Política Energética Argentina
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Hay un fuerte lobby para que Argentina abandone la exploracion off shore de su plataforma petrolera, impulsada por ONG como GreenPace, creo que no se esta viendo ese trabajo hormiga que se hace en contra de los intereses de la nacion, por parte de poderes externos.
Exploración petrolera: "La actividad no va a ser frente a Mar del Plata sino a 500 kilómetros"
Lo sostuvo la subsecretaria de Hidrocarburos, Maggie Videla Oporto, al defender los proyectos offshore que tienen paralizados sus estudios de impacto ambiental. La polémica por la creación de un área que invadiría competencias del ministerio de Medio Ambiente.
La subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía de la Nación, Maggie Videla Oporto, rechazó las críticas a los proyectos de exploración petrolera offshore que por el momento permanecen con sus estudios de impacto ambiental paralizados y remarcó que estas actividades "no son frente a Mar del Plata sino a 500 kilómetros" de la costa de la ciudad.
"¿Qué hacemos con los 700 millones de inversión con los proyectos costa afuera del offshore que se licitaron hace 4 años? Se aprobaron alrededor de 15 proyectos para que empresas vengan a llevar adelante actividades exploratorias, y no en la costa, no frente a Mar del Plata como se menciona, sino a 500 kilómetros de Mar del Plata. Esto no se aclara muchas veces. Y son actividades exploratorias pura y exclusivamente", planteó la funcionaria del Gobierno nacional.
Las declaraciones de Videla Oporto las formuló la reunión plenaria de Minería y Presupuesto del Senado, al responder algunas consultas de legisladores al dar inicio a la discusión del nuevo proyecto de ley para la promoción de inversiones hidrocarburíferas que impulsa el presidente Alberto Fernández.
En ese encuentro, también hizo ruido el anuncio que hizo la funcionaria de avanzar con la creación de una nueva dirección que se dedicará exclusivamente a la "evaluación y gestión ambiental de los hidrocarburos". "Tenemos 4 direcciones nacionales y vamos a incorporar esta nueva dirección. No solo va a poner el foco en la exploración, sino en la explotación, el transporte, en el área de GNL; tenemos que evaluar una serie de proyectos que necesitan un componente ambiental social. Esto lo tenemos clarísimo y ya lo hemos propuesto al secretario. Creo que nos van a decir que sí", confió.
La polémica se abre porque el área podría invadir algunas competencias del ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable de Juan Cabandié. De hecho, el anuncio se conoció días antes de la decisión que el viernes formalizó en la resolución 16/2021 la Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación de la Nación para suspender la evaluación de impacto ambiental del proyecto de exploración petrolera que presentó Equinor en el bloque Can 100, el más grande de la cuenca Argentina Norte y que está a la altura de Mar del Plata. De esa forma, la iniciativa de la empresa noruega quedó congelada por tiempo indeterminado, algo que va a contramano de las intenciones de las autoridades de Energía.
En su exposición, la subsecretaria de Hidrocarburos brindó un detalle de los procedimientos que hay que cumplir para poder dar el visto bueno final a este tipo de inversiones y recordó que 15 días antes de que se produjera el cambio de gestión se sancionó una resolución conjunta entre los ministerios de Medio Ambiente y Minería y Energía para que la autoridad de aplicación en materia de aprobación de estudios de impacto ambienta se trasladara a Ambiente, quitando la potestad que tradicionalmente supo tener la órbita de Energía.
"¿Por qué una resolución conjunta? Uno podría suponer que ambos evaluamos pero solamente evalúa y aprueba el proyecto de exploración el Ministerio de Ambiente, y posteriormente a que se emite la declaración de impacto ambiental (DIA), se le transfieren los documentos a la Secretaria de Energia para que ejerza el control posterior", dijo, y manifestó: "Esperamos que se aprueben los proyectos para después ejercer nuestra función de control. En ese estado está la situación de los 15 proyectos aprobados hace 4 años, que permanecen con su inversión a la espera y que tienen sus 15 evaluaciones de impacto ambiental en Medio Ambiente".
El bloque CAN 100, frente a la costa de Mar del Plata, comprende un área de 15.000 kilómetros cuadrados y es el bloque más grande de la Cuenca Argentina Norte. Se ubica sobre el talud continental, principal corredor biológico del Mar Argentino. Equino se asoció con Shell e YPF para la perforación de este bloque, que sería el primero de aguas profundas y ultra profundas en el Mar Argentino, en caso de obtener la autorización del Gobierno de Alberto Fernández.
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ARGENTINA QUEDARÍA AL MARGEN DE LA CRISIS ENERGÉTICA EN TANTO SE SOSTENGA EL PLAN GAS
Tras la pandemia, sube la demanda de energía a nivel mundial, pero la producción no alcanza porque durante la crisis redujeron inversiones. La descarbonización de las economías también sufre el impacto. Algunos expertos consideran que sería evitable que llegase la crisis a la Argentina dado que el Plan Gas nos deja un buen panorama a futuro en materia energética.La aceleración de la descarbonización no resulta gratis para la economía, por lo menos en los países del primer mundo. Desde que comenzó el año, el precio de la energía eléctrica en el Reino Unido, por ejemplo, se multiplicó por diez y todo tiene que ver con la suba en el valor del gas. Tal vez eso provoque serios problemas a la economía global en breve, agravados en el contexto de la pandemia. No obstante, hay quienes plantean que la crisis no llegaría a la Argentina.
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https://mase.lmneuquen.com/ypf/ypf-buscara-petroleo-y-gas-no-convencional-santa-cruz-n848057
YPF buscará petróleo y gas no convencional en Santa Cruz
En el bloque Cañadón León-Meseta Espinosa, la compañía se encuentra realizando el primer pozo horizontal.
Por David MotturaEl primer pozo horizontal en la provincia de Santa Cruz de YPF tendrá como objetivo la formación D-129, una roca madre de menor tamaño que Vaca Muerta pero prometedora para la Cuenca del Golfo San Jorge. La compañía había realizado en 2013, tiempos en los que hacía poco se había renacionalizado, el primer pozo de exploración no convencional en esa roca.
YPF informó que este pozo en Santa Cruz tiene por objetivo reservorios tight, es decir depósitos de muy baja permeabilidad, pero de gran capacidad de almacenaje. Las autoridades de la Provincia, YPF y el Instituto de la Energía recorrieron el bloque Cañadón León-Meseta Espinosa, cercano a la localidad de Cañadón Seco donde YPF se encuentra perforando el pozo CL- 2495(h).
La particularidad de este pozo es que, una vez alcanzado los 2400 metros de profundidad (hoy cerca de los 1500 metros), navega de manera horizontal por 1000 metros dentro de los reservorios tight con petróleo ya comprobado.
De la visita participaron por YPF el vicepresidente de Upstream, Gustavo Astie, el gerente regional de Excelencia Operacional, Aníbal Gariniani, el gerente de Perforación, Lucas Giallionardo, el gerente de Asuntos Externos Regional Sur, Matías Bezi, y las autoridades provinciales, Matías Kalmus, presidente del Instituto de Energía, y Juan Carlos Morales, gerente de Hidrocarburos de esa institución.
Como se mencionó, YPF tiene una historia de exploración no convencional en el Golfo San Jorge que comenzó en 2013. El objetivo era ampliar la frontera hidrocarburífera hacia objetivos shale y tight en la cuenca más antigua en explotación del país, primero en cercanías de Comodoro Rivadavia. En el extremo Este de la provincia, YPF intentó otro pozo en Río Mayo para seguir investigando la D-129. Ahora da un nuevo paso en el lado santacruceño de la cuenca.
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Siguen las contradicciones en el manejo de la energía y vuelven viejos vicios de la primer época kirchnerista
Por un lado se expulsa a los funcionarios que desarrollaron un mecanismo para mejorar las inversiones y producción de gas en Vaca Muerta y por otro se cancelan en forma sospechosa licitaciones que le generaban un ahorro al Estado de casi US$ 55 millones en el costo logístico de la generación de energía, para direccionarlas a otras armadoras en especial Maruba, la empresa históricamente asociada al SOMU, el gremio que condujo durante años Omar ‘Caballo’ Suárez. El cristinismo muestra que está definitivamente al timón del gobierno y que va a aplicar las mismas políticas que llevó al país al desabastecimiento y corrupción en su manejo. Además genera perdida de confianza en las instituciones del Estado.
