas y Energía a elaborar y publicar un reglamento de condiciones técnicas para la operación, en el que se establezcan los requisitos y obligaciones de los desarrolladores para la realización de actividades durante las etapas de exploración y de etapa explotación.
Asimismo, crea un ‘Registro Geotérmico’ de proyectos. “Éste se actualizará periódicamente, con el fin que las áreas objeto de registro puedan visualizarse con respecto a otras, incluyendo, pero sin limitarse, a aquellas donde se desarrollen otros proyectos de generación de energía eléctrica, de exploración y producción de hidrocarburos, actividades mineras y áreas del Sistema Nacional de Áreas Protegidas, en cuanto dicha información esté disponible”, indica el texto.
Y advierte: “Así mismo, el Ministerio de Minas y Energía podrá establecer una contraprestación económica y podrá exigir la constitución de garantías por el registro de proyectos en el Registro Geotérmico, con el fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones que se derivan del mismo”.
De acuerdo a un relevamiento elaborado por la Cámara Geotérmica Argentina, en Colombia existe un potencial para el desarrollo de esta tecnología que va desde los 1.700 a los 2.200 MWe expresados en cuatro proyectos.
El jueves de la semana pasada, el Gobierno de Chile publicó en el Diario Oficial nuevos precios de nudo para suministros de electricidad de proyectos PMG y PMGD.
Los valores, que son retroactivos desde octubre y regirán hasta marzo del 2021, definen un precio promedio de 52 dólares por MWh para estos emprendimientos de energías renovables de hasta 9 MW.
En diálogo con Energía Estratégica, Gonzalo Menares, consejero de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y uno de los expertos de la entidad en el segmento de PMG/PMGD, advierte que estos nuevos precios estabilizados son un 24% más bajo respecto a los 68 dólares por MWh que se estaban pagando el año pasado.
Pero el especialista indica que “la diferencia termina superando el 30%” si se tiene en cuenta el tipo de cambio. Si bien se calcula en dólares, con ocasión de cada fijación se transforma a pesos chilenos para efectos de su remuneración. Este último informe considera un valor cercano a los 820 pesos por dólar, lo que produce un impacto negativo debido a que actualmente el cambio se encuentra próximo a los 760 pesos.
El consejero de ACESOL explica los otros factores que producen esta disminución, que tienen que ver con los supuestos de cálculo que utiliza la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde Menares disiente en la metodología para llegar a estos resultados. Sobre todo en tres puntos.
Por un lado, señala que la CNE proyecta un costo marginal para el precio de la energía cercano a los 23 dólares por MWh. “Es una estimación por debajo de los valores que están entregando hoy en día los consultores del mercado”, comenta.
Gonzalo Menares, consejero de ACESOL
Los otros dos puntos están ligados al anterior. Por otro lado, la proyección de la demanda “que es muy inferior de lo que realmente es”, dice Menares.
Compara: “La CNE consideró que para el 2020 iba a haber una demanda de 68 TWh (5% menor que la del 2019); pero la verdad es que a esta fecha del año se puede esperar que la demanda sea de 72 TWh”.
Cuenta que desde ACESOL han advertido que el número pronosticado era bajo. “Habían datos suficientes para calcular que el crecimiento de la demanda no iba a estar por debajo sino que iba a ser nulo” respecto al 2019, explica.
Como tercer aspecto, Menares hace hincapié en que la estadística utilizada para la hidrología es más húmeda de lo que uno esperaría. Se trata de un factor determinante del precio de la energía ya que se modela con una mayor disponibilidad de energía renovable.
“En los últimos 10 años en Chile se ha visto una sequía extrema en el país, pero cuando la CNE hace proyecciones considera una estadística de los últimos 60 años. Entonces el problema es que se está ignorando la nueva realidad hidrológica producto del cambio climático”, justifica el especialista de ACESOL.
No obstante, adelanta que estos temas ya han sido objeto de debate con especialistas de la CNE, dado el alto impacto que tienen en la rentabilidad de los proyectos, y esperan una buena recepción de cara al siguiente informe de precio nudo.
En representación de la gobernadora Claudia Pavlovich Arellano, el secretario de Economía destacó que el Clúster de Energía del Estado de Sonora es la plataforma de colaboración más grande e importante que se ha desarrollado en el sector energético del noroeste de México, creado a partir de un esfuerzo de distintos actores a favor del desarrollo positivo de la industria en el estado y la región.
“La idea es posicionar al estado como un hub de desarrollo para que la industria energética pueda continuar promoviendo la innovación y la atracción de inversiones”, comentó.
Este Clúster estará integrado por más de 200 empresas sonorenses que estarán representadas en este primer Consejo Directivo para el periodo 2020-2022 por empresas e instituciones como ACCIONA Energía México, IEnova, EDF Renewables, ENGIE, Grupo México, Tuto Power, Solarix Energy, Construplan, Evolución Solar, Grupo Financiero Helios, Pueblo Solar, Solarscape de México, Desarrollos Doble A, Secretaría de Economía de Sonora, Dirección General de Energía Sonora y el Instituto Tecnológico de Hermosillo.
Luis Carlos Peralta Peñúñuri, presidente del Consejo Directivo del Clúster de Energía del Estado de Sonora, destacó que Sonora es uno de los estados que poseen la mayor capacidad para producir energía eléctrica a partir de fuentes renovables y se prevé que para el 2030 sea el principal productor de la región, de ahí la gran importancia de contar con un Clúster de Energía.
“El Clúster de Energía del Estado de Sonora trabajará de manera incansable y con mucha energía para el desarrollo de nuestro sector y el fortalecimiento de la economía en nuestro estado”, expresó.
El Consejo Directivo quedó integrado por: Luis Carlos Peralta Peñúñuri de Solarix Energy como presidente; como secretario técnico, Jorge Vidal Ahumada secretario de Economía; secretario empresarial, Arturo Fernández Díaz-González de Grupo Financiero Helios; vocal permanente, Jesús Iván Arredondo Perera, director general de la Dirección de Energía del Gobierno de Sonora.
Y como vocales: Miguel Ángel Alonso Rubio de Acciona Energía México; José Eduardo Robledo Aburto de Tuto Power; Gerardo Pérez Guerra de EDF Renewables; María Elena Sierra Galindo de ENGIE; Carlos Daniel Fernández Guevara de IEnova; Jaime Trejo Arizaga de Grupo México; Adolfo Pedro Aguirre García de Evolución Solar, Manuel Ignacio Puebla Gutiérrez de Pueblo Solar; David Rico Garibaldi de Solarscape de México; José Alejandro Pérez Rubio Artee de Desarrollos Doble A; Gerardo Sergio Álvarez Martínez de Construplan; y Karla María Apodaca Ibarra del Instituto Tecnológico de Hermosillo. Mientas que la Dirección General del Clúster la ocupará Fernando Rodríguez Tovar.
Neoen ha consolidado su presencia e inversión de largo plazo en El Salvador con la operación de su segundo parque fotovoltaico, llamado Albireo, el cual es gestionado por su sociedad Capella Solar. Albireo inició sus contratos de inyección de energía a la red eléctrica del país el 1° de abril pasado, cumpliendo a cabalidad con sus compromisos.
La operación de Albireo fue oficializada el pasado jueves 3 de diciembre con la visita de representantes del Gobierno y cuerpo diplomático. El evento fue presidido por la ministra de Economía, la Señora María Luisa Hayem, y por el presidente y director general de Neoen, el Señor Xavier Barbaro.
Así mismo, Albireo inyecta la energía con el precio más competitivo de El Salvador. El proyecto fue adjudicado con contratos de compraventa de energía a 20 años – con los distribuidores locales AES, Delsur, EDESAL y B&D – a un precio promedio de $49.55/MWh en el año 2017.
