PARQUE ARAUCO EL TERCERO MÁS GRANDE CON 150,2 MW: LA LISTA «TOP TEN» DE LOS PARQUES EÓLICOS EN ARGENTINA
¿Cuáles son las centrales eólicas con más potencia instalada en Argentina? Energía Estratégica comparte el detalle de las empresas, diferenciando por tecnología, potencia y provincia.
El Parque Eólico de Puerto Madryn, Chubut, es el más grande de Argentina, desarrollado por la firma Genneia, con 222,3 MW instalados. Sus aerogeneradores son de la marca Vestas.
En segundo lugar se ubica «El Mataco y San Jorge», de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) con 203,4 MW. También presenta tecnología Vestas.
En tercer lugar se posiciona el Parque Eólico de Arauco, La Rioja, con 150,2 MW operativos. Sus molinos son de tecnología Siemens Gamesa e IMPSA. A través de licitaciones del Programa RenovAr, este emprendimiento consiguió nuevos contratos que prometen una pronta expansión.
El Parque Eólico Bicentenario, de PCR, en Santa Cruz, con 126 MW, alcanza el cuarto puesto. Mientras que YPF Luz, con su Parque Eólico Los Teros de 118 MW, Provincia de Buenos Aires, llegó al quinto puesto.}
Sexta en el ranking aparece la firma Central Puerto con su proyecto La Castellana de 116 MW en Buenos Aires. Séptima y octava Genneia con sus parques Pomona (113 MW) y Rawson (108,7 MW).
En el décimo lugar Pampa Energía con su emprendimiento de 100,8 MW, Provincia de Buenos Aires.
Fuente: Energía Estratégica. 3 NOVIEMBRE, 2020
MARTÍNEZ: “HAY UN HORIZONTE POSITIVO EN GAS Y PETRÓLEO”
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, se mostró optimista respecto del futuro hidrocarburífero del país, al proyectar un horizonte positivo tanto para el gas como para el petróleo. “No hay que priorizar a una cuenca por sobre la otra”, enfatizó, dejando en claro que su procedencia de Neuquén no lo llevará a centrar su gestión exclusivamente en los recursos no convencionales de Vaca Muerta. “Con el recupero de precios internacionales y retenciones a la baja, hay una ventana de posibilidades para el petróleo”, enfatizó. Y dijo que si los precios vuelven a caer, se “volverá al precio sostén”.
Durante una entrevista exclusiva con Actualidad 2.0, el funcionario nacional fue consultado sobre qué propuestas impulsará para incrementar la producción y perforación en la cuenca San Jorge, tras la crisis desatada por la pandemia.
“Con el plan gas vamos a tener una actividad más importante y en cuanto a petróleo yo creo que hay una ventana de posibilidades. Es cierto que afrontamos dos temas externos: uno por la paralización del mundo ante la pandemia y otro, por la caída del precio internacional. El precio internacional se ha empezado a recuperar si lo analizamos en relación a lo que fue febrero marzo y la actividad de a poco en el mundo se va recuperando”, dijo.
En ese marco, añadió: “Ojalá lleguemos a niveles normales lo antes posible, pero el esquema del horizonte que vemos a futuro con un precio medianamente recuperado y retenciones a la baja, como la que tiene hoy la Argentina, me parece que va a abrir una gran posibilidad para el petróleo y además desde la Secretaría de Energía tenemos que ir tomando decisiones, siempre con una visión sistémica integral, no sólo sectorial; hay que ver todo el sistema y en función de eso, tomar las mejores decisiones para lograr una sinergia donde todos se vean favorecidos: las productoras, las pymes, los trabajadores, los gobiernos provinciales y en definitiva el impacto en la macro economía, que es lo que también debemos analizar”.
Para el titular de Energía, “sido un acierto del presidente Fernández hacer que la Secretaria dependa de Economía, porque nos permite una mayor agilidad a la hora de tomar decisiones, pero aun teniendo esa visión sistémica, los objetivos a largo plazo tienen que estar dialogados y analizados por todos los actores. Es una industria con un impacto importante no sólo en las regiones, sino en el país, pero vemos que hay un horizonte en gas y en petróleo, un horizonte positivo”.
Desarrollo equilibrado entre cuencas
Martínez también expresó su visión de que la actividad hidrocarburífera del país no debe centrarse solamente en Vaca Muerta, sino proponder a políticas que favorezcan la actividad en todas las cuencas productivas del país:
“Nosotros tenemos que entender que hay que tratar de aumentar la producción y no es un esquema o el otro, no hay que entrar en una contradicción entre no convencionales y convencionales. Cada región tiene su potencialidad y hay que tratar de generar las herramientas para aumentar la producción en todas las cuencas, y lo vamos a hacer de esa manera. Vamos a ir tomando decisiones para impulsar más actividad en cada una de las cuencas del país -prometió-. Sería un error volver a un esquema donde se ponían, como decían en mi pueblo, todos los huevos en una sola canasta y se apostaba por una sola región, o apostar sólo por el no convencional, en desmedro del convencional. No son incompatibles, no son contradictorios, podemos desarrollar todo y esa va a ser la tarea de la Secretaría”.