Notas de Econojournal:
La crisis energética global revaloriza el Plan Gas, pero paradójicamente el gobierno despide a sus tres principales impulsoresLos 67,850 MMm3/d que logró contractualizar el gobierno a 3,55 dólares (un valor muy inferior que el que se paga hoy en el mundo) por un período de 4 años con el Plan Gas.Ar aparecen como una tabla de salvación que permitirá minimizar el golpe de la crisis global. Sin embargo, los tres funcionarios que impulsaron el programa fueron despedidos del gobierno por presión del ala cristinista que en todo momento cuestionó, y sigue cuestionando, la dolarización del precio del gas y el diseño de la iniciativa de estímulo.
El Plan Gas.Ar fue diseñado el año pasado por el entonces subsecretario de Hidrocarburos, Juan José Carbajales, junto Esteban Kiper, en ese momento gerente general de CAMMESA, y Nicolás García, director de Combustibles de la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista. Los tres contaron con el respaldo político del ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, lo que les permitió resistir los embates del Instituto Patria encabezados por el interventor del Enargas, Federico Bernal. Específicamente, Bernal se oponía a la contractualización de la compra de gas por un tiempo mayor a un año.
Papelón sin precedentes: a último minuto el gobierno canceló contratos ya adjudicados que reducían el costo del combustible para centrales eléctricas y ahorraban millones para el Estado
La Secretaría de Energía envió a última hora de ayer una nota a Cammesa en la que la exhorta a anular contratos con armadores de buques alijadores de combustible que habían sido firmados hace apenas unos días. La licitación cancelada implicaba un ahorro para el Estado de casi US$ 55 millones en el costo logístico. Con una decisión insólita que favorece fundamentalmente a la empresa Maruba, el ala cristinista de Energía ordenó cancelar el proceso a pocas horas de que entre en vigencia. Los detalles de una historia increíble.
No hay antecedentes de algo así. Cuatro horas antes de que entren en vigencia, sobre las ocho de la noche de ayer, la Secretaría de Energía anuló de manera intempestiva los contratos de transporte de combustibles para centrales eléctricas que se habían firmado hace apenas unos días. Con un agravante: esos contratos, que debían empezar a regir desde hoy 1º de octubre, iban a reportarle al Estado un ahorro millonario en los costos de generación de energía, a raíz de la baja del valor del flete fluvial y marítimo de gasoil que consumen las usinas.
La decisión afecta a dos empresas: Antares y Horamar, que habían sido los grandes ganadores de la compulsa ahora desafectada, con tres líneas de servicio cada una. Y favorece en especial a Maruba, la empresa históricamente asociada al SOMU, el gremio que condujo durante años Omar ‘Caballo’ Suárez, que en la compulsa había perdido dos líneas de servicio, y también a las empresas armadoras Bahía Grande, vinculada al empresario cordobés Horacio Miró, y National Shipping.
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Vaca Muerta, un jugador de relevancia mundial ante la crisis energética global
En la industria creen que un nivel sostenido de actividad en la Cuenca Neuquina puede generar una gran oportunidad.La crisis energética mundial representa una gran oportunidad para la Argentina. Estados Unidos no acelera la producción no convencional de hidrocarburos y los países de Europa y Asia sufren la escasez de recursos energéticos para sostener la recuperación económica de la pospandemia.
En este contexto, Vaca Muerta asoma como un gran jugador de relevancia global. La formación neuquina registró en septiembre 953 etapas de fractura, tan solo 5,3% menos que en agosto, cuando anotó a 1006, pero 64,4% más que en 2020. Según los datos que releva mes a mes Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, casi 60% de las etapas de fractura responden al gas de Vaca Muerta, producto del impacto del Plan GasAr. El ranking lo lideró YPF con 402 etapas, seguida de Shell Argentina, con 188, y PAE, con 184. El registro lo completan Vista Oil & Gas, con 85 etapas, TotalEnergies, con 72, y Tecpetrol, con 22.
En la industria creen que un nivel sostenido de etapas en torno a 1.000 por mes puede generar una gran oportunidad, lo que se traduce en más actividad. La adenda al acuerdo para el fortalecimiento de la industria hidrocarburífera implica la incorporación de 350 trabajadores.
Según el Instituto Argentino de Energía (IAE), la producción de petróleo aumentó 7,5% interanual en agosto, con una fuerte incidencia del no convencional que registró un alza de 32,7% en el mismo período. En tanto que la producción de gas aumentó 6,4% respecto de agosto de 2020, con un aumento de 24,1% del no convencional. Todo indica que la recuperación seguirá en alza.
Nueva Ley de Hidrocarburos
Más allá de los cruces entre los distintos sectores, se cree que la iniciativa generará otro fuerte impulso. Los expertos anticipan un incremento de la producción de hasta 50% en los próximos cinco años. En barriles de petróleo, implicaría unos 250.000 extra a los 521.000 diarios que ya produce la Argentina. El objetivo para 2026 es superar los 750.000 barriles por día. El gas no se queda atrás. Con la ley en marcha, se espera expandir la red de gasoductos que fija un límite a la producción. Para solucionarlo el Gobierno prevé conseguir financiamiento para el nuevo gasoducto Néstor Kirchner, que conectaría las localidades de Tratayén, Salliqueló, y San Jerónimo y demandaría unos u$s2.300 millones y 18 meses de obra.
Diferentes voces
El presidente de YPF, Pablo González, dijo que la nueva norma “va a tener un impacto fuerte, en el caso de YPF que es integrada tiene beneficios para seguir incrementando la producción”. Para Marcelo Mindlin, CEO de Pampa Energía, “es una ley muy importante que da previsibilidad por 20 años y que fue construida por todos los sectores”.
El último informe energético de Ecolatina estimó que 2021 finalizará con inversiones en hidrocarburos por u$s5.500 millones, contra las u$s3.239 millones de 2020. Eso implica un 70% por encima del año pasado, pero 21% por debajo de 2019. Según previsiones de las empresas, la inversión no convencional alcanzará el 69% del total de inversiones en 2021. El 75,1% de esas inversiones se realizará en la Cuenca Neuquina y el 17,7% en la Cuenca San Jorge. YPF, la principal compañía del sector, aportará más del 41% del monto total de inversiones, seguida por PAE con casi 18%.
Martín Bronstein, especialista en mercados energéticos, recordó que “Argentina tiene el 60% de la generación de energía eléctrica a gas y está en una muy buena posición. El Plan Gas y el yacimiento de Vaca Muerta nos deja un buen panorama a futuro”, señaló. Para ello, el país va a tener que potenciar al máximo las posibilidades de reservas no convencionales, con grandes chances de exportación de gas.
En este marco, Argentina comenzó a exportar gas natural a Chile, ante la emergencia que atraviesa el país vecino en el aprovisionamiento de GNL y en el marco del Plan Gas.Ar. Desde este verano y hasta abril de 2022 se autorizó la provisión de hasta 6 millones de metros cúbicos de gas natural por día.
Para el secretario de Energía, Darío Martínez, el Plan Gas.Ar “nos defiende de la crisis energética mundial generada por la estampida del costo del gas en el resto del mundo”. Según el funcionario, la iniciativa dio previsibilidad a los productores tanto en volúmenes como en precios del gas en Argentina. (Ámbito Financiero).
