26.07.2019 –BUENOS AIRES: “YPF cerró un acuerdo con Excelerate para exportar gas licuado” EL CRONISTA (BUENOS AIRES – ARGENTINA)

YPF anunció hoy que llegó a un acuerdo preliminar con la compañía Excelerate Energy para contratar un buque metanero y exportar gas natural licuado (GNL). La intención de ambas compañías es iniciar las operaciones durante la primera semana de septiembre. El gas, proveniente principalmente de Vaca Muerta, será procesado por la unidad Tango FLNG en el muelle que la compañía Mega tiene en Bahía Blanca y de ahí será trasladado en este buque metanero de bandera belga, con una capacidad de almacenamiento de 138.000 m3. La carga del producto de YPF se realizará a través de una operación que durará aproximadamente 45 días. Esta será la segunda exportación de GNL de la petrolera estatal en la historia. La primera fue realizada el mes pasado en la barcaza LNGC Fuji. En esa oportunidad, el comprador del cargamento de 30.000 metros cúbicos – equivalentes a 18 millones de metros cúbicos de gas natural– había sido la empresa estadounidense Cheniere Energy. Excelerate había firmado el año pasado un memorándum de entendimiento con Transportadora de Gas del Sur (TGS) para evaluar la construcción de un planta licuefactora en Bahía Blanca. Esta instalación facilitaría la exportación del fluido durante el verano y la importación en los meses de invierno.

Comentario de XDT: Esta operación constituye un hito sin duda en la recuperación  de Argentina de su producción de energía destruida durante el periodo K.

Muestra asimismo lo fuera de tiempo de la política energética de F.A, cuando intentaron hacer la regasificadora , ya era tarde .Tuvimos suerte que el Lava Jato imposibilitó su ejecución .

26.07.2019 –RÍO NEGRO: “Vaca Muerta volvió a impulsar la producción de gas en junio” RÍO NEGRO (CHUBUT – ARGENTINA)

Los desarrollos no convencionales empujaron, una vez más, los datos de producción hidrocarburífera en Neuquén. La extracción de gas llegó a 76,83 millones de metros cúbicos diarios y la de petróleo a los 134.464 barriles por día. Los datos fueron confirmados por el ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia y aseguran que el crecimiento se explica fundamentalmente por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, los que representan actualmente 67% del gas y el 62% del crudo. Los números conseguidos para el gas dejan cerca de la saturación al sistema de transporte troncal y marcan un hito para la producción neuquina que no se conseguía desde 2007. En 2017 la producción neuquina representó 20% y 49% del total nacional de petróleo y gas natural. Al concluir 2018 estas proporciones aumentaron en tres puntos porcentuales, ascendiendo a 23% y 52%, luego de un año de continuo crecimiento. Para este año se proyecta que, con el soporte de Vaca Muerta, continuará consolidando el liderazgo en la industria. Desde el gobierno volvieron a destacar la calidad del recurso y el rendimiento de los pozos en la Cuenca Neuquina, con ramas horizontales, de mayor longitud y una mayor densidad de fracturas. Aseguran que permite comparar los desarrollos de Vaca Muerta con la cuenca Permian de los Estados Unidos. La producción y rendimiento de la Cuenca Neuquina, junto a la exportación de gas de la formación Vaca Muerta, continúan liderando las exportaciones a nivel nacional.

26.07.2019 –RÍO NEGRO: “Las exportaciones de gas del primer semestre equivalen a 19 buques de GNL” RÍO NEGRO (CHUBUT – ARGENTINA)

A mediados de octubre del año pasado el grifo exportador de gas natural se reabrió tras once años, y si bien los primeros envíos fueron pequeños, en el primer semestre de este año las exportaciones de gas ya superaron los 1.000 millones de metros cúbicos. Hasta la fecha se tramitaron ante la secretaría de Energía de la Nación 52 pedidos para exportar gas natural, de los cuales cerca de 40 ya tuvieron el visto bueno del gobierno nacional. Durante el primer semestre del año el promedio diario de exportaciones fue de 5,9 millones de metros cúbicos, lo cual equivale prácticamente a la producción que en conjunto tienen dos áreas de Vaca Muerta como son El Orejano de YPF y Dow, y Aguada Pichana Oeste de PAE, YPF y Total Austral. En total en los primeros 180 días del año el gas que fluyó a Chile, Brasil y Uruguay sumó 1.077 millones de metros cúbicos y representan prácticamente el equivalente a 19 buques de GNL. La comparación es más que válida dado que a pesar de que aún en esta época invernal se mantienen los envíos al exterior, por la configuración de los gasoductos del país, el gobierno nacional continúa importando GNL para abastecer principalmente a la zona de Buenos Aires.