Albireo suministra el 4% de la energía del mercado mayorista salvadoreño, lo cual equivale al consumo anual de 255,000 hogares promedio. Junto con los dos proyectos solares antecesores cuyo desarrollo empezó en 2014, el aporte de Neoen asciende al 7% de energía en este mercado, totalizando una capacidad de 241 MWp, lo que evitará la emisión de 250 mil toneladas de dióxido de carbono durante el año 2020.
El financiamiento principal para el desarrollo de Albireo fue obtenido del banco BID Invest, del Banco de Desarrollo Holandés FMO y del Banco de Desarrollo francés PROPARCO. La inversión total ascendió a USD 133 millones. Albireo fue construida por un consorcio formado por la española TSK y la francesa Gensun, quienes han acompañado a Neoen en sus proyectos en El Salvador.
Además, en este proyecto se encuentra la infraestructura de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, llamada Albireo Power Reserve, una batería de iones de litio con capacidad de 3.3 MW / 2.2 MWh. Su funcionamiento, iniciado el 27 de febrero pasado, regula con alta precisión la frecuencia de la red.
Albireo Power Reserve es una transferencia tecnológica de relevancia para el sector eléctrico de El Salvador que se conceptualizó en colaboración con la Unidad de Transacciones (UT). Su tecnología y desempeño son el complemento perfecto al crecimiento de la energía renovable que se planifica, dado que fortalece la estabilidad y seguridad de la red eléctrica del país. Neoen cuenta con liderazgo mundial en almacenamiento; recientemente, en alianza con Tesla finalizó la expansión de Hornsdale Power Reserve (150 MW / 193,5 MWh, Australia), una de las principales baterías en el mundo.
Durante su intervención en la visita a Capella Solar, la ministra de Economía, Señora María Luisa Hayem Brevé, señaló: “El parque solar Albireo es parte de los proyectos que suman a los US$1,300 millones en inversión de energía renovable que se han concretado en los 16 meses que llevamos al frente de El Salvador, y es un claro ejemplo de la confianza que empresarios nacionales e internacionales tienen para invertir en nuestro país gracias a las reglas claras y con las que contamos. Este tipo de proyectos generan empleo, desarrollo y bienestar social para las familias salvadoreñas.”
Declaración del Presidente y Director General de Neoen, Xavier Barbaro: “Neoen es un inversionista de largo plazo que a través de compromiso, innovación y colaboración con los salvadoreños ha acompañado y liderado los grandes objetivos de la política energética de El Salvador. El proyecto Capella Solar muestra como energía solar competitiva puede integrarse con almacenamiento para el beneficio de toda la industria y los consumidores. Estamos comprometidos a seguir invirtiendo para el desarrollo de El Salvador.”
Paolo Cartagena, Gerente General de Neoen en El Salvador, comentó: “Agradecemos a todas las partes involucradas en el logro de este emblemático proyecto: entidades gubernamentales, así como nuestros socios financistas; nuestros aliados constructores y demás proveedores; y, por supuesto, al equipo de salvadoreños que conforman la operación local de Neoen. Gracias a la experiencia capitalizada con nuestro primer proyecto, ahora con Capella Solar estamos aportando a El Salvador la energía más barata, incidiendo en reducir el gasto del consumidor final. Igualmente, fortalecemos nuestro impulso a las energías renovables en la matriz energética salvadoreña, lo cual se traduce en impactos positivos en la conservación del medio ambiente y la independencia energética del país”.
El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, realizó una vista a la Provincia de Cardenal Caro, en compañía del Gobernador de la Provincia, Carlos Ortega y el Seremi de Energía, Pedro Pablo Ogaz, destacando la cartera regional de proyectos y reafirmando el potencial de las energías renovables que posee la Región de O´Higgins, lo que ha permitido diversificar la matriz energética regional con proyectos amigables con el medio ambiente.
En la ocasión el Secretario de Estado, señaló que “En la región hay una cartera importante de 103 proyectos de energía con una capacidad de generación de 1.990 MW, y una inversión de US$
2.458 millones”.
Asimismo, el ministro Jobet, destacó el potencial de energías renovables a través de generación eólica, donde actualmente, la región de O´Higgins, cuenta con siete proyectos de este tipo; uno en
operación (Ucuquer), otro en construcción (en la comuna de La Estrella); cuatro con aprobación ambiental (Manantiales, Cardonal, Cerrillos y Litueche) y uno en etapa de evaluación ambiental (La Punta en la comuna de Codegua).
La autoridad ministerial recorrió la construcción del Parque Eólico La Estrella, que tiene una inversión de más de US$50 millones, que aportará 50 MW al Sistema Eléctrico Nacional.
El Parque eólico La Estrella, incluye 11 aerogeneradores con turbinas de una potencia máxima de 4,5 MW cada una, altura de 127,5 metros y un rotor de tres aspas de 145 metros de diámetro, lo
que lo convierten en uno de los complejos eólicos más modernos y eficientes del país.
El primer aerogenerador ya está completamente ensamblado y el resto en proceso de montaje, marcando un hito en el desarrollo de este tipo de proyectos, por la tecnología a utilizar, ya que contará con los aerogeneradores más grandes de la región.
En este contexto, Carlos Ortiz, Managing Director Opdenergy en Chile, indicó que “El Parque Eólico La Estrella es muy simbólico porque es nuestro primer proyecto con esta tecnología a nivel
mundial y además es nuestro primer proyecto gran escala en Chile, donde tenemos una cartera de inversiones solares y eólicas por más de US$800 millones para alcanzar 1GW en los próximos 4
años”.
Informe Avance Regional Programa Casa Solar
Posteriormente, el Ministro Jobet se dirigió hacia la comuna de Pichilemu donde encabezó una actividad informativa para dar a conocer el estado de avance del Programa Casa Solar en una
vivienda con paneles solares, en el sector Punta de Lobos, perteneciente a un pyme local (Arnaud Frennet de procedencia Belga), que cuenta con un emprendimiento Cervecería Viejo Lobo, que
también posee paneles solares permitiendo que su proceso productivo se realice través de la energías renovables.
Cabe destacar que el Programa Casa Solar del Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, permite a familias de todo el país, adquirir sistemas fotovoltaicos con menores precios y con cofinanciamiento estatal variable para viviendas de hasta 3 mil UF de avalúo fiscal y que puede ser combinado con un Crédito Verde del Banco Estado. Los interesados deben postular de manera individual a través de www.casasolar.cl
Finalmente, Jobet se reunió con Pablo Salazar, pyme turístico local (Turismo RUPU), que se adjudicó un proyecto PRAE de CORFO, por 25 millones para impulsar la electromovilidad. En la
ocasión el ministro Jobet y las autoridades presentes realizaron un tour que culminó en el mirador de Punta de Lobos, con bicicletas eléctricas digitalizadas y sustentables.
Con base en los términos y condiciones de este nuevo acuerdo, GE Renewable Energy seguirá siendo responsable de la protección y mantenimiento de la base instalada de ese sitio, para ayudar al cliente a ganar más competitividad y cumplir con el compromiso de desarrollar energía confiable, accesible y sustentable en Argentina.
El parque eólico está ubicado cerca de la ciudad de Trelew en la provincia de Chubut, y cuenta con 17 aerogeneradores de 3 MW cada uno, totalizando 51 MW de potencia eólica. El centro de generación produce más de 180 GWh al año, energía equivalente al consumo de casi 70.000 hogares, que son inyectados por Genneia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La relación comercial y operativa entre GE Renewable Energy y Genneia comenzó en 2013 y ahora ha sido renovada hasta 2025. El nuevo acuerdo incluye un conjunto de servicios como monitoreo remoto y soporte con monitoreo las 24 horas del día, los 7 días de la semana, desde el Centro de Operaciones de GE, además de un equipo de profesionales en sitio responsables del mantenimiento y diagnóstico local de las máquinas. De esta manera, se maximiza la utilización de la energía eólica, ofreciendo más eficiencia a la operación base instalada de Genneia.