Barril criollo: “siempre está en agenda”
Ante la pregunta de si se evalúa restablecer el sistema de barril criollo, por si los precios del petróleo volvieran a caer por el rebrote de la pandemia en Europa, respondió: “Nosotros siempre tenemos en agenda ese sistema. De hecho hoy no está vigente el precio de referencia, pero sí la baja de retenciones, lo cual ha sido una gran oportunidad para las productoras. La Argentina funciona así, cuando el precio internacional va muy abajo el país tiene un precio interno que trata de mantener la actividad, como también es cierto que si va muy arriba, tampoco se traslada todo automáticamente a precio de combustibles en surtidor. Digamos que así viene funcionando históricamente y no tener en cuenta este proceso, sería tomar decisiones alejadas de la realidad argentina. Nosotros tenemos que tratar de que este esquema esté socializado y que los inversores tengan en cuenta cómo es el funcionamiento, pero mientras tengamos un precio racional, un precio que mantenga un margen razonable, que permita ver actividad, creo que en los próximos meses vamos a poder funcionar con tranquilidad. Por supuesto que si el precio si cae nuevamente, iremos en búsqueda de un esquema de sostén, y si en algún momento se recupera muy por encima de los valores, pensando en un largo plazo, veremos cuánto eso impacta también el surtidor”.
Fuente: ADN Sur. 3 NOVIEMBRE, 2020
VISTA OIL&GAS AUMENTÓ 12% LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, REDUJO 19% SUS COSTOS Y SUBIÓ 37% LOS INGRESOS
La petrolera de Miguel Galuccio reactivó sus pozos de shale oil en Vaca Muerta y alcanzó un EBITDA de u$s24,2 millones, un 138% frente al trimestre anterior.
Vista Oil & Gas informó que en el tercer trimestre del 2020 incrementó 12% en su producción de petróleo, redujo 19% sus costos y aumentó sus ingresos 37% frente al período anterior, al sumar unos u$s70 millones.
Según informó la compañía, el EBITDA ajustado para el tercer trimestre alcanzó los u$s24,2 millones, lo que representa una suba de 138% frente al trimestre anterior. Vista registró mayores ingresos, impulsados por un aumento tanto en los volúmenes de producción de petróleo como en los precios de realización del petróleo y por costos controlados.
Si bien destacaron el aumento de la producción y la recuperación de los precios realizados, también remarcaron que los ingresos fueron 34% menores, con una pérdida neta interanual de u$s28,4 millones, por el efecto de la pandemia.
El margen de EBITDA ajustado fue del 35%, unos 15 puntos porcentuales más que en el segundo trimestre del 2020, mientras que el EBITDA ajustado frente tercer trimestre de 2019 fue 48% menor. “En un trimestre que marcó el camino para reiniciar el crecimiento, Vista logró mantener una sólida posición financiera, que será clave para el financiamiento de nuevas inversiones”, señalaron desde la petrolera que lidera el CEO, Miguel Galuccio.
Los datos informados por Vista subrayaran un flujo de caja positivo de las operaciones de u$s19,1 millones, que impulsó un incremento de fondos de u$s4,3 millones. El saldo de caja al final del trimestre fue de u$s225 millones.
“En un contexto con mayor demanda y mejores precios realizados, la compañía mostró una recuperación en sus métricas operativas y financieras”, resaltó Vista.
En ese marco, Galuccio presentó ante analistas e inversores internacionales los auspiciosos números de producción, a pesar de la caída de la demanda global de hidrocarburos.
La producción total fue de 25.394 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que significó un aumento del 7% con respecto al trimestre anterior.
La producción de petróleo fue de 17.534 barriles diarios, un 12% más que el periodo anterior. Este dato se explica por la reapertura de la producción no convencional a fines de junio pasado.
Los pozos de shale oil de Vista registraron una producción de 8.407 barriles diarios de petróleo equivalente, de los cuales 8.320 barriles corresponden a los pozos del bloque Bajada del Palo Oeste, donde el pozo promedio de sus 12 pozos está desempeñándose un 13% por encima de la curva tipo de la compañía.
Ll lifting cost estuvo 19% por debajo del obtenido en el mismo periodo del año pasado y fue de u$s9,9 por barril de petróleo equivalente.