A la fecha son 12 los cargamentos que gas natural licuado (GNL) que ingresaron al puerto de Escobar, que en volumen representan cerca del 63% de las exportaciones. Por lo que de momento la balanza energética muestra que las exportaciones han sido mayores que las importaciones de buques metaneros por primera vez en más de una década. En términos de ingresos, la ecuación no es tan benévola dado que el gas enviado hacia el exterior se ubicó por debajo de los valores a los cuales se adquiere el GNL importado. Los primeros 12 buques adquiridos por Integración Energética Argentina (Ieasa), la ex-Enarsa, requirieron del desembolso de 157,8 millones de dólares, según detalla el mismo organismo que precisa que el precio por millón de BTU fue de los 5,9 a los 6,7 dólares. En tanto que los más de 1.000 millones de metros cúbicos exportados representaron cerca de 166,5 millones de dólares, pues el grueso de los contratos se selló en torno a los 4,30 dólares por millón de BTU. De acuerdo a los datos de la secretaría de Energía de la Nación, los volúmenes de gas enviados al exterior reflejaron las fluctuaciones de la demanda nacional, dado que se trata de contratos interrumpibles ante las necesidades de consumo del país. En enero los envíos tuvieron una caída sobre el nivel que en promedio había alcanzando diciembre de 2018, en coincidencia con la mayor demanda de gas para la generación eléctrica. Marzo y abril, con sus

temperaturas templadas, fueron los meses con mayor volumen de exportaciones de gas, con promedios diarios de 6,4 y 7,7 millones de metros cúbico respectivamente, pero además con picos de envíos de hasta 9,6 millones de metros cúbicos.

A partir de mayo, y del ingreso de las olas de frío, las exportaciones mermaron pasando a promedios diarios de 6,3 y 4,3 millones de metros cúbicos en mayo y junio, respectivamente. Pero se espera que el ritmo de envíos al exterior vuelva a incrementarse a partir de septiembre en función de la cantidad de pedidos ya aprobados que supera los 27 millones de metros cúbicos por día y podría llegar a los 36,6 si se aprueban todos los pedidos presentados. Sin embargo, desde la reapertura de las exportaciones en ningún mes se alcanzaron los volúmenes máximos autorizados para enviar gas a Chile, Brasil y Uruguay. Esto se debe a que si bien las petroleras firman contratos con volúmenes máximos fijados, los envíos corresponden a las necesidades reales de sus clientes que no han superado hasta la fecha el 27% del máximo aprobado. La próxima primavera será clave para definir si, a casi un año de reanudadas las exportaciones, se logró recuperar la confianza de los clientes que, en el caso de Chile, aún recuerdan que hace una década los envíos se cortaron unilateralmente. Pero además será clave para un posible incremento exponencial de las exportaciones la autorización de contratos de tipo ininterrumpibles, que permitan a los clientes del exterior pautar contratos a largo plazo y con la garantía de que no sufrirán cortes en el suministro.

De la mano de Vaca Muerta, la Cuenca Neuquina lideró los envíos
El incremento de la producción de gas natural que generó Vaca Muerta, y en especial el desarrollo de Tecpetrol en Fortín de Piedra, tiene un impacto directo no sólo en la reapertura de las exportaciones sino también en los contratos de venta pautados. Cerca del 80% de los volúmenes totales que fueron autorizados por el gobierno nacional para ser vendidos en el exterior corresponden a la producción de la Cuenca Neuquina, y el 20% restante a la generación de la Cuenca Austral, ambas zonas receptoras de los subsidios a la producción de gas no convencional. En el caso de la Cuenca Neuquina, la mayor parte de los contratos paut dos corresponden en realidad al gas de tipo convencional dado que el mismo se produce a un menor costo que el gas no convencional. Esta diferenciación entre las cuencas del país se debe no sólo a la existencia de mayor cantidad de gasoductos de exportación en las inmediaciones de la Cuenca Neuquina, sino también al perfil de los potenciales clientes, pues mientras a la altura de Neuquén y Mendoza se ubican los principales centros urbanos de Chile, y con ellos las más grandes centrales térmicas, en la zona sur del vecino país la principal demanda de gas corresponde a la planta de Methanex, una fábrica de metanol. Chile es hasta ahora el principal comprador del gas argentino, seguido por Uruguay y, en tercer lugar, Brasil.

La producción subsidiada no fluye hacia los países vecinos
La Resolución 104/18, por medio de la cual se autorizan las exportaciones de gas natural, fija un procedimiento especial para el gas que se encuentre beneficiado por los subsidios del nuevo Plan Gas de la Resolución 46/17. Establece que las petroleras que reciban los aportes y opten por exportar parte de su producción deberán resignar el subsidio en la proporción equivalente a sus exportaciones. Es decir que cada metro cúbico que exporten dejará de percibir el plus que en este año les garantiza un precio sostén de 7 dólares por millón de BTU, sobre el precio promedio de la cuenca. Desde algunas operadoras anticiparon que es posible que, de lograr pautar contratos de largo plazo, opten por dejar de percibir esa porción del subsidio dado que el gran problema que enfrenta el sector es la falta de mercado para su producción.