«Existe un enorme potencial en Argentina para el desarrollo de energías renovables, y estamos muy entusiasmados de unirnos a Genneia en este crecimiento, especialmente apoyando nuestra base instalada en la región y contribuyendo a la evolución del sector eólico en el país», dijo Eduardo Tardieu, Líder Regional de Servicios de GE Renewable Energy.
Por otro lado, Aldo Coppola, Gerente de Abastecimiento de Genneia, afirma que “para Genneia es muy importante que, en un contexto tan desafiante como es la pandemia por COVID-19, se trabaje en conjunto con empresas como GE Renewable Energy que aseguren la eficiencia del parque a la vez que garanticen la seguridad de los colaboradores y la comunidad.”
Parte de las tareas incluidas en el nuevo acuerdo se realizan a través de las soluciones digitales de GE Renewable Energy, a partir de aplicaciones que ayudan a cumplir con los requisitos de escala, complejidad, velocidad y seguridad que las operaciones del cliente necesitan. También las máquinas conectadas, equipadas con sensores de datos, recopilan grandes cantidades de información en una solución de datos centralizada y segura.
Este nuevo acuerdo refleja la importancia de la cadena de valor de las energías renovables y un trabajo en conjunto que impulsa el desarrollo y crecimiento en la matriz energética, al mismo tiempo que esbozan un futuro auspicioso en el sector.
Poco a poco, vemos como diferentes países van anunciando sus planes de hacer desaparecer la venta de autos de combustión, lista de países a la que ahora hay que sumar Japón.
Reino Unido apuesta a lograrlo en 2030, Francia algo más conservador, hará lo mismo pero en 2040.
En mitad de ese marco temporal de 10 años estará Japón, el cual pretende que en 2035 ya no se puedan vender vehículos a nafta, provocando de esta forma a que tanto los usuarios como
fabricantes apuesten decididamente por los eléctricos.
El anuncio de este movimiento ha venido desde la cadena japonesa NHK, la cual ha publicado que dentro del plan del gobierno está en convertir al país en una nación neutra en carbono para el año 2050.
Este objetivo es un compromiso firme para cambiar muchas cosas en un territorio con una alta tasa de contaminación y que parte de la culpa lo tiene su parque de automóviles de combustión.
Por ello, uno de los focos en los que se va a centrar el gobierno japonés es en renovar por completa la flota de vehículos actuales por eléctricos o como mucho híbridos enchufables.
Probablemente esta decisión sea para evitar una profunda transformación en las empresas de automoción japonesas como Honda o Toyota, donde pueden haber presionado en parte para que
el cambio sea un poco más lento.
BRASIL EN EL MISMO CAMINO
A principios de año, la comisión de Constitución y Justicia del Senado de Brasil aprobó un proyecto de ley para prohibir que circulen vehículos nafteros y diesel a partir del año 2030. La iniciativa
propone que por las calles del país sólo puedan transitar vehículos movidos por etanol y electricidad.
Según el texto de la propuesta, a partir de 2040 quedará prohibida por completo la circulación de vehículos movidos por motores de combustión interna (cualquiera sea el combustible que utilicen).
Cuando se toca fondo, todo parece más claro. Fue lo que sucedió hace nueve años, cuando la política energética del Frente para la Victoria colapsó y a la Argentina que no tenía gas natural se le fueron por la canaleta de la importación de combustibles nada menos que 12.000 millones de dólares en doce meses. Entonces, Cristina Fernández de Kirchner decidió avanzar con la expropiación de YPF en un movimiento tardío que escandalizó a los guardianes de la república, pero apartó del área a Julio De Vido y puso al frente de la petrolera de mayoría estatal a Miguel Galuccio, un ingeniero de familia radical que se había formado en la era Estensoro, vivía en Inglaterra y era gerente de la multinacional Schlumberger.
La Presidenta no sólo tomó el tema como una cruzada personal y apostó todo al fracking en Vaca Muerta, la formación rocosa de 36.000 kilómetros cuadrados que abrió la puerta argentina hacia los no convencionales. Además, buscó revertir la imagen del despilfarro con un técnico que conocía la lógica del sector privado y estaba decidido a avanzar con una nueva ley de hidrocarburos que incluía concesiones decisivas para la industria. Poco después, la multinacional Chevron desembarcaría como socia de YPF y punta de lanza de las multinacionales en la meca del shale.
A una orientación tan clara como obligada, producto del desabastecimiento y la salida aluvional de dólares, Cristina le sumó su liderazgo político y el armado de una mesa ejecutiva que tenía dos pilares con visiones y trayectorias muy distintas. De un lado estaba Galuccio, del otro el entonces sub-interventor de YPF, secretario de Política Económica y Planificación y futuro ministro de Economía, Axel Kicillof. Con todo el poder del Estado, CFK laudaba y, después de la discusión inevitable y permanente, las decisiones se ejecutaban en tiempo récord.
Tras un primer año difícil -para algunos un calvario-, el pragmatismo, la flexibilidad, la paciencia y la ambición de ese triángulo de bordes irregulares le permitió al gobierno revertir la deficitaria ecuación y rescatar a YPF como nave insignia. Subieron los precios de las naftas, se destinaron fondos adicionales para la industria, se desarmó parte de la política de subsidios que encarnaba De Vido, se incrementó la inversión, aumentaron la exploración y la producción de gas y petróleo, crecieron las reservas y se acabó el desabastecimiento. La crisis terminal y la gran promesa que representaba Vaca Muerta habían ordenado la política energética.
Clausurada la aventura de Mauricio Macri en Casa Rosada, Cristina está otra vez en el poder a partir de un esquema de gobierno que diseñó casi sin consultar a nadie. Mientras la oposición la denuncia de manera obsesiva por estar detrás de todas las decisiones, ella y su círculo más estrecho repiten que Alberto Fernández es el que está a cargo. Sin embargo, su mano se advierte como en ninguna otra en el área de los hidrocarburos, el universo sin el cual no puede entenderse la proyección histórica del kirchnerismo.
Cristinistas sin estrategia común
La vicepresidenta incide en el tema a través de una cuadrilla de hombres que le reportan y se reparten roles, funciones e intereses no siempre complementarios. Pero el contexto es tan distinto que aquella mesa ejecutiva con Kicillof y Galuccio hoy genera nostalgia entre los protagonistas del sector. En primer lugar, lo que cambió es el cuadro general: la pesadísima herencia de Macri impacta de múltiples formas porque la bomba de tiempo de la deuda con el Fondo exhibe al gobierno en un estado de debilidad agravado por la pandemia. Los Fernández concluyen su primer año en el poder sin lograr dominar por completo las variables principales de la economía y sin despejar el fantasma de la inestabilidad y la devaluación. En el marco de la pura urgencia, la política energética que demandan con ansiedad los gobernadores petroleros, las multinacionales y los capitales de origen nacional que operan en la esfera hidrocarburífero queda rezagada. La frase que repetían en aquellos años los funcionarios de Cristina como señal de omnipotencia, “la plata la tenemos”, hoy parece un chiste de mal gusto.
En segundo lugar, a la hora de la toma de decisiones, el contraste con el período 2012-2015 no puede ser mayor. El Presidente no domina los temas, no conoce de manera específica el mundo de los hidrocarburos y sólo registra como antecedente el trabajo de asesoramiento que hizo para la familia Eskenazi a partir de 2008: según Fernández declaró en su momento, por pedido de Néstor Kirchner y en tiempos de la fallida “argentinización”. Más importante que eso, el área está balcanizada entre actores de poco peso que exhiben criterios contradictorios y logran muchas veces anularse unos a otros. Después de largos meses de pujas internas, dos de los funcionarios que estaban a cargo de la política para el sector fueron desplazados. El inexplicable Sergio Lanziani se fue a su casa y el ministro de Producción Matías Kulfas, que había impulsado el Plan Gas contra la resistencia del Enargas, se vio obligado a resignar su influencia en el área y cederle esa potestad a Martín Guzmán.