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YPF amplía la refinería de La Plata por el boom del petróleo de Vaca Muerta
ENERGÍA
18 Octubre 2021 - 00:01
YPF inició obras por casi u$s150 millones en su refinería de La Plata y prevé desembolsos por otros u$s360 millones en los próximos años para aumentar el procesamiento del petróleo de Vaca Muerta.Por Sebastián D. Penelli
[email protected]
El Complejo Industrial La Plata (CILP) de YPF fue inaugurado en 1925, ocupa 350 hectáreas mayormente en la localidad de Ensenada, posee 26 plantas de proceso, 8 de servicios auxiliares, parque de tanques y opera dos oleoductos de 1.165 km de extensión con 12 estaciones de bombeo y dos poliductos de 1.790 km con 11 estaciones. Allí se producen más de 14 productos combustibles y petroquímicos como naftas, diésel, fuel oil, JP1 (para aviones), lubricantes, asfaltos, propano y el polipropileno y el coke, que es un subproducto del complejo que se utiliza para generar más combustibles luego de un primer destilado. También produce 14 productos básicos para lubricantes. De sus 16 estaciones de despacho salen más de 100 camiones de combustibles por día con 30.000 litros cada uno. En pandemia el despacho cayó a menos de 50 camiones diarios, pero hoy ya regresó a su nivel habitual.El crudo llega al parque de tanques del Complejo donde se almacena y con una bomba se envían a las tres plantas destiladoras o Toping. El crudo se precalienta en un tren de intercambio, que se utiliza para aprovechar corrientes de procesado. También tiene una etapa de desalado, para extraer las sales que tiene el crudo, para que no formen productos de corrosión. El crudo desalado se vuelve a precalentar en un horno a 350 grados centígrados y después entra a la torre fraccionadora. Allí, unos platos separan los distintos componentes según su punto de ebullición. Los más livianos salen “por cabeza” (por arriba) y también hay cortes laterales de nafta pesada, kerosene, gasoil y gasoil pesado, entre otros. Lo que no destila sale por el fondo, que va a una unidad de vacío para una nueva destilación.
El tren que procesa el crudo que viene de Neuquén y Río Negro, que por su composición es más apto para la producción de lubricantes, utiliza los cortes de la torre de vacío, se separan según su viscosidad y se los procesa para hacer bases lubricantes, que luego con el blending y la inyección de aditivos se llega al producto terminado.
Los productos que salen del Toping van a otros procesos. Parte de la nafta va a la petroquímica y parte va a unidades de reformado, que a través de un catalizador se les aumenta el octanaje para hacer la nafta Infinia o la Súper. En el caso del gasoil va a unidades de hidrotratamiento para eliminar impurezas, como el azufre, nitrógeno o espina doble ligadura, para dejar el producto apto para la calidad gasoil Infinia o el Grado 2.
El gasoil pesado va a otras unidades de cracking o craqueo para aprovecharse y volver va a generar naftas y gasoil. En la refinería hay craqueo térmico, que son los coke, y los catalíticos (unidades A y B), que son unidades de aumento de conversión. El Catalítico A se construyó en 1955 y se reformuló en varias oportunidades, tiene una capacidad de procesamiento de 180 metros cúbicos por hora, muy similar al Catalítico B. Allí se aprovecha al fondo del barril de crudo, lo que no se destila, para obtener de alto valor como naftas, gasoil, gas licuado del petróleo (GLP) o JP1, combustibles para aviones. Son cargas pesadas, con cadenas de carbono muy largas que no tienen valor por sí solas, y que se someten altas temperaturas y a un polvo catalizador, como si fuera una arena más fina que la caribeña, y cataliza las reacciones de craqueo. Por ejemplo, el gasoil pesado se craquea, las cadenas de carbono grandes se rompen, y dan un resultado de cadenas de moléculas más chicas que sí tienen valor económico. De este proceso surgen gases livianos (metano o etano, que se utiliza para los mismos hornos de la refinería), GLP que va a las plantas de químicas, naftas, gasoil y gasoil decantando, que puede ser fuel oil para centrales térmicas o carga para los mismos cokes. Todo se aprovecha.
En la refinería también hay una unidad de asfalto, que se produce con lo que no se destila en la torre de vacío, que se hace una extracción líquido-líquido con propano y se obtiene asfalto que se vende para usar en las calles de todo el país.
La refinería de YPF de La Plata posee un índice de complejidad Solomon de 8,3 y, conjuntamente, con la refinería de Luján de Cuyo (índice 10,7) son las más complejas del país. En Mendoza hay una capacidad para refinar más de 105.000 barriles de crudo por día. La refinería de Plaza Huincul puede refinar 25.000 barriles por día y tiene un índice de complejidad Solomon de 1,9. No tiene coke ni catalítico: el crudo ingresa al Toping por ductos y se procesa. El fondo, lo que no se destila, lo inyectan nuevamente en el oleoducto y viaja a La Plata.
El Complejo produce el 52% del Jet A1, el 39% del gasoil y el 41% de las naftas del total de la producción nacional. Tiene una capacidad de procesamiento de 189.000 barriles de crudo por día (unos 9 millones de m3) y emplea a más de 4.000 trabajadores, de los cuales 10% son mujeres. Las plantas operan las 24 horas del día, los 365 días del año. En los últimos seis años YPF invirtió más de u$s1.600 millones en adecuaciones y tareas de mantenimiento en el Complejo. Hoy la petrolera refina 55% de crudo neuquino y 45% la Cuenca San Jorge y compra a otras compañías solo un 20% del total de refinación, pero para 2023 se espera que procese casi 100% del crudo propio, aunque siempre hay yacimientos cautivos que requieren adquisiciones para que no queden inoperantes.
Pero en las instalaciones de YPF en La Plata no solo se trabaja para la firma de bandera. El crudo del Golfo San Jorge que se trasladó en barco y se descargó en Puerto Rosales (Bahía Blanca) se bombea hasta la planta y desde allí se abastece a la refinería de PAE (Axion) en Campana, que procesa 88.000 barriles diarios, y a la de Raízen (Shell) en Dock Sud, que tiene capacidad para refinar 107.00 barriles. Así lo explicó Carlos Benito, gerente de operaciones y logística, con 20 años de experiencia en la compañía, y máximo responsable de los más de 3.000 km de ductos y poliductos. “Nosotros tenemos la responsabilidad de transportar el crudo que sale de los yacimientos. Como son ductos concesionados a la Nación tenemos la obligación de mantenerlos, operarlos y prestar servicios a otras compañías para no ser cautivos del crudo. Nos rige la reglamentación 120 de transporte de crudo. A Rosales llegan todos los crudos y se arman los Bach, que van a cada refinería. Esos Bach los separamos por crudo pesado y liviano. Nosotros transportamos 60% de crudo pesado, que viene de Santa Cruz y zona Sur, y un 40% que viene de la zona neuquina. De ese 40%, el 70% es de Vaca Muerta, que son unos 400.000 m3 mensuales”, explicó Benito.
Al crudo de Neuquén-Río Negro, que en La Plata se le llama Medanito, se le suma el shale de Vaca Muerta, y se lo procesa en los Toping para hacer lubricantes. Según comentó Manuel Alardi, gerente de lubricantes de la refinería, el crudo neuquino tiene un rendimiento más bajo en fondo, con un poco más de azufre, y mejor rendimiento en naftas, gasoil y destilados, con una composición más parafínica, de enlaces simples, que sirve para hacer bases lubricante. “Desde que se empezó a desarrollar Vaca Muerta en los últimos años fue incrementándose la proporción de shale en la corriente de lubricantes. Antes el crudo que venía de la cuenca neuquina era un convencional, pero hoy estamos en 60% de shale en esa corriente”, especificó Alardi, garante de los Toping C, D y IV y de la producción de lubricantes de YPF.
El boom de producción de Vaca Muerta obligó a los refinadores a adoptar medidas importantes. En septiembre pasado YPF completó con éxito la puesta en marcha de la planta Catalítico A, lo que implicó más 70 días de trabajo continuo de 800 operarios especializados y una inversión de u$s30 millones. Se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron 130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración. También se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico, que brinda mayor eficiencia energética y seguridad. YPF informó que se trata de un generador de una potencia de 3500 KVA, que permitirá un ahorro de 25 toneladas de vapor/hora.