24.07.2019 – BOGOTÁ: “En 200 años, la economía colombiana pasó del oro colonial al petróleo” LA REPÚBLICA (COLOMBIA)

Al grito de Independencia del 20 de julio de 1810, le siguió un proceso violento que dio al traste con muchos de los anhelos de empresarios que años atrás habían basado sus actividades económicas en la agricultura y la ganadería. En esos nueve años de lucha, hasta ese 7 de agosto de 1819 en el que se puso fin al periodo de dominio del imperio español, se arruinó a los principales sectores de la economía que más tarde habría que reconstruir. Si bien la Colonia fue un periodo próspero que basó principalmente su economía en la minería del oro, el efecto de las guerras y los cambios en el régimen de esclavitud ocasionaron una recesión en las regiones mineras, como el Cauca y Chocó. Además, debido a un menor gasto público se estima que entre 1825 y 1850 se vivió un periodo de deflación. Al mismo tiempo, y sin oro que enviar a España, el sector exportador se resintió. También se desarticularon las grandes haciendas en torno a las que años antes había girado la actividad productiva, hubo una reducción generalizada de impuestos, se eliminaron varias de las rentas como el tributo a los indios y se abolieron las formas colectivas sobre la propiedad de la tierra como el mayorazgo.

Tras la Independencia, según el texto ‘Consecuencias económicas del proceso de Independencia en Colombia’ de Salomón Kalmanovitz, el PIB por habitante alcanzó a descender alrededor de 17% hasta 1850, es decir, que registró una tasa anual de decrecimiento de -0,3%. Mientras que en 1800 era de US$312, en 1850 era de US$262 y hoy llega a US$6.190. “En las primeras etapas de la República, la economía era agraria muy tradicional y había una escasa conexión entre las muy diversas regiones del país. Como en la Colonia, el principal producto de exportación era el oro, aunque con un gradual aumento de la producción en Antioquia y un retroceso del Pacífico colombiano. El crecimiento económico durante la primera década del siglo XIX fue, sin embargo, muy lento”, manifestó el codirector del Banco de la República, José A. Ocampo.

Segunda mitad siglo XIX
Sin embargo, no fue hasta la década de 1860 que Colombia recuperó el nivel que tenía en la última fase de la época colonial. Entre 1850 y 1885, el PIB por habitante creció a un ritmo de 0,5% anual; para posteriormente, entre 1885 y 1895, reverter de nuevo esta tendencia con la Regeneración. Durante la segunda mitad del siglo XIX, de acuerdo con diferentes literaturas lo que impulsó la economía fue fundamentalmente las exportaciones de tabaco,

quina o café, entre otros, mientras que se reducía de manera sustancial la participación del oro. En especial, en algunas zonas como Santander o Antioquia, el café permitía ampliar los ingresos sin abandonar los cultivos de subsistencia como el maíz.
Despegue cafetero (1900-1928)

El siglo XX abrió con la Guerra de los Mil Días (1899-1902) que tuvo devastadores efectos para la economía nacional. La todavía incipiente economía cafetera se vio afectada tanto por el conflicto interno como por el descenso de los precios del café. Sin embargo, y pese a que dependía de las coyunturas del mercado internacional del grano, el café se convirtió en el producto estrella del siglo. Solo en 1932, según el libro de ‘Historia Económica de Colombia’ de Ocampo, entre Antioquia, Caldas y Valle del Cauca contribuían con 57% de la producción nacional. Por otro lado, también se expandieron otros cultivos como la caña de azúcar, el algodón y el arroz y se experimentó un notable desarrollo ganadero por diferentes territorios. Con las finanzas públicas hechas trizas y un desequilibrio en la balanza comercial, en 1903 se adoptó el patrón oro y se reordenó el presupuesto público. Además, se creó un sistema proteccionista con aranceles y estímulos a la industria local y a la agricultura de exportación.

La industrialización
Después de 1905, como se establece en el libro de Ocampo se dieron los primeros pasos para fomentar la refinación de petróleo, se fundaron nuevos ingenios azucareros y se inició la fabricación de algunos productos como el cemento. Mientras que Bogotá y Cundinamarca se vieron rezagados como centros fabriles, la región antioqueña se constituyó como el núcleo empresarial de mayor dinamismo de la época. La mayor parte de las industrias montadas en las dos primeras décadas del siglo XX, como podría ser el caso de Coltejer o Postobón, se convirtieron, años después, en las principales empresas en sus sectores. A principios de los años veinte, los ingresos cafeteros mejoraron la situación del sector externo y las finanzas gubernamentales, dando lugar al periodo que se llamó ‘la prosperidad a debe’. Por ejemplo, entre 1922 y 1929, la producción cafetera subió. También hubo una expansión del gasto público con el repunte de la red ferroviaria y en 1923 se creó el Banco de la República.
El crack del 29
El periodo entre 1929 y 1945 estuvo marcado por dos grandes crisis internacionales que también incidieron en el devenir de la economía local: la Gran Depresión de 1929 y la Segunda Guerra Mundial. En estos años, se produjo el colapso del café y la crisis de deuda externa. La peor crisis cafetera fue la acontecida en 1940. Esta llevó a Estados Unidos a propiciar el Acuerdo Interamericano de Café en el que se estableció un sistema de cuotas para los países exportadores. En esta época, también adquirió importancia la Federación Nacional de Cafeteros, que se había creado en 1927.