“La eficiencia, la implementación de nuevas tecnologías y la optimización de la estructura de costos operativos le permitieron a Vista compensar los niveles bajos de producción, que dieron como resultado un lifting cost de un digito que se mantuvo estable año contra año”, expresaron desde la empresa.
En el tercer trimestre Vista reinició sus actividades de perforación y terminación en el bloque de Vaca Muerta Bajada del Palo Oeste, con un menor costo de desarrollo y una recuperación de la demanda de combustible y del precio.
En el informe, recalcaron que se pusieron en producción cuatro pozos nuevos de su cuarto pad, logrando una mejora del 21% en el costo de desarrollo por pie lateral y una mejora del 40% en el costo de terminación por etapa de fractura, respecto de lo registrado en el primer pad, que se completó en 2019.
“Estas eficiencias resultaron en un costo pozo promedio normalizado de u$s11,4 millones para el cuarto pad, lo que significó un ahorro del 34% con respecto al primer pad y un ahorro del 20% con respecto al último pad, completado a inicios de 2020”, manifestaron.
En sus planes a futuro, Galuccio espera para diciembre poner en producción otra tanda de cuatro pozos que corresponderán a su quinto pad.
Fuente: ámbito.com 3 NOVIEMBRE, 2020
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NACIÓN AUTORIZA A IMPORTAR GASOIL SIN IMPUESTOS PARA USAR EN LAS CENTRALES TÉRMICAS
El gobierno previó un total de 800.000 metros cúbicos ante las mayores necesidades que anticipa la caída en la producción de gas. Este año se multiplicó en el sector de la generación eléctrica el uso de combustibles líquidos más caros que el gas por la falta del fluido.
El borrador para el dictamen del Presupuesto 2021 de la Cámara de Diputados, que podría tener media sanción este miércoles, establece en su Artículo 59° la exención del impuesto sobre los combustibles líquidos y del impuesto al dióxido de carbono a las importaciones de gasoil y diesel oil destinadas a abastecer a las centrales térmicas. Serán 800.000 metros cúbicos (m3) los que estarán desgravados del ICL y el IDC “a los fines de compensar los picos de demanda de tales combustibles, que no pudieran ser satisfechos por la producción local”.
La autorización plasmada en el dictamen de la Comisión de Presupuesto y Hacienda no es novedosa, sino que también había ocurrido en años anteriores. Pero marca la necesidad de planificar grandes volúmenes de importación ante un eventual faltante de gas natural en el invierno del año que viene.
Fuentes oficiales plantearon que con el Plan Gas 4, de próxima publicación oficial, se disminuirán las necesidades de utilizar combustibles líquidos para la generación eléctrica. En algunas áreas del Gobierno, de todas formas, no están convencidos y creen que por un rebote de la demanda (que acompañe una mayor actividad económica) saltarán las importaciones.
Los 800.000 metros cúbicos de gasoil que se podrán importar sin impuestos equivalen a 817 millones de metros cúbicos de gas natural. Para comparación, serían unos 41 días completos de importación de Gas Natural Licuado (GNL) o 22 días de uso de GNL y gas comprado en Bolivia durante el invierno, de acuerdo a los términos de la cuarta adenda de ese contrato.
De acuerdo a los datos públicos que presenta mensualmente la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), entre enero y septiembre de 2020 las usinas termoeléctricas consumieron 710.000 metros cúbicos de gasoil, casi un 118% más que los 326.000 m3 que se habían utilizado en los primeros nueve meses del año pasado.
El incremento en el uso de líquidos, que resultan más caros para el sistema eléctrico y más contaminantes para el ambiente, también se verificó en el fuel oil: 336.000 toneladas en los primeros tres trimestres del corriente año, 92% más que las 175.000 toneladas que demandaron las plantas en el mismo lapso de 2019.
A la vez, la demanda de carbón mineral también aumentó. En los tres casos de uso de combustibles alternativos al gas natural, el acumulado de lo que va de 2020 resulta mayor a lo sumado en igual período de 2019 pero menor que en 2018.
Después de la crisis económica desatada hace dos años y medio, la recesión se profundizó año tras año, con la pandemia como motor de desestabilización desde hace casi ocho meses.
A nivel doméstico, la caída en la producción local de gas natural impactó en el mercado de la generación eléctrica y puede seguir haciendo ruido a futuro, si no se recomponen las variables.
Fuente: Río negro. 28 OCTUBRE, 2020
EL GOBIERNO INCLUYÓ EN EL PRESUPUESTO 2021 UN BONO DE $29 MIL MILLONES PARA SALDAR UNA DEUDA CON LAS PRODUCTORAS EN LA PREVIA DEL PLAN GAS 4.