Con el incremento del procesamiento del shale el diseño de la planta encuentra “cuellos de botella”. Por ejemplo, con el crudo de Vaca Muerta, que aporta mucho caudal de naftas, se reduce la capacidad de condensarla y se tienen que adecuar las plantas. “Ahora la obra que se está haciendo en el Toping D es agregar intercambiadores de calor y una torre denaftadora, que va a eliminar los componentes livianos antes de entrar al horno, y se va a poder aumentar el procesamiento de la planta y eliminar los cuellos de botella en el horno y en el sistema de condenación de cabeza”, detalló Alardi.
Las obras en el Toping D están en la etapa civil, con la ejecución de pilotes, a cargo de la empresa AESA, la constructora de YPF. La inversión total es de casi u$s150 millones. Para fines del 2023 estará en marcha y permitirá aumentar el tratamiento de 420.000 m3/hora de shale oil a 560.000 m3/hora. Eso equivale a casi un 25% más de procesamiento del crudo de Vaca Muerta.
También se anunciaron inversiones complementarias por u$s360 millones más para obras menores de renovación de una planta de hidrotratamiento de naftas (HTNFCC), la construcción de una nueva (HTNC B) y para poner a punto una unidad en desuso (magnaforming).
Según comentó Pablo Rizzo, gerente general de la refinería, al aumentar la producción en Vaca Muerta se espera que para los próximos años se produzca una cantidad de crudo equivalente al nivel de procesamiento, al tiempo que crece la expectativa de exportarlo a Chile. “El oleoducto trasandino hoy está fuera de servicio, pero se le han hecho todos los mantenimientos porque una vez que se incremente la producción de shale oil la idea es evacuarlo en crudo. En el Plan estratégico indica que en 2023 tendremos saturada la capacidad de refinación propia y a partir de ahí habrá saldos exportables, seguramente será para 2025”. Ese año la refinería cumplirá su primer centenario.
Fuente: Ámbito Financiero. -
Plan Gas: con un ojo en el dólar, convocan a petroleras a producir más para ahorrar importaciones de energía en 2022
La Secretaría de Energía lanzó un llamado a licitación para ampliar la producción de gas natural. El Gobierno quiere salvar dólares por importaciones, cuyo costo se dispararía el próximo invierno.
Por Santiago Spaltro
El secretario de Energía, Darío Martínez, firmó este martes la Resolución 984, que convoca a las petroleras a una nueva compulsa para ampliar la producción de gas natural.
Se trata de la ronda 3 del Plan Gas, que los técnicos del área tenían en análisis desde mediados de este año, y que finalmente se realizará en noviembre.
El objetivo oficial es contar en el invierno del año que viene con una producción extra de al menos 4,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) respecto a lo ya ofertado en las dos rondas anteriores -67,8 MMm3/d de base y casi 3,5 más exclusivamente en junio, julio y agosto de cada año- y poder sustituir importaciones de energía (combustibles líquidos y gas licuado).
Por la crisis global y el aumento de los precios de la energía en Europa, Asia y Estados Unidos, se espera que las importaciones de gas generen un profundo agujero en la balanza comercial; es decir, que resten millonarios dólares a la economía argentina en 2022.
La presentación de ofertas tendrá lugar el martes 2 de noviembre a las 12; mientras que la adjudicación será el miércoles 10 de noviembre, según comunicó Energía.
Martínez expresó que "nuestro objetivo es utilizar plenamente la capacidad de transporte disponible en nuestros gasoductos con gas argentino, para reemplazar al máximo posible las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y de gasoil, y estamos seguros que las empresas productoras lo van a lograr".
LOS DETALLES
En la Ronda 3 del Plan Gas.Ar se licitará la compra de hasta 6 MMm3/d de gas natural, de los cuales un máximo de 3 MMm3/d serán para la Cuenca Neuquina (en donde se emplaza la formación Vaca Muerta), 2 MMm3/d de la Cuenca Austral, en el sur del país, y 1 MMm3/d de la Cuenca Noroeste.La Secretaría de Energía pedirá la inyección desde el 1 de mayo de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2024, cuando termina esta primera etapa del Plan Gas (aunque anualmente se irá extendiendo).
Los volúmenes requeridos serán crecientes entre mayo y septiembre del año que viene, para alcanzar el flat en octubre.
El precio tope es el máximo ofertado en la Ronda 1, que correspondió a YPF (u$s 3,66 por millón de BTU, que remunera a 20,9 MMm3/d), la productora que mayor volumen entrega en este programa que se destina al abastecimiento de hogares -mediante las distribuidoras- y generadoras eléctricas -vía Cammesa-. El promedio arrojó u$s 3,50 por millón de BTU.
Gracias a los buenos resultados del Plan Gas se logró revertir la tendencia a la declinación de la producción local y la Argentina quedó aislada de la crisis energética mundial, que en los últimos días llevó los valores del gas licuado por encima de los u$s 50 por millón de BTU, un precio que sería imposible de afrontar por los hogares o por el Tesoro, en la forma de subsidios.
Las importaciones de energía superarán este año los u$s 2500 millones, de los cuales u$s 1100 millones corresponden al gas licuado, que el año que viene, con una probable mayor demanda por la recuperación económica, se conseguiría más caro.
Desde abril, cuando se tocó el piso de 114,2 MMm3/d, la inyección trepó en agosto a 133,6 millones de m3 por día.
En la Cuenca Neuquina, esos números saltaron de 68,4 a 88,3 MMm3/d y la capacidad de transporte quedó al borde de la saturación.
Por eso, el Gobierno planea lanzar la licitación para la construcción de un nuevo gasoducto desde Vaca Muerta, que costaría casi u$s 2000 millones.
Como contó El Cronista, está en discusión la forma de financiar el gasoducto: se pueden utilizar partidas del Presupuesto como las recibidas por el aporte de las grandes fortunas o "impuesto a la riqueza"; se podría recurrir a China o al endeudamiento en el mercado local de capitales.
Este martes, las autoridades del Banco Central (BCRA) dialogaron con el Comité Ejecutivo de la Unión Industrial Argentina (UIA) y les pidieron que ayuden a desarrollar el mercado argentino de capitales; una de las opciones sería suscribir un título para financiar la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner (El Cronista).
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La empresa IEASA (Integración Energética Argentina S.A.) firmó un acuerdo con el Instituto Fraunhofer de Alemania para el desarrollo del primer proyecto de hidrógeno verde a gran escala en Bahía Blanca
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https://mase.lmneuquen.com/ypf/neuquen-rompio-su-record-produccion-petroleo-septiembre-n853407
Neuquén rompió su récord de producción de petróleo en septiembre
La actividad se traduce en un promedio de 213 mil barriles de crudo por día y es la cifra más alta de los últimos 17 años.
Neuquén rompió su récord de producción de petróleo en septiembre
Neuquén volvió a romper el récord de producción de petróleo. En septiembre se llegó a los 213.808 barriles por día de crudo, con un crecimiento de nada menos que un 40% interanual, confirmó el gobierno provincial tras dar a conocer las cifras de la Secretaría de Energía de la Nación. Además, la producción de gas ya muestra una variación positiva en el año.De acuerdo al detalle brindado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia, la producción de petróleo de septiembre de 2021 aumentó un 7,64 % respecto de agosto y es el mayor volumen registrado en los últimos 17 años. Este crecimiento se trata de un 40,19% interanual y la variación acumulada respecto al mismo periodo del año anterior es de un 23,1%.
El aumento de la producción se debió al mayor movimiento en las áreas de Vaca Muerta como La Amarga Chica (de YPF con un alza de 5.997 bbl/d), Cruz de Lorena (de Shell con 3.713 bbl/d más), Bandurria Sur (de YPF, Shell y Equinor con 3.692 bbl/d), Loma Campana (de YPF y Chevron con un aumento en 3.275 bbl/d) y Bajo del Choique-La Invernada (de ExxonMobil con 2.274 bbl/d).
"Desde mayo 2004 que no se reportaba esa producción en petróleo. Estas cifras nos señalan nuevamente que vamos por el camino correcto; y es particularmente muy importante que ocurra en este 2021, porque muestra que la pandemia de coronavirus afectó a todo el mundo, pero ninguna empresa se fue de Neuquén; al contrario, hemos recibido nuevas inversiones en la provincia”, dijo el gobernador Omar Gutiérrez.