Capitalismos modernos
Tras la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), el PIB se multiplicó por siete al tiempo que la población crecía a un ritmo elevado. En esta época, Colombia pasó de ser un país rural a consolidarse como urbano y semindustrial. Además, se redujo la participación del sector agropecuario. Si bien entre 1945 y 1949 todavía representaba más de 40%, a comienzos de los años ochenta, su participación se había reducido a menos de 23%. No obstante, se diversificó la base exportadora, especialmente en la década del sesenta, con el surgimiento de productos como el algodón, el azúcar y las flores. La importancia del petróleo es reciente. Antes la producción se concentró en el tabaco, el café. La marihuana también fue muy importante en los años 70”, indicó el profesor de la Universidad Nacional, Jorge Iván

González. Ello dio paso al surgimiento y consolidación de nuevas actividades económicas como el sector manufacturero, el transporte, el financiero, las comunicaciones o los servicios públicos. De otro lado, el período que cubre entre mediados de la década de los ochenta y mediados de los noventa, fue una década de grandes transformaciones y se destacó otra breve bonanza cafetera en 1986.

Luego, el buen dinamismo de la economía también se fundamentó en las grandes explotaciones mineras (petróleo, carbón y ferroníquel, en particular) de las que se depende también hoy en día. El año pasado se cumplieron 100 años desde que se registraron los primeros descubrimientos de crudo en el campo La Cira – Infantas, cerca de Barrancabermeja, con reservas de 800 millones de barriles. Y en 1951 se creó la Empresa Colombia de Petróleos, hoy Ecopetrol. Hay que recordar que después de vivir un periodo de vacas gordas en el que el precio del barril de petróleo superó los US$100, lo precios cayeron hasta US$26. LR le pidió a José Antonio Ocampo, economista, actual codirector del Banco de la República y autor del libro ‘Historia Económica de Colombia’, que entregara su opinión sobre las actividades productivas más importantes en estos 200 años. Este es el texto completo:

En las primeras etapas de la República, la economía colombiana se caracterizaba por una economía agraria muy tradicional y con la escasa conexión entre las muy diversas regiones del país, dos características que se mantuvieron por mucho tiempo. Como en la colonia, el principal producto de exportación era el oro, aunque con un gradual aumento de la producción en Antioquia y un retroceso del Pacífico colombiano. El crecimiento económico durante la primera década del siglo XIX fue, sin embargo, muy lento. Los grandes cambios vinieron a mediados del siglo XIX con el desarrollo de nuevos productos de exportación, entre ellos el tabaco, la quina, el café y una minería de oro y plata más moderna. Sin embargo, el despegue exportador solo vino con el café en las primeras tres décadas del siglo XX, con el auge de la zona cafetera central. El lento crecimiento económico que caracterizó la segunda mitad del siglo XIX fue reemplazado por una expansión rápida e importantes inversiones en la infraestructura del país.

La crisis mundial de los años treinta del siglo XX frenó las oportunidades de exportación y puso a la industria manufacturera y a los servicios modernos orientados hacia el mercado interno en el centro del desarrollo. Las iniciativas industriales se remontaban a experimentos pioneros de fines del siglo XIX y comienzos del XX. La industria y los servicios modernos fueron el eje de un proceso de un crecimiento económico rápido que se prolongó hasta los años setenta. Estuvo acompañado por un esfuerzo relativamente exitoso por diversificar la base exportadora desde la crisis cafetera de mediados de los años cincuenta. Colombia se salvó en parte de la crisis latinoamericana de la deuda de los años ochenta, pero a partir de entonces entró en un proceso de menor expansión económica. La expectativa de que la apertura económica de comienzos de los años noventa acelerara el crecimiento no se realizó: ha alcanzó 3,5% anual en 1990-2018 vs. 5,1% en 1950-1980. La causa básica de la desaceleración ha sido una fuerte y prolongada desindustrialización y dificultades del sector agropecuario para adecuarse a una economía más abierta. El gran cambio positivo ha sido la creciente importancia de los sectores petrolero y mineros, especialmente del primero, que se consolidó en las primeras décadas del siglo XXI. 

16.07.2019 –BUENOS AIRES: “En treinta años, las fuentes eólica y solar producirán la mitad de la energía mundial” BAE (BUENOS AIRES – ARGENTINA)

Las nuevas tecnologías garantizan que el sector contribuya a evitar que las temperaturas globales aumenten más de 2°C Las grandes reducciones que se darán en los costos de la tecnología eólica, solar y de baterías hará que generen casi la mitad de la energía del mundo para 2050. Así lo proyectó Bloomberg en un nuevo New Energy Outlook 2019 (NEO). Además, señala que estas tecnologías garantizan que, al menos hasta 2030, el sector energético contribuya a evitar que las temperaturas globales aumenten más de 2°C. “Nuestro análisis del sistema eléctrico refuerza un mensaje clave de las Nuevas Perspectivas de Energía: que los módulos fotovoltaicos solares, las turbinas eólicas y las baterías de iones de litio continúan en curvas agresivas de reducción de costos, del 28%, 14% y 18% respectivamente, por cada duplicación en la capacidad instalada global. Para 2030, la energía

generada o almacenada y despachada por estas tres tecnologías reducirá la electricidad generada por las plantas de carbón y gas existentes en casi todas partes “, detalló Matthias Kimmel, Analista Líder de NEO 2019. En la actualidad, en aproximadamente dos tercios del mundo, estas dos alternativas limpias representan la opción menos costosa para agregar nueva capacidad de generación. Además, se espera que la demanda de electricidad aumente en un 62%, lo que resultará en una capacidad de generación que casi se triplicará de acá al 2050. Mientras que se proyecta que las opciones eólica y solar pasen del 7% de la generación actual hasta el 48%, los porcentajes de la energía hidroeléctrica, el gas natural y la energía nuclear se mantienen aproximadamente niveladas.