El gobierno incluyó en el presupuesto 2021 un bono de $29 mil millones para saldar una deuda con las productoras en la previa del Plan Gas 4.
El gobierno nacional terminó de darles una nueva señal a las empresas productoras en la previa a reglamentar el Plan Gas 4. En total, les asegura que en el presupuesto del 2021 habrá para el sector al menos 108.200 millones de pesos. Se acaba de confirmar luego del dictamen de la Comisión de Presupuesto que, a instancias del gobierno nacional, modificó un artículo del proyecto que se trata en el Congreso para poder saldar una millonaria deuda con las petroleras.
El presupuesto que envió el ministro de Economía Martín Guzmán ya asignaba el pago de 78.702 millones de pesos en el 2021 a las productoras de gas. De este total, unos 20 mil millones serán destinados a la producción bajo el nuevo precio estímulo para un bloque de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) con el que el Nación busca evitar el peor escenario, uno de importaciones crecientes y giro de más dólares al exterior.
El resto, unos 58.056 millones de pesos, ya estaban incluidos para cumplir con asignaciones a las petroleras por los volúmenes cubiertos por el subsidio de la resolución 46/17 del ministerio de Energía durante el gobierno de Cambiemos. Ese beneficio finaliza a finales del año próximo.
En la antesala del Plan Gas 4, que el presidente Alberto Fernández anunció en Vaca Muerta días atrás, al gobierno nacional le quedaba por resolver un foco de tensiones con las empresas.
Tal como lo publicó +e, había una deuda millonaria que las productoras buscaban cobrar y que era parte de un decreto de necesidad y urgencia (DNU) que el Senado, a instancias del kirchnerismo, no había convalidado.
Se trata del decreto 1053, mediante el cual el Estado asumía el pago de las diferencias por aumentos tarifarios que el gobierno de Mauricio Macri no había podido aplicar, ante el clamor en contra de los consumidores, luego de una devaluación del 2018.
El ministro de Desarrollo Productivo Matías Kulfas, mientras encaraba las negociaciones con las petroleras para el nuevo precio estímulo, el Plan Gas 4, intentó empezar a normalizar esa deuda, cuando finalmente desde el Congreso le bajaron el pulgar con el rechazo del DNU.
La ambigüedad de dos visiones contrapuestas en torno a la resolución de esta deuda millonaria, una desde el Ejecutivo y la otra desde el Senado, sembró durante meses incertidumbres adicionales y empantanó más el complicado escenario que atraviesa la industria petrolera desde mediados del 2019.
Ahora, en plena discusión parlamentaria del Presupuesto 2021, el gobierno nacional da marcha atrás y opta por una señal recomponedora. Se da en unos últimos 15 días con una intensidad de contactos entre el sector petrolero y el gobierno nacional como casi no habían ocurrido, al menos públicamente, durante el mandato de Fernández: durante ese lapso el presidente estuvo en la refinería de Raízen, luego visitó Loma Campana (Vaca Muerta), para después mantener reuniones con Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y Paolo Rocca (CEO del Grupo Techint, del que forma parte Tecpetrol).
El gobierno nacional piensa normalizar el pago de esta deuda a través de una modificación de dos artículos en el proyecto de presupuesto: el 91, que deja sin efecto el DNU, acaso para no herir susceptibilidades por lo obrado en el Senado, y a renglón seguido, con el artículo 92, en el que reconoce el pago de 29.514 millones de pesos, “a los fines de cancelar las obligaciones pendientes con las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y los proveedores de gas natural”.
De este modo, hay unos 108.216 millones de pesos establecidos como hoja de ruta para el gas del 2021 dentro del Presupuesto, una suma que claramente quedará atada a la cotización del dólar, si bien al mismo tiempo el gobierno se reserva la posibilidad de asignar partidas adicionales para la producción.
Tal como lo venía informando +e, la deuda cuyo pago ahora el gobierno habilita implicaba una cifra cercana a los 24.000 millones de pesos. Entre las empresas con montos por percibir hay dos con injerencia del Estado: Integración Energética Argentina (IEASA, la ex ENARSA) e YPF, con acreencias por 8900 y 6500 millones de pesos cada una.
La francesa Total Austral, con $ 2350 millones, era el mayor acreedor privado de esa deuda. El resto se distribuye de la siguiente forma: Pan American Energy (PAE), con $ 2100 millones; Pampa Energía, con $ 1200 millones; la alemana Wintershall Dea, con $ 960 millones; Tecpetrol, con $ 635 millones; Pluspetrol, con $ 475 millones; Compañía General de Combustibles (CGC), con $ 410 millones; y Vista Oil & Gas, con $ 35 millones.
Al mismo tiempo, las fuentes legislativas consultadas recordaron otros dos artículos que se incluyeron en el proyecto que avanza en Diputados.