Desde el minuto cero, CFK tuvo injerencia en el área energética a través de los interventores en el Enargas y en Enre, Federico Bernal y Federico Basualdo. Aún con distintas trayectorias y diferentes modos, “los Fedes” constituyeron de entrada lo que en otras oficinas del ancho oficialismo se denomina la “línea congeladora for ever” que lleva el sello del Instituto Patria. Atentos a las ganancias descomunales de las eléctricas y las gasíferas durante la temporada de tarifazo que consumó una violenta transferencia de ingresos, los dos funcionarios expresaban el rechazo a nuevos aumentos que comenzaron a reclamar las empresas del sector poco tiempo después de que los Fernández asumieran el poder. En esa dirección, milita también Mariano Lovelli, el abogado platense que es director de Relaciones Institucionales del Senado y tiene entre sus especialidades la cuestión energética.
El apartamiento de Kulfas y de Lanziani redundó en mayor incidencia de Cristina. El ministro de la Producción que la vicepresidenta aún no logra digerir dejó el área en manos de Guzmán y el neuquino Darío Martínez se convirtió en secretario de Energía sin antecedentes en el rubro pero con un claro objetivo político: ir por la gobernación de su provincia en 2023. Martínez mantuvo parte de la línea técnica que escoltaba a Lanziani y se acoplaron a su esquema dos leales a CFK provenientes de distintas generaciones. Basualdo pasó del ENRE a subsecretario de Energía y la abogada neuquina Ofelia Cedola -con la credencial de haber presentado a Néstor y a Cristina en los años ‘70 y haber secundado a Carlos Zannini en la secretaría de Legal y Técnica- comenzó a trabajar de manera sigilosa desde la Fundación YPF para la campaña.
Con la misión de frenar el fuerte declino de la producción que se inició en 2019 y la importación de gas que ya comenzó aunque en niveles por ahora controlables, Martínez impulsó en poco tiempo el lanzamiento formal del Plan Gas para las petroleras que había heredado de Kulfas. Las demoras de la implementación final se atribuyen al rechazo de Guzmán de incrementar los subsidios en el marco de la asfixia económica. Mientras el ministro de Economía está gobernado por la urgencia y la presión del Fondo, el secretario de Energía ensaya una alianza que beneficie a las empresas del sector y a su provincia entre las petroleras. Los que conocen el rubro afirman que no sólo falta la mesa ejecutiva; se siente, sobre todo, la ausencia de una estrategia común producto de la restricción múltiple y cada paso se inscribe en una táctica sin garantía de continuidad.
La pesada herencia en YPF
Junto con los entes reguladores, Energía y Economía, el cuarto actor de la composición oficial es YPF. Fundamental en los años del último cristinismo, ahora aparece desdibujado y muy condicionado por una deuda que ronda los 7.500 millones de dólares. La petrolera estatal se vino a pique durante los años del macrismo sin que las almas nobles del Circulo Rojo se escandalizaran por los números desastrosos que dejó Miguel Gutiérrez, un financista que era dueño del fondo de inversión Rohatyn Group y había aterrizado en la cúpula de la petrolera estatal con el solo mérito de ser amigo de Nicolas Caputo. Con la resolución 46 que firmó el accionista de Shell Juan Jose Aranguren, la política principal del macrismo a favor de Vaca Muerta benefició a Paolo Rocca como a nadie y perjudicó a YPF de manera ostensible. Diseñado como un programa que remuneraba la producción, parecía a la medida de Fortín de Piedra, el yacimiento estrella de Tecpetrol.
La resolución Aranguren era hiper rentable para las empresas que partían de cero porque toda su producción era nueva y recibían 7,50 dólares por millón de BTU de manos del Estado. A YPF, que tenía casi todas sus áreas con producción iniciada, no le servía pero sí a Rocca, que se favoreció además por la curva de aprendizaje que había sido costeada por la petrolera estatal durante los últimos años de Cristina.
Funcionarios y empresarios coinciden en la descripción. Cuando YPF empezó a perforar en Vaca Muerta, un pozo costaba 25 millones de dólares; cuando Tecpetrol decidió hacer su propia apuesta, el costo se había reducido 11 millones de dólares. Así fue que Techint invirtió U$S 2500 millones con un riesgo mucho más bajo, una ganancia allanada por la ventaja en eficiencia que había dejado la era Galuccio para el conjunto de la industria y los subsidios del Estado que le aportó Macri hasta 2019, cuando el déficit cero lo obligó a cerrar el grifo y desató un pleito judicial que todavía subsiste por lo adeudado hasta la llegada de Fernández al gobierno.
Tecpetrol, que no integraba el ranking de los mayores productores de gas (YPF, PAE, Total, Wintershall, Pluspetrol, Pampa), se convirtió en dos años en uno de los cuatro más grandes. A la inversa, YPF no sólo quedó al margen del festival de subsidios sino que tuvo pérdidas estimadas en U$S 2000 millones en apenas tres años. Perdió incidencia en el mercado, fue apartada de todos los programas de estímulo, quedó rezagada ante el lobby de la industria y terminó siendo para muchos la empresa boba del sector.
Alberto Fernández le dio a Guillermo Nielsen el premio consuelo de ser el presidente de YPF, pero el ex secretario de Finanzas confirmó en su nuevo cargo que lo único que le interesaba era ser ministro de Economía. Dos semanas después de asumir funciones, ya el Presidente lo había sido desautorizado por su intento de subir las naftas antes de tiempo.
Nielsen promocionó una ley pro Vaca Muerta que nunca entró al Congreso y desde marzo pasado nadie en el rubro petrolero se explica cómo sobrevive. Fue Cristina la que eligió a Sergio Affronti como gerente general en abril después de que Galuccio le presentara una terna de candidatos para conducir la compañía. Las fuentes coinciden: la vicepresidenta comparó aptitudes y decidió, pero lo hizo sin reunirse con el elegido, tarea que delegó en el Presidente.
Con línea Galuccio pero con perfil más bajo y sin el respaldo político que tuvo en su momento el ahora dueño de Vista Oil & Gas, Affronti logró cuatro aumentos de las naftas desde abril y piensa avanzar con más. Además, reestructuró U$S 1000 millones de su deuda y comenzó un proceso de ajuste de personal en una situación de alta fragilidad. Por un cúmulo de razones, Cristina se encuentra ahora imposibilitada de volver a andar el rumbo que planteó a partir de 2012 con YPF, cuando se revirtió el declino de la producción de gas, se trazó una política a favor de la industria y se salió del desabastecimiento.
La alianza del gas (no convencional)
En el primer año de gobierno de los Fernández, el poder compartimentado redundó en tensión interna, demoras interminables a la hora de tomar decisiones y una política del paso a paso que no ayuda a dibujar un horizonte. Todos tienen influencia y son las circunstancias cambiantes las que definen qué criterio prima y hasta cuándo.
Sin embargo, el escenario es, en un aspecto mucho, más claro. Cuando Cristina decidió expropiar YPF, hizo una apuesta para recuperar la producción pero no había garantía absoluta de que existieran los recursos necesarios para abastecer el mercado local. Hoy en cambio se sabe que Vaca Muerta tiene 308 trillones de pies cúbicos (TCF) en recursos de gas natural no convencional. Eso implica 193 años de consumo local abastecido y la posibilidad de exportar, según la estimación de Nicolás Arceo, ex vicepresidente de Administración y Finanzas de YPF durante la era Galuccio -en representación de Kicillof- y hoy director de la consultora Economía & Energía.