Al contrario, el papel del carbón en el mix energético cae del 37% actual al 12%, mientras que el petróleo como fuente de generación queda virtualmente eliminado, indicó el portal especializado Tres Mandamientos. Las energías eólica y solar serán capaces de alcanzar el 80% de la combinación de generación eléctrica en varios países a mediados del siglo, con la ayuda de las baterías, pero ir más allá será difícil y requerirá que otras opciones desempeñen un papel importante. “Nuestro análisis sugiere que los gobiernos deben hacer dos cosas distintas: una es asegurar que sus mercados sean amigables con la expansión de la energía eólica, solar y de baterías de bajo costo; y la otra es respaldar la investigación y el despliegue temprano de estas otras tecnologías para que puedan aprovecharse a escala a partir de la década de 2030 en adelante”, apuntó Seb Henbest, Director de NEO. Europa descarbonizará su red más rápido, con el 92% de su electricidad suministrada por fuentes renovables en 2050. Las principales economías de Europa Occidental en particular ya están en camino para descarbonizar significativamente gracias a la fijación de precios del carbono y al fuerte apoyo político. Los Estados Unidos, con su abundancia de gas natural a bajo precio, y China, con su moderna flota de plantas de carbón, siguen a un ritmo más lento. China considera que sus emisiones en el sector eléctrico aumentarán en 2026, y luego caerán más de la mitad en los próximos veinte años. La demanda de electricidad de Asia se duplicará con creces hasta 2050. Con US$5. 800 millones, toda la región de Asia Pacífico representará casi la mitad de todo el capital nuevo que se gasta a nivel mundial para satisfacer esa creciente demanda. China y la India juntas son una oportunidad de inversión de US$4. 300 millones. Los Estados Unidos verán US$1. 100 millones invertidos en nueva capacidad, con las energías renovables a más del doble de su participación de generación, hasta el 43% en 2050. De acuerdo con el NEO de este año, las perspectivas para las emisiones globales y los aumentos de temperatura de mantenimiento en 2 grados o menos se mezclan.

Por un lado, la acumulación de energía solar, eólica y baterías pondrá al mundo en una ruta que sea compatible con estos objetivos al menos hasta 2030. Por otro lado, los especialistas indican que se necesitará hacer mucho más allá de esa fecha para mantener al mundo en ese camino de 2 grados. Una de las razones es que la energía eólica y solar serán capaces de alcanzar el 80% de la combinación de generación eléctrica en varios países para mediados de siglo, con la ayuda de baterías, pero ir más allá será difícil y requerirá otras tecnologías para funcionar. Energía nuclear, biogás a energía, hidrógeno verde a energía y captura y almacenamiento de carbono están entre los contendientes. La directora de NEO de BNEF, Seb Henbest comentó: “Nuestro análisis sugiere que los gobiernos deben hacer dos cosas por separado: una es asegurar que sus mercados sean amigables con la expansión de la energía eólica, solar y de baterías de bajo costo; y la otra es respaldar la investigación y el despliegue temprano de estas otras tecnologías para que puedan aprovecharse a escala a partir de la

década de 2030 en adelante “. En NEO 2019, BNEF por primera vez considera el 100% de la electrificación del transporte por ruta y la calefacción de edificios residenciales, lo que lleva a una expansión significativa del papel de la generación de energía. Demanda eléctrica Bajo esta proyección, la demanda total de electricidad crecería en un cuarto en comparación con un futuro en el que el transporte y el calor residencial solo se electrificarían en la medida en que se supone en el escenario principal de NEO. La capacidad de generación total en 2050 tendría que ser tres veces el tamaño de lo que se instala hoy. En general, el calor y el transporte de electrificación reducirían las emisiones en toda la economía, ahorrando 126 GtCO2 entre 2018 y 2050. NEO 2019 es el resultado de un estudio detallado de las perspectivas de la oferta y la demanda de energía, país por país, realizado por 65 analistas de la BNEF en todo el mundo. El informe se basa en el trabajo del mercado de BNEF sobre la evolución de la economía de diferentes fuentes de generación.

16.07.2019 –BUENOS AIRES: “Eficiencia energética: un cambio imprescindible” LA NACIÓN (BUENOS AIRES – ARGENTINA)

