08.04.2020 – SANTIAGO: “América Latina alcanza los 13 GW de capacidad fotovoltaica instalada” PV MAGAZINE (CHILE)

La capacidad solar mundial conectada a la red alcanzó los 580,1 GW a finales de 2019, junto con 3,4 GW de fotovoltaica aislada, según la Agencia Internacional de Energía Renovable. La capacidad total instalada de energías renovables alcanzó la notable cifra de 2. 563,8 GW, siendo la energía hidroeléctrica la fuente dominante con 1. 310,9 GW, seguida de la eólica con 622,7 GW. Las renovables siguieron dominando las nuevas incorporaciones a la matriz mundial de generación de energía eléctrica durante el pasado año. La capacidad renovable alcanzó los 2. 537 GW renovables en todo el mundo a finales de 2019, un aumento de 176 GW respecto al año anterior. Asia, con 330,1 GW de capacidad instalada, es la parte del mundo con la mayor parte de la capacidad fotovoltaica. China es el mayor mercado de la región con 205,7 GW de instalaciones acumuladas. México, América Central, Sudamérica y Caribe En cuanto a América Latina, México cuenta con 4. 426 MW, América Central y Caribe suman 2. 141 MW y Sudamérica, por su parte, ha alcanzado 6. 464 en 2019. En América Central y el Caribe, la capacidad fotovoltaica conectada a la red alcanzó 2,1 GW. Los mayores mercados de la región son Honduras (511 MW), República Dominicana (293 MW), Panamá (242 MW) y El Salvador (237 MW). En América del Sur, los mayores mercados son Chile y Brasil, con 2,6 GW y 2,4 GW de instalaciones acumuladas, respectivamente. La capacidad fotovoltaica instalada acumulada del continente se situó en 6,46 GW a finales de diciembre. Por su parte, Sudamérica registró 6. 464 frente a los 5. 246 MW de 2018. El país líder de la región es Chile, con 2. 648 MW, seguido por Brasil, con 2. 485 MW. Aunque en términos absolutos no sea tan significativo, Argentina también ha experimentado un fuerte crecimiento y ha más que duplicado en 2019 la capacidad instada en 2018, que pasa de 191 MW a 441 MW. Fotovoltaica aislada En cuanto a la capacidad fotovoltaica sin conexión a la red, alcanzó los 45. 544 MW en 2019 en América Central y el Caribe, donde República Dominicana, con 21. 046 MW, es el país líder; y los 91. 230 MW en América del Sur. En esta región, destaca Perú (60. 612 MW), seguido de Brasil, con 7. 227 MW, Bolivia (4. 860 MW) y Colombia (4. 636 MW). El informe se publica en medio de una crisis global que afecta prácticamente a todos los ámbitos de la vida, y avisa: “Como una amenaza existencial, las consecuencias multifacéticas del Coronavirus se posicionan ahora junto al cambio climático como un desafío decisivo de nuestro tiempo. Al responder a la crisis de hoy, los gobiernos pueden verse tentados a centrarse en soluciones a corto plazo. Sin embargo, las distinciones entre los desafíos a corto, mediano y largo plazo pueden ser engañosas. Las medidas de estímulo económico también deben abarcar objetivos de sostenibilidad y clima”.

08.04.2020 – SANTIAGO: “Proyecto solar con más de 1. 000 MW de capacidad instalada ingresó a evaluación ambiental” EI (CHILE)

El proyecto solar Ghungnam KCS, de la empresa Andes Green, que considera una capacidad instalada de más de 1. 000 MW, ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) para su tramitación, buscando instalarse en la comuna de Pozo Almonte, en la Región de Tarapacá, con una inversión estimada de US$4. 000 millones, consistente en la implementación de un parque fotovoltaico de 707 MW y un sistema de generación termosolar de sales fundidas de 300 MW. Según lo informado por la empresa al organismo ambiental, la planta termosolar “consiste en el aprovechamiento térmico de la energía solar para transferirla y almacenarla en un medio portador de calor, generalmente agua. Esta es una de las ventajas de la tecnología Caspa, el almacenamiento térmico. La tecnología más

comúnmente utilizada para almacenar esta energía son las sales fundidas (nitratos) de almacenamiento térmico. La composición de estas sales es variable, siendo la más utilizada la mezcla de nitrato de potasio, nitrato de sodio y últimamente se ha incorporado el nitrato de calcio”. “Con este almacenamiento, la planta puede producir electricidad después de la puesta de sol. La empresa proyecta incorporar dos plantas de 150 MW cada una, para generar 300 MW de energía térmica”, se agrega. Por su parte, el parque fotovoltaico del proyecto contempla 2. 288. 000 paneles solares de 320 Watts de potencia cada uno, los cuales se dividen en bloques que entregan la energía a 800 centros de transformación que en suma entregan una potencia nominal de 707 MW. “Estos centros de transformación, capaces de producir 1. 000 MW, se conectan entre sí, mediante canalizaciones subterráneas que se dirigen a un único centro de seccionamiento, desde donde sale una sola línea en 23 kV hacia la subestación desde donde será evacuada y posteriormente entregada al sistema interconectado eléctrico o a un cliente en particular”, se indica.