Es el cuadro opuesto al que vivió CFK en el marco de un sistema que, según algunos consideran, estaba basado en la escasez. Para exportar, por supuesto, es necesario que las empresas destinen millones de dólares a la inversión en infraestructura que hace falta para sacar el shale, la variable que cayó de manera pronunciada desde el segundo trimestre de 2019, cuando Macri dio de baja su política de subsidios y el Estado comenzó a pagar 3,5 dólares por millón de BTU, menos de la mitad de lo que obtuvo Techint para el desarrollo de Fortín de Piedra. Si en el invierno de 2019 la producción en Vaca Muerta era de 44 millones de metros cúbicos de gas por día, este año descendió hasta los 26 millones de metros cúbicos de gas por día. Eso hizo que ya en el primer año de los Fernández en el gobierno faltara gas y se importara por 100 millones de dólares, una cifra escasa pero sintomática, más aún si se tiene en cuenta que la cotización estaba en niveles mucho más bajos que lo habitual.
Saldada hace tiempo la discusión a favor del fracking como método de extracción del no convencional tanto en el gobierno como en la industria, lo que no se explicaban en las esferas del poder real era por qué se dilataba durante meses el lanzamiento del Plan Gas, el esquema de incentivos a la producción vía subsidios y subastas. Recién en octubre pasado, el Presidente fue a Vaca Muerta para anunciar un programa que se discutió durante la mayor parte del año y, casi un mes después, el último 13 de noviembre, firmó el decreto 892 para su implementación. El objetivo oficial es llevar la producción del fluido a 30.000 millones de metros cúbicos en cuatro años, generar un ahorro fiscal de U$$ 2.500 millones y evitar la salida de divisas por U$S 9.200 millones.
A la objeción del mundo Cristina en torno a Kulfas, se sumaron después los reparos de Guzmán al aumento de subsidios en el marco del ajuste estricto que impone el programa que amasa el Fondo. Los promotores del plan dentro del gobierno se quejaban de la disparidad de criterios en el propio oficialismo que destinó durante 2020 fondos millonarios a subsidiar la energía para frenar el aumento de tarifas.
Resistido por el cristinista Enargas -que cuestionaba el precio máximo de U$S 3,7 por millón de BTU para las petroleras y proponía un tope de U$S 2,8- y finalmente impuesto por el cristinista Darío Martínez -que promueve la alianza con la industria en función de su propia candidatura a gobernador en Neuquén-, el argumento principal en su favor es que se pasa de importar gas desde Bolivia y perder dólares a estimular la producción de gas nacional y promover la generación de empleo.
De acuerdo a la definición de uno de los funcionarios que trabajó en su elaboración, el programa “se paga solo” porque es más barato producir en el país que importar. Según el cálculo que hacen en Energía, sólo el primer año el esquema va a ser deficitario porque se destinará una cifra superior a los U$S 1500 millones que el Estado se ahorrará en importación. En el mediano plazo, la meta es aumentar la exportación, favorecer el ingreso de dólares en una economía sedienta y aumentar las regalías que cobran los gobernadores petroleros.
Si los pronósticos se cumplen, el Plan Gas puede dibujar una alianza fuerte entre Cristina y un sector estratégico de indudable poder económico. Un esquema en el que la política y los negocios se reconcilien detrás del rédito mutuo. Así lo explica uno de los funcionarios que ve un múltiple saldo ganador: “Le cierra a la burguesía petrolera argentina, le cierra a las provincias, le cierra al Estado nacional y podés encolumnar a un sector pesado que puede empezar a decir que el gobierno de Alberto le sirve. No hay una contradicción: beneficia al país, al gobierno y a los tipos”. En el contexto de la restricción múltiple, la pandemia y la recesión profunda, en torno a los que apuestan a la resurrección de Vaca Muerta predomina un optimismo excepcional que, por supuesto, depende de que la economía salga del espiral de inestabilidad. Se piensa que es posible aumentar U$S 5000 millones las exportaciones anuales de petróleo y gas en los próximos dos años hasta llegar a los U$S 10.000 millones en 2022.
Frazada corta para el verano
Pero el desarrollo de Vaca Muerta trae adjunto otro capítulo más ingrato, cuyo formato todavía parece en discusión: el aumento de tarifas en el año electoral. En un país que avanza hacia el ajuste obligado y tiene desde la década del noventa en gas, luz y otros servicios esenciales lo que el economista Carlos Leyba denomina la nueva oligarquía de los concesionarios, los márgenes de acción estatal son de los más estrechos. Guzmán quiere reducir los subsidios que, según fuentes del sector, en el primer año de los Fernández en el poder demandaron U$S 2000 millones adicionales para compensar la tarifa congelada. En 2020, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) destinó para eso el equivalente a U$S 7500 millones como parte de un operativo de contención que resulta insostenible.
La historia se repite: cuando las distribuidoras de luz como Edenor de Marcelo Mindlin, Edesur de los italianos de Enel, Edemsa de José Luis Manzano y otras que están en manos de Estados provinciales como en Córdoba y Santa Fe no pueden aumentar la tarifa, dejan de pagarle el abastecimiento de energía a Cammesa, no invierten y empiezan a acumular una deuda gigantesca con la Nación como forma de financiarse. Este año, la empresa estatal vió crecer la incobrabilidad hasta el 25% y dejó de percibir unos 110 mil millones de pesos. De ser estricta, Cammesa debería embargarles las cuentas, bajar la tensión y cortarles la luz. Pero las distribuidoras argumentan siempre lo mismo: sus costos suben, el Presidente pide que las tarifas sigan congeladas y la única opción es no pagar. Como parte del mismo esquema difuso, Cammesa empieza a deberle a los generadores y transportistas de energía. Conclusión: sin cambios en el corto plazo, los Fernández volverán a andar la senda que en 2015 terminó en el colapso de los U$S 12.000 millones en subsidios eléctricos, 3 puntos del PBI.
El Presupuesto 2021 prevé recortar el déficit fiscal a 4,5% y mantener el nivel de subsidios en 1,8% del PBI. Según dicen los empresarios de AEA que se reunieron con él a principios de noviembre, Guzmán anticipó su intención de que el recorte sea mayor, a tono con lo que pretende el Fondo. Pero el aumento de tarifas gradual y en línea con la inflación -que ayudaría a recortar subsidios- genera cortocircuitos en el oficialismo, incluso en la nueva sintonía fina que promete una parte del gobierno para que paguen más los que más tienen. La mudanza de Federico Basualdo del ENRE a la subsecretaría de Energía Eléctrica parece ser un dato clave para entender hasta dónde piensa avanzar el Frente de Todos con el descongelamiento.
Quienes conocen el debate interno afirman que el peronismo gobernante quedó preso de una campaña electoral que tuvo como eje la crítica a la temporada de tarifazos que impuso Macri y ahora enfrenta grandes dificultades para romper esa promesa, sobre todo en un marco en el que los salarios acumulan tres años en picada y la pandemia sepultó la promesa de encender la economía vía mejora de ingresos y reactivación del mercado interno.
Así como Guzmán pretende recortar subsidios para alinear la discusión con el Fondo, los entes reguladores que responden a Cristina ponen objeciones a la suba que reclaman las empresas. Después del shock de beneficios para los concesionarios, Macri se vio obligado también a lanzar su propio congelamiento en el inicio de 2019 y en el gobierno un sector reconoce que las tarifas están hace tiempo atrasadas. En 2020, el resultado de las diferencias internas fue por lo general la parálisis, producto de señales contradictorias. Mientras algunos dentro del gabinete remarcan que la tarifa es la más baja de América Latina, otros replican que también los salarios son hoy los de más escaso poder adquisitivo en la región y que el 40% de la población que está debajo de la línea de la pobreza no puede pagar el costo de la energía que pretenden las empresas.