“A principios de año dijimos que nuestras previsiones eran de culminar este año con una producción diaria de 235.000 barriles de petróleo; y estos números nos muestran que estábamos en el camino correcto”, agregó el mandatario, recordando que esas proyecciones se alcanzaron “con apenas el 6% de la superficie de Vaca Muerta en etapa de desarrollo masivo".
En el caso del gas natural, la producción en septiembre pasado presentó una leve caída del 0,22% respecto de agosto. En la comparación con septiembre de 2020 se observa un incremento del 20,31%, mientras que la variación acumulada también se registró un aumento del 1,67%. El motivo está en la baja de producción de de las áreas Fortín de Piedra (con una baja de -0,88 MMm³/d), San Roque (-0,21 MMm³/d), Loma La Lata - Sierra Barrosa (-0,17 MMm³/d) y Aguada de Castro (-0,12 MMm³/d).
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PROYECTO DE 200 MW EN BAHÍA BLANCA
Agustín Gerez: “Lo que IEASA quiere hacer con el hidrógeno verde es similar a lo que hizo YPF en Vaca Muerta”
Por Roberto Bellato
El presidente de IEASA (ex Enarsa) explicó los principales rasgos del proyecto de hidrógeno verde que planea desarrollar la compañía estatal en Bahía Blanca junto con el instituto alemán Fraunhofer. Producirá a través de la generación de energía eólica de un parque de 200 MW de potencia ubicado frente al mar. Gerez describió el potencial para exportar amoníaco a Europa y Japón.“En 2012, cuando se nacionaliza YPF, se sabía que existía Vaca Muerta, pero nadie la desarrollaba porque nadie la conocía. Los primeros pozos que hace YPF, que fueron muy costosos para lo que es hoy la industria, fueron los que permitieron el desarrollo masivo posterior. Lo que queremos hacer con el proyecto de hidrógeno verde es similar a lo que sucedió en esa primera etapa de Vaca Muerta: el Estado presente en una primera instancia dándole impulso a un sector que parece desconocido”. Ese fue el paralelismo que trazó Agustín Gerez, presidente de Integración Energética Argentina (IEASA, ex Enarsa), al momento de explicar en una entrevista con EconoJournal las principales características del proyecto de hidrógeno verde que la compañía estatal planea desarrollar al sur de la provincia de Buenos Aires. Será, en opinión del directivo, el primero de esta tecnología a gran escala del país.
Para llevarlo a cabo, IEASA firmó ayer un acuerdo con el instituto alemán Fraunhofer. La entidad europea hará un desarrollo técnico y económico del proyecto, que estará ubicado cerca de Bahía Blanca. IEASA participará en los procesos de análisis, durante el cual habrá una importante transferencia de conocimiento, explicó Gerez. El hidrógeno verde será a partir de un parque de generación eólica de 200 MW en un predio propio que IEASA tiene cerca de Bahía Blanca. Son 200 hectáreas con 2,5 kilómetros frente al mar. Según cálculos que se hace en el sector eólico, un parque de 200 MW podría demandar una inversión de 300 millones de dólares. “Un objetivo que tenemos es que se empiece a materializar la posibilidad de exportar energías renovables, en donde la Argentina es muy competitiva porque tiene los mejores prospectos solares y eólicos del mundo entero”, indicó el presidente de IEASA.
¿Cuáles son las principales características del proyecto?
Va a ser un parque eólico de 200 MW, en una primera etapa dedicado exclusivamente a la producción de hidrógeno verde. La idea es que no se conecte a la red de transporte de energía, sino que esté directamente vinculado a la producción de hidrógeno a través de su conexión con los electrolizadores (un aparato que permite producir hidrógeno mediante un proceso químico).La tecnología que se va a utilizar con los electrolizadores y con el agua (el proyecto utilizará gran cantidad de agua para poder producir hidrógeno), es decir, el estudio técnico y económico, lo va a llevar adelante el instituto Fraunhofer. Esto significa que nos va a decir qué tecnología tenemos que usar, cuánto cuesta y dónde está disponible. Esto es central porque hoy en la industria de los electrolizadores la oferta es menor a la demanda porque está en reciente crecimiento a escala. Además, nos va a identificar quiénes podrían ser nuestros potenciales compradores del hidrógeno dentro de la industria local. Tenemos un primer objetivo que apunta al polo petroquímico de Bahía Blanca, que ya utiliza hidrógeno. Nuestra idea es que la industria empiece a sustituir parte de ese hidrógeno que ya utiliza por hidrógeno verde. Por otra parte, y como una segunda instancia de demanda del hidrógeno verde, tenemos la posibilidad de producir amoníaco verde para buscar mercados de exportación, que serían potencialmente Europa y Japón.
¿Cómo imagina ese mercado exportador de hidrógeno?
Entendemos que desde hoy hasta el 2030 se van a ampliar esos mercados y la demanda va a ser superior a la oferta y por eso el Estado tiene que estar presente desarrollando una industria que, a priori, aparece como algo no económicamente rentable, para ir a una segunda etapa donde el hidrógeno ya esté posicionado a nivel global y que el Estado argentino ya pueda tener desarrollada su propia curva de aprendizaje.Me gusta trazar un paralelismo con lo que fue el desarrollo de Vaca Muerta. En 2012, cuando se nacionaliza YPF, se sabía que existía Vaca Muerta, pero nadie la desarrollaba porque nadie la conocía. Y los primeros pozos que hace YPF, que fueron muy costosos para lo que es hoy la industria, fueron los que permitieron el desarrollo masivo posterior y los miles de millones de dólares de inversión que vinieron después. Lo que queremos hacer con este proyecto de hidrógeno verde es similar a lo que sucedió con Vaca Muerta: el Estado presente en una primera instancia dándole impulso a un sector que parece desconocido, como eran los no convencionales en aquel momento, para después iniciar una etapa con una normativa inteligente que permita el ingreso de capitales para el desarrollo de este nuevo tipo de energía.
¿Cuáles son los objetivos del proyecto?
A nivel mundial, se enmarca en el cumplimiento del Acuerdo de Paris, la descarbonización, que va a ser una herramienta de negocios, y no sólo para poder vivir en un mundo saludable. Otro objetivo que tenemos es que se empieza a materializar la posibilidad de exportar energías renovables, en donde la Argentina es muy competitiva porque tiene de los mejores prospectos solares y eólicos del mundo entero. La posibilidad de exportar energías renovables a través del amoníaco verde puede llegar a ser muy interesante para todos los actores de la industria energética. Se podría llegar a hablar de un pequeño nuevo polo exportador en virtud de cómo se vaya desarrollando esto a nivel global.¿Cuánta energía podría generar la iniciativa?
Va a ser un proyecto de 200 MW de energía eólica con un factor de capacidad de Bahía Blanca, que está dentro de las mejores de la Argentina, de 57 o 60 por ciento. Lo que todavía no puedo definir porque depende de la instancia técnica de los electrolizadores y la tecnología que se utilice es en cuánta producción de hidrógeno verde se traduce toda esa energía eólica. Esto, que es la economía del hidrógeno, es lo que nosotros vamos a terminar de definir con el instituto Fraunhofer en los próximo 60 días.Con una tecnología del hidrógeno verde incipiente en la región y en el mundo, ¿qué significa este proyecto en este momento del país?
El proyecto implica el posicionamiento de la Argentina en un rol central en lo que va a ser el proceso de descarbonización a nivel mundial. Implica poner en valor nuestros recursos naturales para que el mundo pueda, de una manera u otra, valeres de esos recursos con beneficios para el país como creación de empleos, desarrollo de la cadena de proveedores del sector de energías renovables con vistas a generar polos exportadores. La Argentina no es un actor top en la descarbonización, pero puede ser central para los países que necesitan descarbonizarse a través de estos proyectos.