27.03.2020 – BOGOTA: “Petrobras, YPF y Ecopetrol, entre las firmas más afectadas por petróleo barato” LA REPÚBLICA (COLOMBIA)

La crisis internacional de precios, con un Brent a US$26 por barril y un WTI a US$23, sigue agudizando la operación de las petroleras estatales a nivel mundial. Esa es una de las conclusiones del más reciente informe de Natural Resource Governance Institute (Nrgi) en el que se detallan los altos riesgos que enfrentan los países dependientes del crudo: no solo por la acumulación de deudas masivas, sino por los recortes fiscales a los que están expuestos. El análisis concluye cuáles han sido las empresas más expuestas a la coyuntura. Así, detalla que la brasilera Petrobras es la empresa con la mayor caída en el precio de la acción. Según Natural Resource Governance, el valor del título se ha depreciado 72% en un año, un poco por encima del -70% de YPF de Argentina o del -65% en el precio de la acción de Ecopetrol. “La empresa colombiana se fue a mitad de precio. El precio de la acción ha estado en $1. 600, cuando estuvo hasta en $4. 000. La capitalización bursátil se redujo en 50%. Antes era de $160 billones y ahora está cerca a los $80 billones”, explicó Andrés Moreno, analista bursátil. Si bien la depreciación más alta se ha visto en los países Latinoamericanos, las firmas asiáticas también han tenido un fuerte impacto. El crudo en niveles de los US$25 por barril en promedio ha llevado a Equinor, de Noruega, a una reducción de 55% en el precio de su acción, a Ongc, de India, a -53%, a Rosneft, de Rusia, a -53%, a Cnooc Ltda, de China, a –47% y a PetroChina, a una caída de 40%. “El principal riesgo a los cuales se enfrentan las empresas es a su viabilidad a mediano plazo. Eso lleva a que se haga una revisión a fondo de los planes de inversión, para mirar cómo optimizar al máximo las operaciones, y que se logren mantener para mitigar la caída”, explicó Julio César Vera, expresidente de Acipet. Uno de las mayores preocupaciones de la situación se debe a que, según Nrgi, la mayoría de las acciones de las compañías petroleras nacionales (CON) son propiedad de sus gobiernos. “Muchos ciudadanos dependan tanto del dinero que fluye a través de los CON”, lo que genera que la exposición al riesgo de estas petroleras tengan una atención especial. Y es que pese a que Suramericanas como Ecopetrol, Petrobras y YPF han implementado buenas políticas de gobierno corporativo, hay otras como Pemex de México que aún se le hace “muy difícil” sostener su operación con el impacto de la volatilidad de precios. “Es difícil entender completamente cuán costosos son los cambios globales para las economías nacionales de las empresas”, dice el informe. La situación a la que se enfrentan las firmas se podría agravar a corto plazo ya que las deudas “presentan riesgos urgentes”. De acuerdo con el informe, la mayoría de petroleras estatales presentan deudas superiores a 5% del tamaño de todas sus economías nacionales, medido por el PIB. “Cuando las compañías no logran sus objetivos, o no generan ingresos suficientes para cubrir sus pagos, pueden poner en peligro las economías, como lo demostró el rescate financiero de Pemex de $5. 000 millones del año pasado y el incumplimiento continuo de Pdvsa en miles de millones de bonos”, concluyeron.

24.01.2020 – BUENOS AIRES: “Vaca Muerta: día de gestiones clave para el futuro de inversiones” ÁMBITO FINANCIERO (ARGENTINA)

Con la mirada puesta en el sostenimiento de las inversiones en Vaca Muerta, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, mantendrá hoy en España una serie de reuniones con representantes de importantes empresas hidrocarburíferas con presencia en el yacimiento argentino. El mandatario, que llegó esta semana a Madrid como parte de una delegación encabezada por el ministro de Turismo de la Nación, Matías Lammens, se reunirá con referentes de la noruega Equinor, Nils Telnæs (VP Exploration) y Sebastián Heidepriem (BD); con los directivos de la francesa Total, Hugues Montmayeur (deputy VP Americas) y Hernán Silva de la oficina de la compañía en Argentina; y con Nathalia Cruz, Business Advisor de la Vicepresidencia Ejecutiva de Relaciones con Gobiernos de Shell en Holanda. A su regreso, Gutiérrez tiene previsto un encuentro con el presidente de Chevron para África y América Latina, Clay Neff. El gobernador llegará a esos encuentros con un dato clave: la producción de petróleo en la Cuenca Neuquina alcanzó en 2019 un incremento del 23.3% interanual, lo que le permitió ubicarse en el primer puesto de las provincias productoras después de 10 años. En diciembre la producción de crudo fue de 160.445 barriles por día, con lo que cerró ese año con un incremento del 23,36 % respecto del producido en 2018. Gutiérrez destacó que “se produjeron alrededor de 30.000 barriles adicionales por día, lo que nos permitió llegar a valores que no se alcanzaban desde 2005”. Explicó que esos incrementos se deben “al aumento de producción en Bandurria Sur, La Amarga Chica, Bajo del Choique-La Invernada y Fortín de Piedra, todas ubicadas en la formación Vaca Muerta”. En cuanto al gas, donde Neuquén lidera desde hace años el ranking país, durante diciembre se alcanzaron los 69,38 M de metros cúbicos por día. Esto implicó una suba del 0,75% con respecto a noviembre y del 10,69% en 2019 (26.916 M de metros cúbicos) comparado con todo lo producido en 2018. En este caso, los mayores incrementos de producción se registraron en las áreas Fortín de Piedra, La Calera, El Orejano y Loma Ranqueles. Los datos relevados por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia indican 71% del total de petróleo producido el fue de origen no convencional, en tanto que llegó al 69% en la producción de gas, sumando el shale gas y el tight gas