La fecha de inicio para los incrementos es marzo, pero la frazada es corta para el verano que viene. A diferencia de otros años, es probable que el coronavirus impida la baja de consumo habitual en los grandes centros urbanos en los meses de verano. Si la demanda se mantiene firme en diciembre, enero y febrero como se prevé, el riesgo es que no se enfríen los cables de distribución y los cortes de luz se propaguen con el calor. El antecedente más reciente es el de 2013 cuando 800 mil usuarios se quedaron sin servicio en el conurbano bonaerense.
En todo está Vaca Muerta, que representa hoy el 40% de la producción de gas y el 20% de la producción de petróleo. Además, el costo de generación de energía eléctrica depende en un 40 o 45% de los combustibles. Aunque existen otros componentes, la suba del precio de gas natural para favorecer la producción, impacta también vía tarifa o vía subsidio en la luz. Así, la formación rocosa que se extiende entre Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa impacta en todo el cuadro tarifario: gas, luz y naftas. A la vuelta de los años, Cristina tiene otra vez la obligación de saldar la discusión que divide al gobierno y expresa la puja de intereses en un sector considerado estratégico, pero postergado por la restricción y la crisis general.
La empresa Edelap, del grupo DESA, informó que finalizará 2020 concretando un fuerte plan de inversiones por 1.000 millones de pesos en obras que permiten mejorar y ampliar el servicio eléctrico en toda su área de concesión.
Al respecto, el gerente General de Edelap, Marcelo Corda, manifestó que “forman parte de un importante plan de trabajo que presentamos a la provincia de Buenos Aires y se realizaron en coordinación con los distintos municipios de toda el área de concesión en que presta el servicio la empresa. Permiten mejorar la calidad del servicio que reciben los usuarios, incluyendo hogares, comercios, industrias, centros de salud, y otros servicios públicos presentes. Se han concretado para estar mejor preparados de cara al próximo verano, en el que estimamos se registre un mayor consumo de energía eléctrica fundamentalmente por una mayor permanencia de la gente en sus hogares”.
Entre las obras más importantes se encuentra la construcción de la Subestación Bavio que entrará en servicio en los próximos días. Emplazada en General Mansilla (Ruta 54 del km 8), en el partido de Magdalena, cuenta con una capacidad instalada de 15 MVA y permite cubrir el crecimiento de la demanda de electricidad y mejorar la confiabilidad y la operación de las redes para los usuarios industriales vinculados al tambo de la zona, así como otras actividades productivas, junto a todos los usuarios del partido de Magdalena y de la zona sur de La Plata.
El plan también incluye la ampliación de las redes troncales de media tensión entre las que se encuentran el tendido de 22 kilómetros de líneas de 33 kV (kilovolts) para vincular la Subestación City Bell (Camino Belgrano y 465) con la Subestación Kaiser (Ruta 2 y 515) lo que permite mejorar el suministro de toda la zona norte del partido de La Plata. Además, se montaron nuevas líneas de 13,2 kV en Ringuelet, Gorina, Arturo Segui, La Loma, y Parque Sicardi (La Plata), en Punta Lara (Ensenada), en Los Talas (Berisso), en General Mansilla (Magdalena) para vincular la nueva Subestación Bavio, así como en la localidad de Brandsen. En total se instalaron 12 nuevas redes de media tensión que permiten mejorar la calidad de servicio en todas las localidades y otorgan mayor versatilidad al sistema encargado de distribuir energía eléctrica a dichos sectores y zonas aledañas.
Con el fin de mejorar las redes y reducir el impacto de tormentas fuertes en el servicio se implementaron dos planes sobre las redes troncales de media tensión que abastecen a la zona: el plan de recambio de 200 postes de madera por columnas de hormigón y un fuerte plan de poda y despunte que incluyó más de 65.000 intervenciones sobre el arbolado ubicado sobre la traza de estos tendidos.
Respecto de las obras en la red encargada de distribuir la energía eléctrica desde los tendidos troncales hasta los distintos barrios, se instalaron más de 400 nuevos transformadores para aumentar la capacidad instalada y se renovaron y ampliaron los tendidos de baja tensión encargados de llevar la electricidad desde dichos nodos hasta cada usuario individual.
En el marco de la emergencia sanitaria por el Covid-19, la empresa relevó 100 puntos de suministro y realizó obras relacionadas con la provisión de energía para centros de salud y hospitales de campaña en las distintas localidades a las que sirve entre los que se encuentran: el Hospital San Juan de Dios, Hospital Ricardo Gutiérrez, Hospital Subzonal Ramos Mejía, UPA Nro 6 en La Plata, la Clínica San Andrés y la Clínica Mosconi en Berisso, y los Hospitales de campaña montados en todo los partidos.
Respecto de su operación, y por tratarse de un servicio público esencial, readecuó sus esquemas de trabajo y continuó llevando adelante obras de ampliación y mantenimiento, así como operando el servicio desde su Centro Operativo las 24 horas respetando las recomendaciones oficiales de prevención y las medidas de seguridad eléctrica para preservar la salud de los trabajadores y de toda la comunidad. Además, amplió las opciones de atención a través de vías no presenciales, incorporando servicios como Edelap Te llama a su Oficina Virtual (plataforma en la que pueden realizarse más de 20 gestiones relacionadas con el servicio on line), y Edelap Whatsapp (221 6160116).
Durante el año suscribió un acuerdo de colaboración con la prestataria del servicio de distribución de agua (ABSA), a través del cual se relevaron los suministros eléctricos de 53 pozos y estaciones de bombeo, como parte del trabajo en conjunto entre ambos servicios públicos.
Edelap opera un sistema complejo y de alta tecnología que posee 1.200 MVA de capacidad instalada, dos vínculos en alta tensión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), 13 subestaciones de alta a media tensión, 4.000 centros de transformación y más de 10.000 kilómetros de redes de alta, media y baja tensión. Este sistema es operado las 24 horas todos los días por un equipo de 628 trabajadores especializados que brindan suministro a 365.000 usuarios (más de un millón de habitantes) en los partidos de La Plata, Berisso, Ensenada, Brandsen, Magdalena y Punta Indio.
La productora de energías renovables Genneia, eligió a GE Renewable Energy para brindar servicios de mantenimiento y operaciones remotas para las 17 turbinas ubicadas en el Parque Eólico Trelew por un período de cinco años.
En base a los términos y condiciones de este acuerdo, GE Renewable Energy seguirá siendo responsable de la protección y mantenimiento de la base instalada de ese sitio, para que Genneia gane más competitividad y pueda producir energía confiable, accesible y sustentable en Argentina.
El parque eólico está ubicado cerca de la ciudad de Trelew en la provincia de Chubut, y cuenta con 17 aerogeneradores de 3 MW cada uno, totalizando 51 MW de potencia eólica. El centro de generación produce más de 180 GWh al año, energía equivalente al consumo de casi 70.000 hogares, que son inyectados por Genneia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La relación comercial y operativa entre Genneia y GE Renewable Energy comenzó en 2013 y ahora ha sido renovada hasta 2025. El nuevo acuerdo incluye un conjunto de servicios como monitoreo remoto y soporte con monitoreo las 24 horas del día, los 7 días de la semana desde el Centro de Operaciones de GE, además de un equipo de profesionales en sitio responsables del mantenimiento y diagnóstico local de las máquinas.
De esta manera, se maximiza la utilización de la energía eólica, ofreciendo más eficiencia a la operación base instalada de Genneia.
“Existe un enorme potencial en Argentina para el desarrollo de energías renovables, y estamos muy entusiasmados de unirnos a Genneia en este crecimiento, contribuyendo a la evolución del sector eólico en el país”, dijo Eduardo Tardieu, de GE Renewable Energy.