A través del artículo 89, se consigna que el ministerio de Economía, mediante la secretaría de Energía reglamentará las bases y condiciones para otorgar incentivos a las empresas a través del pago de una compensación y la emisión de Certificados de Crédito Fiscal en garantía, aplicables a la cancelación de las deudas impositivas que mantengan con la AFIP. Estos certificados emitidos en forma electrónica y en moneda extranjera, “se convertirán a moneda de curso legal al tipo de cambio comprador conforme a la cotización del Banco Nación”.
También el Presupuesto, en su artículo 103, faculta a la Jefatura de Gabinete a efectuar las reasignaciones presupuestarias correspondientes para llevar adelante el Plan Gas.
Fuente: Más Energía. 28 OCTUBRE, 2020
La promesa del litio, atrapada en una tormenta perfecta
Las medidas de control sanitario en salta y Jujuy limitaron los trabajos. Pero el cepo al control de divisas y la política de retenciones también complican al prometedor segmento.
La mayoría de los proyectos están en sus fases iniciales y requieren de fuertes inversiones para poder concretarse.
La industria del litio argentina se encuentra en crisis debido a una suma de factores que han provocado una especie de tormenta perfecta: la semiparalización de la actividad minera en el país por la cuarentena, las restricciones a la compra de divisas y las retenciones.
El litio como recurso estratégico para el país
Las provincias de Salta y Jujuy han sido de las más afectadas por la pandemia de covid-19 en los últimos meses por lo que sus gobiernos restringieron la circulación para evitar que se propagara el virus.
Esto impactó en la industria minera ya que las empresas debieron reducir la movilización de sus operarios hasta los campamentos en la Puna, a lo que se le sumó el incremento en los costos que sufrieron al tener que realizar tests tanto a quienes iban a trabajar, como a quienes retornaban a sus hogares. “Está todo funcionando a media máquina, porque las empresas no pueden tener capacidad instalada de más del 50%, por el coronavirus. Está todo lento, por el tema de la logística para moverse y que nadie se quiere contagiar, ni correr riesgos. Va a ser imposible trabajar al 100% de vuelta hasta tanto no se levante la emergencia sanitaria. Lo que más complicó fue el incremento en los costos de movimiento, que es un desastre”, afirmó el secretario de Minería e Hidrocarburos de Jujuy, Miguel Soler.
La imposibilidad de realizar todos los test forzó a reducir el personal que trabaja en las minas.
El secretario de Minería y Energía de Salta, Ricardo Alonso, concuerda y agrega: “A los empleados, tienen que hacerles el PCR, pero el problema es que no hay dónde, porque los laboratorios no tienen capacidad. Entonces, no pueden subir a las minas. La situación es más que difícil. Nadie sabe cómo actuar, ni el gobierno, ni el Comité Operativo de Emergencia (COE), ni nosotros. Además, los técnicos que tienen que construir las plantas piloto son extranjeros y no los pueden traer. Eso hizo que varias firmas hayan tenido problemas ya que eso no lo podés resolver por Zoom. Esto le pasa a Posco, que son coreanos, y han desarrollado todo con su tecnología. Lo mismo le ocurre Eramet, con los franceses”.
El cepo
Esta situación se ha visto agravada por el recrudecimiento del cepo cambiario, que está provocando que a las empresas se les dificulte aún más conseguir inversores o entidades financieras dispuestas a respaldar la construcción de sus proyectos en el país.
“No conseguimos gente para venir a invertir en la Argentina. Lo que está pasando no es bueno para las inversiones”, explicó Iain Scarr, gerente de operaciones de la canadiense Millennial Lithium, que está terminando de construir la planta piloto para su proyecto Pastos Grandes en la provincia de Catamarca, para el que precisa de una inversión total de 448,20 millones de dólares.
Sin estos fondos, difícilmente la mayoría de los desarrollos en el país pueda avanzar ya que las compañías que los han encarado son pequeñas y sólo han conseguido explorar y realizar el estudio de prefactibilidad con el dinero que recaudaron en su salida a la Bolsa de Toronto. Para ponerlos en marcha, necesitan varios cientos de millones más, que no tienen.
50% es el nivel de actividad que registra la minería en Jujuy a partir de los controles sanitarios por la pandemia.
“El gobierno dificulta conseguir gente para que invierta. Es un problema que vamos a tener en seis meses cuando tengamos el proyecto listo. Las reservas del país van a ser bajas y van a seguir habiendo dos tipos de cotización del dólar. No hay nada que motive al inversor”, destacó Alejandro Moro, gerente general de la australiana Rincón, que está trabajando en el proyecto Salar de Rincón, en Salta, para el que precisa de 100 millones de dólares.