El reciente mes de junio ha sido el “más cálido jamás registrado”, según el Servicio de Cambio Climático del programa europeo Copernicus de observación y monitoreo de la Tierra. Allí, la reciente ola de calor ha disparado las temperaturas dos grados centígrados por encima de lo normal. Es cierto que resulta inexacto atribuir esta ola de calor exclusivamente al cambio climático. Sin embargo, la frecuencia de los eventos climáticos extremos ha aumentado notablemente y es evidente que se están transformando en regulares. La mayoría de los científicos independientes tienen pocas dudas de que estamos en un planeta más cálido y que este aumento de temperatura guarda relación con la actividad del hombre, principalmente con la quema de combustibles fósiles que emiten cientos de miles de toneladas diarias de gases de efecto invernadero. No es algo que ocurra exclusivamente en Europa, sino que golpea a todo el planeta. Cada vez que llueve torrencialmente –y junio fue uno de los meses con más lluvias de los que se tenga registro en nuestro país–, graniza o una ola de calor azota, nos encontramos frente a fenómenos que guardan relación directa con el cambio climático. Es por eso que cada acción que se realice para contrarrestar este fenómeno global constituye un aporte dirigido a mantener mejores condiciones de vida para las actuales y futuras generaciones en el planeta. Una de las contribuciones fundamentales puede surgir de la eficiencia energética a la que cada uno de nosotros puede aportar disminuyendo no solo la producción de gases de efecto invernadero, sino también incidiendo en la reducción del costo final de la energía. Hace un año, el gobierno de la ciudad de Buenos Aires anunció un plan para canjear lámparas ineficientes en términos energéticos (halógenas, incandescentes, de bajo consumo) por lámparas led. Desde entonces, todos los vecinos de la ciudad pueden acercarse a cualquier punto de canje, entregar hasta cinco lámparas y llevarse otras tantas con tecnología led.

Este programa tiene varios objetivos: permite disminuir hasta en un 14% el costo de la factura de luz; al ser más eficientes las nuevas lámparas, se produce una disminución de la presión sobre el sistema eléctrico en su totalidad y, algo no menos importante dada la situación que atraviesa nuestro planeta, se contribuye a reducir los gases de efecto invernadero. Si todos los vecinos de la ciudad cambiáramos nuestras luminarias por led obtendríamos un ahorro de 928. 227 MWh, que equivale a la energía que requieren 278. 245 hogares. En este sentido, la transformación del alumbrado público en ciento por ciento led, incluyendo el recambio de luminarias en edificios públicos, es también un aporte sustancial para evitar emisiones efecto invernadero y disminuir el gasto público. Un especial reconocimiento merece la puesta en marcha del Sistema de Información de Energía y Agua (Siegba), que permitirá conocer el gasto en energía de cada edificio público para poder optimizar su uso. Si adoptáramos medidas cotidianas de control sobre el uso de la energía eléctrica, como por ejemplo apagar las luces que no se utilizan, desconectar aparatos que quedan en stand by y mantener el acondicionador de aire en 24 grados, entre otras, no sería necesario invertir en formas de producción de la energía que pueden tener impacto nocivo para el ambiente, o ponerlo en riesgo. Siendo que el sector energético es uno de los que más gases de efecto invernadero suman a la atmósfera, cambiar la manera en la que consumimos energía es el primer paso para mitigar los efectos del cambio climático y avanzar hacia la construcción de un futuro ambientalmente sostenible para todos. A la frecuente pregunta de “¿cómo puedo contribuir individualmente a evitar el cambio climático?” he aquí una respuesta. Editorial Pág. 34 

26.07.2019 – BOGOTÁ: “Nivel de embalses inició agosto por encima del 80%” PORTAFOLIO (COLOMBIA)

En la región del Magdalena Medio se concentra el desarrollo de ocho proyectos solares, los cuales se convertirán a la vuelta de la esquina en pieza clave dentro de la matriz de generación de energía eléctrica. El citado número de iniciativas, inscritas en el Registro de Proyectos de Generación (RPG) de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), tienen la característica que serán complejos a gran escala, ya que su capacidad instalada estará por encima de los 100 megavatios (Mw) cada uno. Así mismo, además de estar ubicados a escasos metros de la rivera de Río Magdalena, donde los niveles de irradiación son casi iguales en intensidad a los de La Guajira, en conjunto los ocho proyectos sumara en capacidad instalada 1.772 Mw. Este índice llama la atención, si se tiene en cuenta que la meta del Gobierno Nacional, es dar el primer paso en la inclusión de renovables a la matriz con 1.500 Mw; más cuando lo proyectado es que este paquete de proyectos solares entre en operación entre 2022 y 2023. Las iniciativas fotovoltaicas se desarrollarán en los municipios de Puerto Berrío y Puerto Nare (Antioquia); Cimitarra y Barrancabermeja (Santander); Puerto Boyacá (Boyacá); La Dorada (Caldas); Armero-Guyabal (Tolima); y Beltrán (Cundinamarca).

Del citado listado de proyectos solares, el que mayor capacidad instalada tendrá en su complejo será el del promotor Sebastopol, que desarrollará en Cimitarra (Santander), y que contará con 700 Mw; le siguen en su orden la iniciativa de Beltrán con 250Mw; y los de Puerto Boyacá y Puerto Nare con 200 Mw. Así mismo, una iniciativa se encuentra en etapa de factibilidad (Fase 3); seis en la etapa de prefactibilidad (Fase 2); y dos en la etapa de estudio y análisis (Fase 1).