Por su parte, Aldo Coppola, Gerente de Abastecimiento de Genneia, afirmó que “para Genneia es muy importante que, en un contexto tan desafiante como es la pandemia por COVID-19, se trabaje en conjunto con empresas como GE Renewable Energy que aseguren la eficiencia del parque a la vez que garanticen la seguridad de los colaboradores y de la comunidad.”
Genneia construyó y puso en operación el Parque Eólico Mardyn I en Noviembre de 2018. En 2019, se convirtió en el parque eólico más grande de argentina al habilitar su etapa II, ubicado en un predio sobre la ruta provincial 4 a aproximadamente 13 kilómetros de Puerto Madryn en la Provincia de Chubut.
El proyecto cuenta con 62 aerogeneradores instalados de 117 metros de altura y tres palas de 60 metros de longitud cada una. La operación tiene capacidad total instalada de 222,3 MW que permite abastecer de energía limpia a unos 200.000 hogares.
En el Noreste de la Provincia, sobre la Ruta Nacional 3 KM 1375.3, Genneia se encuentra desarrollando el Parque Eólico Chubut Norte; el cual ha avanzado en etapas: el Parque Eólico Chubut Norte I (28MW) que ya se encuentra en operación y las etapas II (26MW), III (57,6MW) y IV (82,8MW), las cuales están finalizando su construcción en los próximos meses.
En los últimos dos años, la empresa logró ampliar en más de 500 MW su potencia renovable transformándose en líder dentro del mercado de las energías renovables. Posee más del 25% de la capacidad instalada en energía eólica, lo que la convierte en el número uno del sector. Además, es propietaria y operadora de 4 centrales de generación térmica. (473 MW).
. – Diálogo con Alfonso Blanco, Secretario Ejecutivo de OLADE
La llegada de Joe Biden al gobierno de los Estados Unidos permite suponer que “una administración demócrata tendrá una agenda medioambiental más marcada que la actual administración de Trump, pero en términos de producción petrolera difícilmente observemos una interrupción de la explotación de no convencionales en territorio estadounidense”, consideró el Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE), Alfonso Blanco.
En declaraciones a Energía & Negocios el directivo opinó que “lo que potencialmente observaremos es que se establezcan mayores controles por parte de las agencias federales y restricciones a la producción en terrenos fiscales, que limitarán la expansión de la industria de no convencionales y podría empujar la salida del mercado de algunos productores marginales, lo que implicaría una oferta interna de petróleo levemente reducida en comparación con la actual”.
De darse esta situación, y un precio de equilibrio en relación a los costos de producción no convencional, empresas estadounidenses que se han especializado en yacimientos no convencionales podrían reorientar su capacidad e inversiones hacia países de la región que cuentan con este tipo de reservorios, como es el caso de Argentina, consideró Blanco.
Asimismo, consideró que “en lo que refiere a la producción de hidrocarburos y fundamentalmente la producción de no convencionales, hay que destacar que el gas natural es un energético quea puede acompañar una agenda de descarbonización acelerada de EE. UU., en línea con la agenda medioambiental demócrata”.
Acerca de las perspectivas del mercado internacional petrolero, Blanco refirió que “desde el punto de vista de las sanciones internacionales, es de esperar que a partir del restablecimiento de un diálogo sobre el tema nuclear se llegue a un acuerdo en el reingreso de Irán a los mercados internacionales de petróleo, lo cual tendría un impacto en la reasignación de las cuotas dentro de la OPEP”.
“Queda en tal sentido una incógnita sobre el abordaje que tendrían las sanciones a Venezuela de una eventual administración demócrata y la capacidad de reintegrar el petróleo venezolano al mercado global en un horizonte de mediano plazo”, señaló.
Por otra parte, Blanco refirió que “un campo clave en la agenda energética propuesta por Biden es la producción de electricidad, ya que se busca una descarbonización acelerada de la generación eléctrica” (hablamos de la reducción de emisiones de CO2,). Una “salida gradual de la generación a partir de carbón y combustibles líquidos hacia una mayor participación de las fuentes de energía renovable, y en esto sería fundamental un plan para impulsar las energías limpias (incluído el gas natural) e incentivar inversiones en infraestructura de renovables como parte de las medidas para una recuperación económica posterior a la pandemia”.
Por otro lado, señaló, “la agenda de Biden está fuertemente comprometida con el desarrollo y escalamiento de la electrificación en usos finales de energía. El impulso de la electromovilidad, la generación distribuida y el almacenamiento de energía ,son parte de los desarrollos que deberíamos esperar en el mercado de energía de EE.UU. en los próximos años”.
Estos elementos, asociados a cambios en la política energética, tendrían un impacto directo en su dimensión medioambiental, y sustentan una agenda más agresiva en el abordaje del cambio climático y la posición del país en los ámbitos de negociación internacionales. Se podría suponer la reincorporación de EE.UU. en los acuerdos internacionales destinados a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sostuvo Blanco.
“Nuestra región está expectante respecto al impacto que tendrán estos cambios de direcciónen las políticas internas en Estados Unidos y en el vínculo y rol a nivel de relaciones internacionales que tendrá Estados Unidos con América Latina y el Caribe”, señaló el Secretario Ejecutivo de la OLADE.
La producción y la demanda de energía a nivel regional durante la pandemia del Covid-19, las perspectivas de reactivación económica y de generación de empleos en la postpandemia, y las características de la transición energética hacia fuentes renovables fueron los temas abordados por representantes y delegaciones de los países miembro de la Organización Latinoamericana de Energia en la reciente Reunión de Ministros, que se activó desde Quito (Ecuador) en la modalidad virtual, en el marco de la V Semana de la Energía.
La apertura de las sesiones estuvo a cargo del ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Antonio Almonte; junto al ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago -y Presidente entrante de la OLADE- Franklin Khan; y el Secretario Ejecutivo, Alfonso Blanco.
Almonte informó que el Organismo ofreció apoyo “a todos los proyectos vinculados a la aceleración de la transición energética de la región mediante el impulso de la integración de fuentes de energía renovables”. En tal sentido, agregó, se promovieron mejoras en los sistemas de planificación energética y el fortalecimiento y armonización de los sistemas de información sectorial mediante el desarrollo de herramientas específicas.
Tras su informe, Almonte entregó la Presidencia a Trinidad y Tobago, representada por el ministro Khan, quien agradeció la tarea de su antecesor “en el contexto de una pandemia que ha alterado los sistemas de gestión con los que normalmente nos movemos”.
Franklin Khan afirmó que “para Trinidad y Tobago es un placer reafirmar el compromiso con la OLADE ” y señaló que “a medida que las matrices energéticas evolucionan requieren de todo nuestro esfuerzo y enfoque para realizar una transición bien pensada y gestionada”.
En este sentido, Alfonso Blanco refirió a E&N que en esta nueva etapa de la OLADE “se buscará generar mercados mas integrados a nivel regional (América Latina y el Caribe) para el gas natural, procurando alentar la descarbonización en la generación de electricidad”.
Y para dar idea de la magnitud del beneficio ambiental que dicha tarea implicaría señaló que “si toda la generación de electricidad que hoy se opera en la región con combustibles líquidos y carbón la pasamos a gas natural (Ciclos Combinados), el impacto a la baja en la emisión de gases de efecto invernadero equivaldría a sacar de circulación 20 millones de automóviles”.
“Con costos de inversión más reducidos, el gas natural permite hacer mas eficiente la transición energética hacia las fuentes renovables”, puntualizó Blanco, refiriéndose además a las existencia de importantes reservas de gas en la región.
Otro objetivo que se ha trazado la OLADE es la continuidad en el desarrollo de los proyectos de integración dinámica de las redes de transporte de electricidad en la región.