Para avanzar con el estudio de factibilidad y/o construir la planta para producir carbonato de litio necesitan un socio, ya sea una comercializadora o fabricante de baterías, o bancos dispuestos a financiar las obras, dos elementos que escasean en estos tiempos debido al bajo precio de venta que tiene el metal en la actualidad en todo el mundo.
“Los proyectos juniors se vieron impactados porque se secó el financiamiento en la bolsa canadiense. Ahora, la única forma que tienen para fondearse es con partes integradas”, explica un ex funcionario de la secretaría de Minería de la Nación.
La suba al 8% de las retenciones limita los proyectos.
Esta situación ha comenzado a mejorar en las últimas semanas luego de que China anunciara que planea ser carbono neutral para 2060, lo que incrementaría el uso de baterías, que requieren del litio para su funcionamiento.
“Sin duda, tendría sentido que esta iniciativa hiciera más atractivos los proyectos de materiales de baterías. Las energías renovables son uno de los pilares de este anuncio”, resaltó Scarr y el ex funcionario sostuvo que para “2023 va a haber escasez de litio y una mejora en los precios, por lo que hay que empezar a construir ahora para aprovechar esta oportunidad”.
Para esto, el gobierno debe generar la confianza de los inversores, que se ha visto afectada por el recrudecimiento del cepo cambiario que implementó el Banco Central (BCRA) el 15 de septiembre a través de la comunicación “A 7106”.
En números
448,2
millones de dólares es la inversión que demandará el proyecto Pasos Grandes.
“Las restricciones del gobierno no nos juegan a favor porque son peores que cuando tomamos la decisión de suspender el proyecto. Si no cambian lo que tiene que ver con el acceso a las divisas, que es una cuestión sine qua non, Eramet no va a invertir porque tienen que pagar los créditos que van a tomar”, afirma una fuente cercana a la empresa francesa, que tiene semiparalizado el proyecto Centenario-Ratones, en Salta, donde pensaba invertir unos 600 millones de dólares.
Desde la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) también salieron a quejarse por la medida tomada, pero tampoco tuvieron respuesta a sus reclamos, pese a que el gobierno suele decir que busca promover la minería en el país.
“Vemos con preocupación las recientes medidas cambiarias anunciadas por el Banco Central de la República Argentina, dado que, para producir y exportar, las empresas mineras primero deben necesariamente invertir y esto se dificulta si existen medidas que atentan contra la inversión directa – afirma en un comunicado -. Si se aplican restricciones a esos pagos, las empresas entran en situación de default técnico, que se resuelve volviendo a generar endeudamiento más caro. De esta forma, las nuevas restricciones desprotegen el stock actual de inversión al eliminar opciones de financiación y dificultan la posibilidad de nuevas inversiones”.
Las retenciones
Finalmente, otro de los puntos críticos para atraer inversiones para el sector es contar con reglas del juego claras, en especial, en lo que respecta a las retenciones, ya que pasaron del 5% en el gobierno de Cristina Kirchner al 0% en el de Mauricio Macri, quien las subió al final de su mandato al 12%.
Alberto Fernández las bajó al 8% en febrero como parte de la ley de Solidaridad y Reactivación Productiva pero tardó ocho meses en reglamentarla, por lo que la industria pagó hasta octubre la alícuota fijada por Cambiemos, con el impacto negativo que esto le generó en medio de la cuarentena.
“Todos muestran mucha preocupación por los cambios normativos. No tenés reglas claras, hay inseguridad jurídica, y te empiezan a mirar con desconfianza – concluyó Alonso -. A mí, me preguntan a veces: ‘¿Cuál es su política para atraer inversiones?’. No me hables hoy de atraer inversiones, estamos tratando de que no se nos vaya ninguna empresa, conservar las que tenemos”.
Fuente: Ámbito Financiero 28 de Octubre 2020
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CURIOSIDADES!!!:
EL SUEÑO DE UNA ECONOMIA VERDE
Ya en 2020, la generación de dióxido de carbono sigue siendo una de las principales preocupaciones de científicos y ambientalistas de todo el mundo. La solución podría estar en un elemento ligero pero poderoso: el hidrógeno.
El sueño de una economía verde basada en el hidrógeno parecía haberse desvanecido, pero ha recobrado impulso y puede que esta vez llegue para quedarse. Hoy este elemento es visto por muchos como una opción eficaz para «limpiar» el humo de nuestras carreteras, la llamada «descarbonización», el gran reto de los ambientalistas.
El uso del hidrógeno como combustible no es nuevo: la tecnología existe desde hace décadas. Se usó, por ejemplo, en naves espaciales de la NASA. De hecho, el primer motor de combustión de la historia funcionó con hidrógeno.