EL MÁS AVANZADO
El proyecto que más adelantado está con respecto a su desarrollo, es la granja solar que montará el Grupo EPM, en Puerto Berrío (Antioquia). La citada planta se encuentra actualmente en la fase final de los estudios para el licenciamiento ambiental, a la par que los técnicos y equipo jurídico de la organización antioqueña hacen su trabajo, lo que demoraría su etapa de montaje. Se calcula que las obras comenzarían en el segundo trimestre del presente año. Aunque el proyecto de energía renovable del Magdalena Medio se mantiene en total hermetismo por parte de la citada organización, Portafolio pudo establecer con varias fuentes que solicitaron la reserva de su nombre que, en la actualidad, además de estar el proyecto en la fase final de los respectivos estudios, también realiza los análisis de conexión, así como el de predios.

Esta granja solar tendría una capacidad instalada de 90-100 Mw, se ubicará en un área de 200 hectáreas, generará entre 140 y 150 gigavatios hora por año (Gw/h/a) y su inversión será de US$75 millones. “El proyecto hace parte del portafolio de EPM para el desarrollo de plantas de generación renovable”, dijo una de las fuentes del grupo consultadas. La columna vertebral de la infraestructura planteada por EPM estaría compuesta por poco más de 365.000 paneles, cada uno con un área de 1,8 metros cuadrados.

ZONA PARA DESARROLLO SOLAR
De acuerdo al plano cartográfico que establece los niveles de irradiación solar en el territorio nacional y que fue elaborado por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam), el valle medio e inferior del Río Magdalena son excepcionales para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos. Para la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, la posición geográfica de Colombia le permite contar con varias zonas del país ideales para el montaje de granjas solares debido a que se cuenta con una de las luminosidades más altas del mundo. De acuerdo a mapa del Ideam, además de La Guajira, y zonas de la Costa Caribe, la alta concentración de luz solar se presenta en pleno Magdalena Medio.

“Allí se registra una de las mayores concentraciones de irradiación, materia prima para la generación de energía a partir de granjas solares. En esas zonas, los altos niveles de irradiación permiten generar energía a razón de 5 a 6 kilovatios hora por metro cuadrado al día (Kwh/m2/d)”, explicó la ministra Suárez. La jefe de la cartera minero energética resaltó que “necesitamos impulsar las energías renovables tan rápido como podamos, y asegurarnos que los consumidores jueguen un papel importante”. Por su parte, Germán Corredor, presidente de la Asociación de Energías Renovables de Colombia (SER Colombia), coincidió con la ministra Suárez, en señalar que la posición geográfica del país es excepcional en cuanto a niveles de luz solar, factor que ha llevado al país a convertirse en foco para el desarrollo de fuentes de energía renovable fotovoltaica. “Consideramos de la mayor relevancia que el Gobierno Nacional siga adelante con su política de transición energética, que le abre el espacio a las energías renovables en la matriz de generación que es vital para el país”, indicó Corredor. El dirigente gremial agregó que Colombia tiene un enorme potencial para desarrollar energías renovables no convencionales, como lo es la fotovoltaica pero sobre todo, tiene la apremiante necesidad de complementar la matriz eléctrica y fortalecerla para hacerla más confiable, segura y competitiva. “Seguimos analizando las condiciones de la nueva subasta de energía para contratos de largo plazo, esperamos que estas se ajusten de forma tal que todos los que hacemos parte del sector logremos impulsar las energías renovables, para brindarle a los colombianos la tranquilidad de contar con la energía que el país necesita”, dijo Corredor.

EL NIVEL DE LOS VIENTOS
Tanto a nivel de irradiación solar, como en la intensidad de la fuerza en los vientos, el Magdalena Medio presenta los niveles más óptimos para el desarrollo de proyectos eólicos. En el plano cartográfico de vientos del Ideam, esta zona con especial atención en los departamentos de Antioquia, Santander, Caldas, Tolima, Boyacá y Cundinamarca, la velocidad de los vientos es poco menor a los 11 a 13 metros por segundo (m/s), que es el registrado en el departamento de La Guajira y cesar. “El 70% de la energía en Colombia proviene de fuentes hídricas, lo que le permite al país contar con la sexta matriz más limpia del mundo, según el Consejo Económico Mundial. Sin embargo, somos uno de los países más vulnerables a la variabilidad climática”, resaltó la ministra Suárez. 

12.07.2019 – SANTIAGO “Plan de descarbonización: Las ocho centrales que cerrarán, sus fechas previstas y el destino de sus trabajadores” 24 HORAS (CHILE)

Las centrales que terminarán sus labores antes de 2024 pertenecen a tres empresas que alcanzaron un acuerdo voluntario con el ministerio de Energía: Engie, Enel y Aes Gener. Ese es el plazo que planteó el ministerio de Energía para el cierre de ocho centrales eléctricas a base de carbón que funcionan en nuestro país, las que se encuentran en las ciudades de Tocopilla, Iquique, Puchuncaví y Coronel. El proceso es parte de un objetivo fijado por el Gobierno a través de los ministerios de Energía y de Medio Ambiente para lograr el retiro total de las centrales a carbón antes del año 2040, anuncio que fue hecho en junio de este año y que en su primera etapa contará con el cese de labores de ocho centrales. Revisa a continuación algunos de los detalles de las unidades que cesarían sus labores en los próximos cinco años.