En tal sentido, se evalúan técnica, legal, y económicamente las interconexiones a nivel subregional entre Paraguay, Chile, Brasil, Argentina y Uruguay (SIESUR); entre Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile (SINEA); y otro correspondiente a los países de Centroamérica (SIEPAC).
La organización realiza estudios técnicos que permitan intensificar los intercambios de electricidad entre estos los países haciendo uso de la infraestructura de interconexiones existentes a partir del desarrollo reciente de las energías renovables en algunos países de cada subregión, con una cuantificación de los beneficios económicos y ambientales.
En otro orden, en la reciente Reunión de Ministros disertó Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y también Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).
Fatih Birol, hizo hincapié en que en la Reunión de Ministros del año pasado -realizada en Lima, Perú- “acordamos trabajar juntos para armonizar las estadísticas del sector energétineración de electricidadco, columna vertebral de las buenas políticas energéticas, y seguimos trabajando para contar con información de buena calidad”.
Respecto a la actual crisis mundial, Faith Birol indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial”. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año el 5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008–2009 la demanda del consumo energético también descendió, pero el descenso de este año es 7 veces mayor”, puntualizó.
El directivo de la IEA señaló que “los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá 9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”.
En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”.
Birol también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente 7 %, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo la pandemia”.
Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en el sector” agregó.
“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.
Por su parte, Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, mencionó que “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos, ahora es una estrategia de inversión en la transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.
Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años, se estima invertir a nivel global más de 2 mil millones de dólares por año”. Indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación, como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.
“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.
Diálogo Ministerial
Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Ello, con el propósito de intercambiar visiones, y definir objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética.
En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes consideradas durante el diálogo:
1.- Aplicación de medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas, y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.
2.- Renovables: Fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e importante para la creación de nuevos empleos.
Se consideró la iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC para el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. Se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.
3.- Gas natural: El aprovechamiento del gas natural como combustible para apoyar la agenda de transición energética y la reactivación económica en el sector de hidrocarburos.
4.- Sector transporte: Promover la transformación de este sector hacia el uso del gas natural y de la electricidad como propulsores.
5.- Integración: Se reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.
6.- Promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y la participación del Hidrógeno en la matriz energética. Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.
7.- El papel de los organismos internacionales es fundamental para aliviar la crisis promoviendo estudios en el sector, el financiamiento y el acompañamiento de políticas, regulaciones y proyectos de carácter regional.
La suba del impuesto a los combustibles prevista para el próximo 16 de diciembre derivaría en un aumento de 3,3% en las naftas y 2,3% en el gasoil. Sin embargo, no es la única variable que le está metiendo presión sobre los surtidores. Un fallo judicial a favor de los productores de biocombustibles, la depreciación mensual del tipo de cambio y la suba que registró el barril de crudo en las últimas semanas podría forzar un ajuste todavía mayor.
Fallo judicial
El juez federal de Río Cuarto, Carlos Ochoa, hizo lugar la semana pasada a un reclamo de la empresa Bio 4 para que la Secretaría de Energía actualice sus precio a través de una fórmula polinómica contemplada en la ley de biocombustibles, que le garantiza a las compañías del sector no solo cubrir sus costos sino tener rentabilidad. De este modo, el precio que recibe esa firma pasó automáticamente de 32,80 a 44,90 pesos por litro de bioetanol. Es decir, una suba cercana al 35 por ciento.
A partir de esta jurisprudencia, el resto de los productores de bioetanol —y probablemente varios de biodiesel— seguirán el mismo camino, situación que terminará metiéndole más precios al precio de los combustibles, aunque la batalla judicial está abierta ya que el gobierno apelará la medida.
Los problemas para los productores de biocombustibles comenzaron el año pasado cuando el entonces secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, dejó de aplicar de manera automática el cálculo mensual y comenzó a establecer ajustes arbitrarios. Luego de la llegada de Alberto Fernández los precios directamente fueron congelados y en el sector afirman que la última suba de 10% autorizada en octubre no alcanza para cubrir los costos.
La crisis que atraviesan las compañías es de tal magnitud que muchas dejaron de producir y a raíz de ello no se está cumpliendo con el porcentaje de corte que prevé la ley. “Presentar un recurso en la justicia fue una acción desesperada por el congelamiento del precio de los biocombustibles durante 9 meses y la actualización autorizado en octubre, las empresas no llegamos a cubrir nuestros costos y debimos cerrar nuestras plantas. De alguna forma, el gobierno tiene que buscar la manera de solucionar la cuestión de fondo porque la producción de bioetanol es clave para que las naftas puedan alcanzar el octanaje que requiere la regulación”, aseguró a EconoJournal Manuel Rom, presidente de Bio 4.
Se recupera el barril
La suba en la cotización internacional del crudo es otro de los problemas que enfrenta el gobierno para contener precios. Cuando YPF aplicó el último aumento el mes pasado, el precio del Brent que venían tomando las petroleras era de 42,5 dólares por barril. Este jueves ya se ubica por encima de 48 dólares, un 13 por ciento más.
El valor del crudo explica entre un 65% y 70% del precio de las naftas. Por lo tanto, solo por el ajuste del barril el precio en el surtidor debería subir un 8/9%.
Si se suma el ajuste del impuesto, el ajuste de los bios forzado por la justicia, que por ahora beneficia a solo una firma de Río Cuarto, y la suba del precio del crudo, el aumento de los combustibles debería estar muy por encima del 10%. Aunque el gobierno no está dispuesto a autorizar esa suba.
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En esta oportunidad, Javier Bustos, Director de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G. ofreció su punto de vista a Portal Movilidad.
Teniendo en cuenta que el mercado de la electromovilidad en el país se ha venido desarrollando en forma vertiginosa, a pesar de que aún no se alcanzan los 2000 vehículos eléctricos, estimó que se espera que en el corto plazo este número no deje de crecer.
No obstante, remarcó: “Para que el futuro sea más eléctrico y descarbonizado es fundamental que las redes eléctricas a partir de las cuales vamos a obtener suministro sean confiables y el servicio que se preste sea de calidad”.
Si la presencia de la electromovilidad aumenta, los usuarios de energía van a demandar un menos índice de indisponibilidad eléctrica si es que van a necesitar cargar sus vehículos o reemplazar su calefacción a combustibles fósiles por electricidad.
En este sentido, Bustos afirmó: “Esta mayor demanda de energía va a generar presión sobre las redes de distribución eléctrica, para lo cual es fundamental anticiparse regulatoriamente y establecer un marco adecuado para que las inversiones lleguen a tiempo, dado que el actual no está preparado para este tipo de desafíos.
El profesional confía en que el sector materialice aumentos en el mercado en función de estar principalmente impulsado por el cambio tecnológico de la actualidad, donde los vehículos eléctricos cada vez son más convenientes económicamente, así como por los compromisos de reducción de emisiones que tomó el país.
También fue consultado por su opinión respecto a la posibilidad de una regulación tarifaria energética que incluya una categoría que se corresponda con la electromovilidad.
Al respecto, Javier Bustos mencionó: “Sí podría tener sentido establecer opciones tarifarias específicas que posibiliten generar los incentivos que permitan una gestión eficiente de la demanda, de modo que, por ejemplo, la carga de los vehículos eléctricos se realice en horarios en que existan mejores precios y mayores holguras en el uso de la infraestructura”.
No obstante, cabe señalar que el Ministerio de Energía ingresó un proyecto de ley de portabilidad eléctrica, donde –de ser aprobada- los clientes residenciales que así lo prefieran podrán contratar su suministro eléctrico con comercializadores de energía. En este marco, sería posible que un comercializador ofrezca tarifas especiales para la carga de vehículos eléctricos.
“Esperamos que en la década que se inicia, el transporte eléctrico se consolide como opción tanto pública como privada”, concluyó el Director de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G.