Se ha propuesto para todas las industrias posibles —es el elemento químico más abundante en el universo— pero hasta hace poco no había surgido como una alternativa 100% sostenible para generar grandes cantidades de energía.
La clave: que cuando el hidrógeno se quema solo deja tras de sí vapor de agua, en lugar de los gases de efecto invernadero que provienen de los combustibles fósiles.
Además, es más liviano que cualquier otro elemento de la tabla periódica, por eso las primeras aeronaves usaban motores de hidrógeno en el siglo XX… hasta que ocurrió una tragedia fatal con un zepelín en 1937.
Pero el interés en el hidrógeno como combustible ha resurgido en los últimos años para el desarrollo de pilas y motores, o como energía «verde» de uso doméstico.
Los críticos de esta tecnología temen que acabe siendo demasiado cara para el uso masivo, pero sus defensores tienen grandes esperanzas depositadas en ella.
Energía limpia para la movilidad
Algunas importantes marcas de automóviles llevan años realizando fuertes inversiones en el desarrollo de motores que funcionen con hidrógeno. Honda, DaimlerChrysler, Ford, General Motors/Opel, Hyundai, Kia, Renault/Nissan o Toyota son algunas de ellas.
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Y ya son varios los países que la plantean como una alternativa viable a los motores eléctricos. Japón dijo recientemente que quiere convertirse en una «economía del hidrógeno», y países como Alemania, Estados Unidos, Francia, China o Rusia tienen trenes que funcionan con este elemento.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) alabó sus cualidades en la última cumbre del G20 en un informe que tituló The Future of Hydrogen. Seizing today‘s opportunities («El futuro del hidrógeno. Aprovechando las oportunidades de hoy»).
¿Pero cómo funciona la tecnología del hidrógeno verde?
El mecanismo es el siguiente: el hidrógeno reacciona con el aire, generando electricidad y liberándose agua (H2O) al exterior en forma de vapor. Así, genera electricidad o calor de manera totalmente limpia.
No obstante, uno de los inconvenientes es que para obtener hidrógeno como elemento aislado —y poder generar así hidrógeno para hacer combustible— se requieren grandes cantidades de energía o usar fuentes no renovables.
Una alternativa «relativamente verde»
La gran mayoría (casi el 99%) del hidrógeno se produce a partir de hidrocarburos: gas natural y carbón, haciendo que su propia producción sea una fuente abundante de emisiones de dióxido de carbono (CO2).
En ese caso hablaríamos de un combustible de hidrógeno que no es verde, pero que, sin embargo, representa una alternativa «relativamente verde» a los gases de efecto invernadero.
Reino Unido ha desarrollado un proyecto —llamado HyDep
loy— en la Universidad de Keele mezclando gas natural con un 20% de hidrógeno en un ensayo que cobró relevancia nacional, según explica el analista de medio ambiente de la BBC Roger Harrabin.
Al añadir hidrógeno se reduce la cantidad de CO2 cada vez que se enciende la calefacción o al cocinar.
Es la primera prueba de este tipo en Reino Unido de hidrógeno en una red de gas moderna. Como combustible, el hidrógeno funciona en gran parte de la misma manera que el gas natural, apunta Harrabin.
El hidrógeno se produce en un aparato llamado electrolizador, un dispositivo que divide el agua (H2O) en sus componentes: hidrógeno y oxígeno.
Pero también puede generarse sin producir nada de contaminación, mediante la electrólisis, convirtiendo el agua en moléculas de hidrógeno y oxígeno usando fuentes renovables, como excedentes de energía eólica. En ese caso, sí estaríamos hablando de hidrógeno verde, de un proceso limpio.
Aunque aquí nos encontramos con otro problema: su alto costo. «La electrólisis del excedente de energía renovable es inequívocamente beneficiosa para el medio ambiente, pero no es muy eficiente», cuenta el analista de la BBC.
«En el futuro próximo, puede ser más barato producir hidrógeno a partir de gas natural. Sin embargo, el CO2 se libera en el proceso industrial utilizado para generar hidrógeno», agrega Harrabin.
¿La solución? Una tecnología llamada captura y almacenamiento de carbono (CCS) que todavía no está disponible a gran escala y que permite capturar el CO2 resultante y almacenarlo bajo tierra, dice el periodista.
¿Una revolución inevitable?
Según un informe reciente de la entidad financiera estadounidense Morgan Stanley, la «revolución» del hidrógeno verde ayudará a reducir emisiones en procesos industriales existentes y también a proporcionar combustible para autobuses, camiones o barcos. Pero los principales inconvenientes del hidrógeno son el costo y la disponibilidad.