Los sondeos a pie de urna dan el triunfo en primera vuelta al partido de Evo Morales en las elecciones de Bolivia
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Luis Arce, la madrugada de este lunes.(AFP)
EL PAÍS - FERNANDO MOLINA| . - La Paz - Bolivia
La presidenta interina, Jeanine Áñez, reconoce la victoria de los candidatos a las presidenciales del MAS
Hidrógeno: ya comenzó la carrera la por la energía del futuro
(PARTE i)
El hidrógeno no es un combustible nuevo, en 1806 François Isaac de Rivaz construyó el primer dispositivo de combustión interna propulsado por una mezcla de hidrógeno y oxígeno. Mucho más adelante, se lo utilizo como combustible para los cohetes espaciales y fue el responsable de impulsar Saturno V que llevo al hombre por primera vez a la Luna, sin embargo recién ahora la tecnología acercan la posibilidad de masificar su uso.
Ya antes de la pandemia, el hidrógeno como vector de energía comenzaba a convertirse en una apuesta fuerte de varias economías desarrolladas. No solo se trata de lograr menores emisiones de carbono, también se trata de encabezar el desarrollo tecnológico del mañana. Con el advenimiento de la pandemia y la consecuente recesión mundial, varias voces se pronuncian respecto del hidrógeno como una herramienta para dinamizar las economías deprimidas y volver a la senda del desarrollo con sustentabilidad.
El interés por el hidrógeno como vector de energía de los distintos países varia, pesan las cuestiones ecológicas, pero sin duda pesan más las razones económicas, como las de liderar un cambio tecnológico, de crecimiento de sus exportaciones e independencia energética.
Argentina tiene un alto potencial para convertirse en un importante actor mundial en la generación de hidrógeno verde. Podría convertirse ser un importante factor de desarrollo e impulsar la estancada economía. Por ahora solo ha dado unos tímidos pasos, la incógnita es: ¿Abordaremos este tren o será otro más que veremos pasar?
¿Por qué se necesita una nueva fuente de energía?
Jeremy Rikfin [1] nos recuerda "Calentamos nuestras casas y oficinas con combustibles fósiles, mantenemos nuestras fábricas y nuestros sistemas de transporte con combustibles fósiles, iluminamos nuestras ciudades y nos comunicamos a distancia con electricidad generada a partir de combustibles fósiles, construimos nuestros edificios con materiales hechos con combustibles fósiles, tratamos nuestras enfermedades con medicamentos derivados de combustibles fósiles, almacenamos nuestros excedentes en contenedores de plástico y embalajes hechos de combustibles fósiles y manufacturamos nuestras ropas y aparatos domésticos con la ayuda de nuestros productos petroquímicos. Prácticamente todos los aspectos de nuestra vida moderna extraen su energía de los combustibles fósiles, derivan materialmente de ellos o reciben su influencia de algún otro modo" [2]
Lo que ya es una certeza es que la economía global basada en los combustibles fósiles no es sustentable a mediano y largo plazo. Esto se basa tres premisas: cantidad de combustible disponible, distribución geográfica y medio ambiente.
El primer problema con el petróleo como fuente de energía es que es una fuente finita y la cual tiene un horizonte muy pequeño a largo plazo (unos1.700 billones de barriles). Según datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), todo apunta a que el petróleo se terminaría dentro de 50 años, en torno a 2070, otros menos optimistas creen que una década antes.
Un segundo problema relacionado al petróleo es que tiene un componente geopolítico importante, debido a que la distribución geográfica de las reservas mundiales y la concentración en unos pocos países. Los cinco países con mayores reservas probadas son Venezuela (303,3 miles de millones de barriles). Arabia Saudí (266,3 miles de millones, principal exportador mundial), Canadá (167,8 miles millones), Irán (155,6 miles de millones) e Irak (147,2 miles de millones), según datos oficiales de 2018 [3]. La concentración de exportadores de crudo en unos pocos actores, genero la cartelización del mercado, así el precio de este commoditie, el principal del mercado financiero mundial, sufrió fluctuaciones manipuladas por los principales países exportadores y/o afectada por conflictos regionales, generado diversas crisis económicas que afectaron a las potencias económicas, los mayores consumidores y principales importadores.
El tercer problema, que engloba a todos los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón) es la generación de contaminación ambiental y contribución al cambio climático. Los combustibles fósiles liberan dióxido de carbono (CO2) durante su combustión. Este gas se acumula en la atmósfera generando el famoso efecto invernadero (entre otros gases), lo que ha provocado el calentamiento global del planeta. Este tal vez sea el principal factor a corto plazo que obligue a la humanidad a migrar a nuevas fuentes de energías globales. Esto es solo una parte del problema, los tubos de escape de los autos a gasolina también escupen partículas de alquitrán, óxidos de azufre y de nitrógeno que acaban en los pulmones de los habitantes de las ciudades. La contaminación de los cielos de las grandes urbes ha llegado a peligrosos límites que provocan enfermedades respiratorias y fallecimientos a nivel mundial. Solo en Europa hasta medio millón de muertes prematuras anuales es el precio por respirar el aire de la ciudad. En ciudades como Pekín, Ciudad de México, Santiago, han llegado a restringir severamente el tránsito automotor por los niveles de contaminación alcanzados.
Según datos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de los Estados Unidos (NOAA) en abril de 2020, se llego a un record de concentración promedio de CO2 en la atmósfera fue de 416,21 partes por millón (ppm). Registros de hielo indican que dichos niveles son los más altos de los últimos 800.000 años. Revertir la concentración de CO2 en la atmósfera es un proceso complicado y muy lento, aun tomando todas las medidas para disminuir en su mayor parte las actuales emisiones de CO2, es poco probable que volvamos a tener una concentración menor a 400ppm en el resto de nuestras vidas.
“Esto es una gran preocupación con respecto a nuestro clima y demuestra, una vez más, que se necesitan medidas urgentes para reducir nuestras emisiones de gases de efecto invernadero. Para mantener el calentamiento global promedio a 1,5 °C, necesitamos alcanzar cero emisiones netas para 2040 (2055 a más tardar)”, dice Pascal Peduzzi, director de PNUMA/GRID-Ginebra y director de programa de la Sala de Situación del Medio Ambiente Mundial [4].
Para reducir las emisiones de CO2 se deben sustituir la utilización de las fuentes de combustible fósil por fuentes de energía renovable. En ese camino los países, en general, han apostado a cuatro tecnologías en particular que tienen un desarrollo ya maduro: la energía hidráulica, energía eólica, energía solar, la biomasa y las baterías de iones de litio. Las cuatro primeras son energías primarias (extraídas de la naturaleza) y la quinta se utiliza para reemplazar a los combustibles fósiles en la movilidad.
Estimaciones de emisiones globales de CO2 por actividad:
Generación de energía: 40%
Transporte: 20%
Industria: 20%
Agricultura y ganadería: 14%
Hogar: 6%
La generación de energía primaria se lleva el primer lugar en el uso de combustibles fósiles, es por eso que los Estados han dedicado los mayores esfuerzos en sustituirlos en esta actividad. A pesar de gran incremento de la generación de energías renovables (eólica y solar, principalmente), según el anuario estadístico de la capacidad renovable que realiza Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) [5], en el 2019, el aumento general de consumo de energía hizo que la relación de % de generación de energía renovable/fósil se mantuviera en los mismos valores que en 2018.
Según informes de BP Energy Outlook, incluso en escenarios de transición rápida, un nivel significativo de emisiones de carbono se mantiene en 2040. Para cumplir los objetivos del Acuerdo de París, las emisiones de carbono deberían reducirse y compensarse con las emisiones negativas en la segunda mitad del siglo. Propone un rápido crecimiento en las economías en desarrollo, en concreto India, China y Asia, que eleva la demanda mundial de energía un tercio más.
Qué es hidrógeno verde
La clave del futuro energético es encontrar un vector que se pueda acumular y sea capaz de producir energía. El vector propuesto por todos los ponentes de la última Conferencia sobre Transición Energética para recortar las crecientes emisiones de CO₂ fue el hidrógeno (H₂), el gas que sustituirá a todos los combustibles contaminantes en una década, según algunos expertos.