¿Cuáles son, dónde están y con cuántos trabajadores cuentan?
Central Ciudad Empresa Trabajadores Fecha tentativa de cierre
Bocamina U1 Coronel Enel Hay cerca de 80 trabajadores entre unidades de Tarapacá y Bocamina U1. Diciembre de 2023
Tarapacá Iquique Enel Hay cerca de 80 trabajadores entre unidades de Tarapacá y Bocamina U1. Mayo de 2020
Tocopilla U12 Tocopilla Engie
y 13 de Tocopilla. Cerrada
Tocopilla U13 Tocopilla Engie
y 13 de Tocopilla. Cerrada

Se redestinaron 33 trabajadores desde las unidades 12

Se redestinaron 33 trabajadores desde las unidades 12 Hay 85 trabajadores en las unidades 14 y 15 de Tocopilla. Hay 85 trabajadores en las unidades 14 y 15 de Tocopilla.

Tocopilla U14
Mayo de 2024
Tocopilla U15
Mayo de 2024
Ventanas U1
respecto a los trabajadores de estas centrales. * Noviembre de 2022
Ventanas U2 Puchuncaví Aes Gener Aes Gener no entregó información a #24Data respecto a los trabajadores de estas centrales. * Mayo de 2024

Tocopilla Engie
Tocopilla Engie
Puchuncaví Aes Gener Aes Gener no entregó información a #24Data

* Al momento de publicación de esta nota.

Centrales de la empresa Engie
Esta compañía comprometió el cierre de sus centrales Tocopilla U12 y U13 en junio de 2019, proceso que ya se realizó y que implicó la redestinación de 33 trabajadores en total. El cese de operaciones de Tocopilla U14 y U15 está previsto para mayo de 2024, aunque podría ser antes -en enero de 2022- si la construcción de nuevas centrales renovables de la empresa lo permite. Contactados por #24Data, desde Engie confirmaron que la totalidad de los trabajadores de las centrales U12 y U13 “se encuentran reubicados” y que “para el futuro cierre de las unidades 14 y 15 el año 2022 se está creando un plan de trabajo para desarrollar capacitaciones, reconversión y plan de retiro voluntario, entre otras acciones”. De acuerdo a la empresa, en estos momentos están en desarrollo el parque solar Capricornio y el parque Tamaya Solar, los que aportarían con la generación de energía eléctrica necesaria para el cambio. “Estamos impulsando un plan de inversiones de 1.000 MW en proyectos de energía solar fotovoltaica y eólica”, describieron desde Engie.

Centrales de la empresa Engie
Esta compañía comprometió el cierre de sus centrales Tocopilla U12 y U13 en junio de 2019, proceso que ya se realizó y que implicó la redestinación de 33 trabajadores en total. El cese de operaciones de Tocopilla U14 y U15 está previsto para mayo de 2024, aunque podría ser antes -en enero de 2022- si la construcción de nuevas centrales renovables de la empresa lo permite. Contactados por #24Data, desde Engie confirmaron que la totalidad de los trabajadores de las centrales U12 y U13 “se encuentran reubicados” y que “para el futuro cierre de las unidades 14 y 15 el año 2022 se está creando un plan de trabajo para desarrollar capacitaciones, reconversión y plan de retiro voluntario, entre otras acciones”. De acuerdo a la empresa, en estos momentos están en desarrollo el parque solar Capricornio y el parque Tamaya Solar, los que aportarían con la generación de energía eléctrica necesaria para el cambio. “Estamos impulsando un plan de inversiones de 1.000 MW en proyectos de energía solar fotovoltaica y eólica”, describieron desde Engie.
Centrales de Aes Gener
Esta compañía comprometió el cierre de sus unidades Ventanas U1 y Ventanas U2, las que entregan cerca de un tercio de la producción de potencia bruta de la empresa en Chile. La primera cesaría sus labores en noviembre de 2022 y la segunda en mayo de 2024. Respecto a los trabajadores que laboran en dichas unidades, desde Aes Gener se planteó a #24Data que algunos ejercen en las unidades Nueva Ventanas y Campiche, que aún no tienen cierre programado. “La compañía se ha comprometido a capacitarlos en las nuevas tecnologías y que ellos formen parte de la construcción y operación de los nuevos proyectos”, indicaron desde Aes Gener, que también informó que avanzan en proyectos de generación de energía hidroeléctrica, fotovoltaica y eólica.

Las centrales “que siguen”
Central Ubicación Empresa Tarapacá Iquique Enel
Mejillones CTM1 Mejillones Engie Mejillones CTM2 Mejillones Engie Andina CTA Mejillones Engie Andina CTH Mejillones Engie

Angamos ANG1
Angamos ANG2
Cochrane CCR1
Cochrane CCR2
Infraestructura Energética Mejillones IEM1

Bocamina 2 Coronel Santa María de Coronel Nueva Tocopilla NT01 Nueva Tocopilla NT02

Enel Coronel

Tocopilla

Tocopilla Aes Gener Aes Gener Aes Gener Aes Gener

Colbún Engie Engie

Guacolda 1 Guacolda 2 Guacolda 3 Guacolda 4

Huasco Huasco Huasco Huasco

Mejillones

Aes Gener

Mejillones Mejillones Mejillones

Aes Gener Aes Gener Aes Gener

Mejillones

Engie