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Los costos son mucho más altos que los que requiere, por ejemplo, el gas natural, aunque la diferencia probablemente disminuya a medida que se eleven los impuestos al carbono para combatir el cambio climático en las próximas décadas, prevé Harrabin.
La organización independiente sobre desarrollo sostenible E3G dijo en un comunicado lo siguiente: «Obtener hidrógeno implica un gasto masivo en infraestructura. En muchos casos, los costos adicionales hacen que parezca poco atractivo en comparación con las alternativas (como las energías renovables)».
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ESTOS SON LOS 15 PAISES QUE MAS CO2 EMITIERON EN LOS ULTIMOS 20 AÑOS
México y Brasil son los únicos países de América Latina en el ranking de los 15 países que más emiten dióxido de carbono (CO2) en el mundo, según datos del Global Carbon Atlas, una colaboración entre la red internacional de científicos Future Earth y la ONU.
Las emisiones de dióxido de carbono por combustibles fósiles volvieron a ser el centro de la discusión sobre el cambio climático durante el último encuentro de la COP 25 (la conferencia del clima de la ONU), en Madrid.
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La conferencia dio lugar a un compromiso entre 200 países para establecer metas más rígidas para la reducción de emisiones del dióxido de carbono, el principal causante del efecto invernadero.
Pero, ¿qué países han emitido más en los últimos 20 años y quién es el mayor emisor de América Latina?
China lejos de su meta de reducción
Los datos muestran que, en 2007, China superó a Estados Unidos y se convirtió en el mayor emisor de dióxido de carbono del planeta, una posición que mantiene hasta ahora.
El salto ocurrió en medio de un período de fuerte crecimiento económico e industrialización del país, impulsada principalmente por la quema de combustibles fósiles como el carb
De hecho, en 2010, China pasó a ser la segunda mayor economía del mundo, superando a Japón.
En la conferencia del clima de 2009 en Copenhague, el país asiático se comprometió que para 2020 habría reducido sus emisiones hasta un 45% en comparación a los niveles de 2005.
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Sin embargo, los datos recopilados por el Global Carbon Project muestran que el país parece estar lejos de alcanzar ese objetivo.
Estados Unidos tampoco consiguió reducir sus emisiones, a pesar de haber cerrado un número récord de plantas de carbón durante 2018.
El segundo mayor emisor de CO2 ratificó su salida del Acuerdo de París en noviembre de 2019. A la vez, el presidente Donald Trump relajó las normas de regulación de los límites de emisión de los gases de efecto invernadero.
¿Y cómo lo está haciendo América Latina?
En 2018, toda América Latina emitió cerca de 17% del total de China, el mayor emisor del planeta.
México y Brasil, las dos mayores economías de América Latina, fueron los principales responsables de esas emisiones.
Cada uno de los países emitió casi un 5% de lo que China lanzó a la atmósfera el año pasado.
En el Acuerdo de París, firmado en 2015, México se comprometió a que en 2030 sus emisiones de gases de efecto invernadero serían un 22% menores a lo que se esperaría sin planes de reducción.
Otro compromiso fue reducir las emisiones del sector industrial, generando cerca de 35% de energía limpia hasta 2024.
Sin embargo, expertos dicen que una reciente apuesta por la industria petrolera en el país puede hacer que sea más difícil cumplir la meta.
Algo semejante pasa en Brasil, que se había comprometido a reducir sus emisiones en 43% hasta 2030, en comparación a 2005.
Según la ONU, los países deben quintuplicar sus compromisos de reducción de emisiones de CO2 si se quiere evitar un calentamiento mayor de 1,5 grados respecto a la era preindustrial. GETTY IMAGES vía BBC.
El gobierno dice que va a llegar a su objetivo, pero críticos afirman que el aumento de la deforestación en los últimos años puede impedir avances.
La mayor concentración de CO2 en toda la historia humana
Desde la era preindustrial, cuando los niveles de CO2 eran de 228 partes por millón (o ppm), las concentraciones promedio alcanzaron en 2018 un nivel de 407,8 ppm.
El pasado mes de mayo, según científicos, los niveles atmosféricos de dióxido de carbono, pasaron 415 ppm por primera vez en toda la historia de los seres humanos.
«Es significativo porque la última vez que la Tierra experimentó concentraciones de CO2 de este nivel fue probablemente hace 2,6 o incluso 3 millones de años. Es decir, antes de la evolución de la especie humana», le dijo a BBC Mundo James Dyke, profesor de Sistemas Globales del Departamento de Geografía de la Universidad de Exeter, en Reino Unido. Según el informe más reciente de la ONU sobre el Medio Ambiente, los países deben quintuplicar sus compromisos de reducción de emisiones de CO2 si se quiere evitar un calentamiento mayor de 1,5 grados respecto a la era preindustrial.
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