La gran mayoría del hidrógeno que se produce hoy día (un 99%), utilizado casi exclusivamente en procesos industriales, es a partir de hidrocarburos (gas natural, metano, carbón) haciendo que su propia producción sea una fuente de emisiones de dióxido de carbono (CO2), a este se le llama hidrógeno gris. En segundo lugar está el llamado hidrógeno azul, un hidrogeno “bajo en carbono”, este también es generado a partir de combustibles fósiles pero se utilizan técnicas de captura y almacenamiento de carbono con lo cual se evita en gran medida emisiones a la atmosfera. Las ventajas de estos métodos es que son más económicos. En el caso del gas natural, se realiza por un proceso de reformado, el aprovecho de las abundantes reservas existentes, tiene un gran potencial de expansión como transición sustentable. En este caso las distintas tecnologías de captura del CO2 hacen más ecológica su producción.
Para generar hidrógeno verde, el procedimiento de obtención más prometedor es por electrólisis hídrica. Este consiste en la descomposición del agua (H2O) en sus dos componentes, oxígeno e hidrógeno, por medio de una corriente eléctrica suministrada por una fuente de alimentación, que se conecta mediante electrodos al agua. Para disminuir la resistencia al paso de corriente a través del agua se suele añadir un electrolito fuerte como una sal de sodio. El hidrógeno generado por electrólisis, es considerado ecológico, cuando la energía utilizada proviene de una fuente renovable (hídrica, eólica, solar, mareomotriz, etc). De esta manera se consigue una cadena libre de carbono: generación de energía y consumo de energía libres de emisiones de carbono. Este método es hoy el más costoso ya que requiere gran cantidad de energía y no está masificado.
¿Por qué optar por el hidrógeno?
El hidrógeno es el elemento más abundante pues forma nueve de cada diez átomos del Universo. A temperatura ambiente se encuentra en estado gaseoso, pero debido a su pequeña masa, este escapa a la atracción gravitatoria y es poco abundante en la atmosfera. Sin embargo, se lo puede encontrar en gran cantidad como parte de compuestos químicos tales como los hidrocarburos o el agua. La cualidad de este gas es que es un comburente, o sea, en contacto con el oxígeno hace combustión y el resultado de su combustión es calor y vapor de agua, elementos que no contaminan el ambiente.
Otro factor es que el hidrógeno es un commoditie que ya forma parte de la economía global. Actualmente se producen en el mundo más de 45 millones de toneladas, de las cuales más del 90% son para uso industrial, ya sea para producción de amoniaco, en refinerías, alimentación, fabricación de acero, de cemento o incluso fabricación de vidrio. Como combustible es utilizado mediante motores o turbinas de gas. El uso en movilidad se hace por medio de vehículos movidos a celdas de combustible a hidrógeno (FCV - Fuel Cell Vehicle), estas pilas son dispositivos que por un principio químico descomponen al hidrogeno y los combinan con oxígeno para generar energía. Su utilización no solo se ha aplicado a los autos, su uso se ha extendido a toda la gama del transporte. La versatilidad de su uso también incluye la calefacción de hogares. Se puede almacenar a un coste bajo, ya sea como hidrógeno comprimido o combinado en otras moléculas como la del nitrógeno (forma amoniaco). Al almacenarse, incluso podría proporcionar energía de respaldo para las redes eléctricas. El hidrógeno a partir de fuentes renovables, como combustible importado más limpio, podría desempeñaría el papel que el GNL desempeñó desde los años 60.
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El astillero Kawasaki, pueso a flote el buque “Suiso Frontier”, el primer transporte de hidrógeno licuado del mundo. Entrará en servicio a finales de 2020 con una capacidad de 1.250 metros cúbicos a una temperatura de –253ºC
Uno de los puntos de conflicto de las energía renovables (solar, eólica, mareomotriz, etc.) es que tienen fluctuaciones temporales, no pueden responder a picos de demanda y cuando la demanda baja (en la mayoría de los casos) la energía generada no es acumulable. Otra desventaja es que los puntos de generación no siempre se ubican cerca de los centros de mayor consumo, lo cual implica una red de distribución de alta capacidad. El hidrógeno viene a solucionar estos inconvenientes. El hidrógeno por electrolisis se podría generar con energía sobrante de las fuentes renovables, acumulándose para volcarse cuando haya picos de consumo en la red o transportarse a otros puntos de consumo aislados sin conexión a la red. El transporte de energía en forma de hidrógeno incluso puede ser más conveniente en muchos casos que transportando la electricidad por extensas redes de alta tensión. Se ha hecho los primeros ensayos de utilizar la red existente de gas para el transporte de hidrógeno con satisfactorios resultados.
“El BP Energy Outlook pone el foco en lo rápido que está cambiando el sistema energético mundial, y cómo el doble desafío de necesitar más energía con menos emisiones está marcando el futuro. Hacer frente a este reto, sin duda, requerirá que todas las formas de energía jueguen un papel significativo”, ha dicho Bob Dudley, CEO de BP. [6]
Informes de consultoras y entidades finacnieras (BP Energy, Energy Brainpool, Morgan Stanley, etc) conncluyen en la necesidad de incorporar el hidrógeno en la matriz energética para lograr la descarbonizar las actividades económicas.
En un ranking realizado por la agencia Bloomberg, en donde evalúa distintos indicadores (políticas públicas, legislación, infraestructura, desarrollo del mercado, investigación, entre otros), Corea del Sur, Japón y Alemania están a la cabeza de esta nueva tecnología denominada “hidrógeno verde”. [7]
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Corea del Sur ha implementado una amplia política de apoyo a la conversión del combustible a hidrógeno. Se ha desarrollado una importante infraestructura para la movilidad a hidrógeno. Hyundai, la firma coreana, es una de las pioneras en el desarrollo de los autos a combustible de hidrógeno y fue la primera firma en producir en serie este tipo de vehículos en el mundo. Actualmente exportado sus vehículos FCV (Fuel Cell Vehicle -vehículos movidos a celdas de combustible a hidrógeno), a los principales mercados en desarrollo y ha encabezado la fabricación de vehículos de transporte pesado, ya produjo los primero camiones que recorrerán por Europa con este combustible. Moon, presidente de Corea del Sur, ha presentado el año pasado un plan de uso del hidrógeno como principal vector energético en el horizonte de 2040, que supone el desarrollo de las pilas de combustible para generar electricidad tanto en la industria como en el sector residencial y, especialmente en el transporte, no solo por carretera (automóviles o autobuses), sino también por ferrocarril e incluso marítimo, aplicado a los buques.
Japón ha adoptado la tecnología y tiene como objetivo crear la primera "sociedad del hidrógeno", además del uso en la movilidad incluye el uso del hidrógeno para la generación de energía. Los Juegos Olímpico de Tokio 2020 (suspendidos) iban a ser una vidriera para mostrar su apuesta al hidrógeno. La villa olímpica estaría abastecida por energía a base de hidrógeno y la ciudad de Tokio planeaba desplegar 100 autobuses de pila de combustible de hidrógeno y tener 40.000 vehículos eléctricos de pila de combustible en la carretera, con un objetivo a largo plazo de 200.000 de estos vehículos en los próximos seis años. Desde el desastre de Fukushima provoco la disminución de la generación de energía nuclear, con lo cual los combustibles fósiles importados pasaron a proporcionar el 94% de la energía primaria en 2015. La apuesta de los nipones parece ser clara, y a los subsidios para la compra de los vehículos FCV se suman los que están ofreciendo para que algunas empresas monten estaciones de hidrógeno y generadores de hidrogeno verde. El consumo de hidrógeno en las pilas de combustible automotor no será lo suficientemente alto como para reducir los costos del hidrógeno, el plan del METI exige un aumento drástico de su uso en el comercio y la industria. Los planes requieren que pequeñas cantidades de hidrógeno sean inyectadas en centrales eléctricas alimentadas con carbón y gas natural, y su uso aumente con el tiempo.
El ministro de economía alemán, Peter Altmaier, a mediados del año pasado estableció el objetivo de convertir a Alemania en el líder mundial en el desarrollo del hidrógeno verde. Con el objetivo de cumplir el Acuerdo de Paris, busca introducir la movilidad a base del hidrógeno con una fuerte inversión en infraestructura (tiene la gran red hidrogeneras - estaciones de repostaje de hidrógeno – más grande del continente), abastecer de energía a su industria pesada y almacenar el exceso de electricidad generada por las energías renovables cuando hace más sol y viento. Su programa prevé invertir 9.000 millones de euros en el desarrollo del mercado del hidrógeno verde. El objetivo de aumentar la capacidad de producción de hidrógeno verde en Alemania hasta un equivalente energético de 5 gigavatios en 2030 y 10 en 2040.
EEUU ha desarrollado el mercado automotor, de vehículos a combustible de hidrógeno, más grande del mundo, de la mano de políticas de fuertes incentivos públicos. Estos incluyen autos particulares, autobuses y camiones que recorren sus rutas (mayormente de automotrices asiáticas). El hidrógeno está aún más establecido en el mercado comercial, en el que hay más de 23 mil autoelevadores funcionan con hidrógeno, en almacenes y centros de distribución, tales como Amazon y Walmart. Sin embargo este desarrollo no ha sido parejo, mientras en la costa Oeste hay una infraestructura insipiente, en la costa Este recién se comienza a desarrollar, debido a que no ha tenido un gran impulso de parte de la administración central. Esto sin embargo cambiara drásticamente con el próximo presidente Joe Biden, quien ha remarcado su apuesta por las energías renovables, entre las que se enumera el hidrógeno. El ambicioso plan de Joe Biden, la mayor inversión en la historia, prevé una inversión de US$ 2 trillones en cuatro años. El objetivo es la reconversión de la generación de energía eléctrica a tecnologías libres de carbono para 2035. Su iniciativa no solo busca evitar el cambio climático, también promete generar miles de nuevos puestos de trabajo de calidad y un impulso a su economía.
La Unión Europea prevé que el 25% de la energía provenga del hidrógeno para 2050. A medida que los gobiernos se lanzan, los inversores privados están apostando. El precio de las acciones de la empresa Sheffield ITM Power, que produce tecnología de hidrógeno verde, ha aumentado un 1.500% en poco más de un año. Reconoce que, a corto y medio plazo, habrá que contar con “otras formas de hidrógeno bajo en carbono (hidrogeno azul) para reducir rápidamente las emisiones y apoyar el desarrollo de un mercado viable” para, más adelante, producir hidrógeno renovable a gran escala e integrar su cadena de valor desde la producción y su transporte. El objetivo es que se emplee en multitud de sectores, incluidas en industrias intensivas como plantas químicas o metalúrgicas, donde tiene difícil penetración la energía eléctrica porque se necesitan altas temperaturas y demostrar “que el acero verde es posible”, dijo Frans Timmermans, vicepresidente de la Comisión Europea para el Pacto Verde. [8]
Pros y contras
No todo es color de rosa en el camino del hidrógeno y también tiene sus detractores. Los principales inconvenientes del hidrógeno son el costo y la disponibilidad. Falta de infraestructura y volumen de generación del hidrogeno verde.
Sin duda la masificar el uso del hidrógeno hará que los costos bajen, a su favor está la gran diversidad de rubros en los que se puede aplicar y en los que otras tecnologías no son viables, como la fabricación de acero, el cemento, el transporte pesado y el comercio (la tecnología de baterías eléctricas no es práctica en la movilidad de barcos, maquinaria pesada, camiones o aviones de gran porte, vehículos de funcionamiento prolongado diario, etc.)
Otro factor que influye en el costo y en la posibilidad de masificar su uso es la infraestructura. Para alimentar automóviles, barcos, etc., se necesitan lugares donde repostar igualmente distribuidos como las actuales gasolineras y un volumen de generación de hidrógeno que los pueda abastecer. Esto sin duda es un cuello de botella y todo un desafío. Sin embargo, no es la primera vez que el hombre moderno migra de una energía a otra, paso cuando se cambió la energía del vapor a la gasolina, si bien la masividad y extensión de su uso no es comparable, el desarrollo tecnológico y la globalización de la economía es una ayuda para lograrlo. Se necesita una gran inversión inicial, es el impulso necesario que se le debe dar para ganar masa crítica de mercado, para que empresas privadas opten por invertir en esta nueva tecnología. Este impulso inicial debe ser dado principalmente por parte de los Estados y asociaciones comerciales que además le den un marco jurídico que promueva su uso.
La forma más rápida de masificar la generación es la producción del hidrógeno azul. El hidrógeno así producido, permite disminuir las emisiones de efecto invernadero en, por lo menos un 20%, comparado con la combustión de combustibles fósiles. Pero para lograr una sustancial baja en la huella de carbono con el hidrógeno como fuente energía, su generación debe ser netamente a partir de fuentes libres de CO2 (energías renovables). El llamado hidrógeno generado por electrólisis del a partir de fuentes de energía renovable (principalmente solar o eólica). Este proceso al necesitar gran cantidad de energía se vuelve más caro que los métodos tradicionales. Una opción atractiva es la posibilidad de utilizar la energía remanente eólica y solar, que no se puede acumular, en generar hidrógeno verde, esto sumado a los costes decrecientes para la electricidad renovable, en particular de la energía solar fotovoltaica y eólica, harán económica mente viable su producción hasta llegar a su masificación.
Según los datos de la IEA, el coste de producir hidrógeno usando energía eléctrica obtenida de paneles fotovoltaicos y centrales eólicas en el mar, podría ser inferior a 2,5 dólares x Kg en la mayoría de países, llegando a 1,6 dólares en lugares particulares (1 kg de hidrógeno contiene casi exactamente la energía química de un galón de gasolina).
Otra gran ventaja del hidrógeno verde es que puede ser generado en cualquier parte del mundo, solo se debe contar con una fuente de agua abundante y energía renovable disponible (hidroeléctrica, eólica, solar, etc.). Si bien la energía nuclear es una opción ecológica, algunos países han renunciado a su promoción y uso (es el caso de Alemania y Japón). A diferencia del petróleo, todos los países centrales podrán generar su propia energía primaria y también asociarse con países periféricos (algo que ya está sucediendo), con condiciones geográficas óptimas para utilizar energías renovables, para promover usinas de generación de hidrógeno verde y de esta manera evitar la cartelización de este commoditie.
Referencias
[1] Jeremy Rifkin (1945, Denver, Colorado) es un sociólogo, economista, escritor, orador, asesor político y activista estadounidense.
Jeremy Rifkin investiga el impacto de los cambios científicos y tecnológicos en la economía, la fuerza de trabajo, la sociedad y el medio ambiente. Uno de sus libros de más éxito y reconocimiento es el que se titula El fin del trabajo (1995) y La Economía del Trabajo (2002)
[2] Jeremy Rifkin. La economía del hidrógeno. La creación de la red energética mundial y la redistribución del poder en la tierra. Barcelona: Editorial Paidós, 2002,
[3] Informe Repsol: https://www.repsol.com/imagenes/global/es/anuario-estadistico-energetico-2019_tcm13-168076.pdf
[4] https://www.meteored.com.ar/noticias/actualidad/aumento-brusco-en-los-niveles-globales-de-dioxido-de-carbono-coronavirus.html
[5] https://www.irena.org/publications/2020/Mar/Renewable-Capacity-Statistics-2020
[6] https://elperiodicodelaenergia.com/bp-energy-outlook-2019-el-mundo-de-la-energia-esta-cambiando/
[7]https://sponsored.bloomberg.com/news/sponsors/features/hyundai/h2-economy-today/?adv=16713&prx_t=aXwFAX-0-AXSkPA&fbclid=IwAR0zdZFodsknciGSBAx7YuvKxZ_jGP035pT3eFsYww3xtvMOLRmiuK53eXQ
[8] https://economiasustentable.com/noticias/europa-revela-su-estrategia-para-masificar-el-uso-de-hidrogeno-renovable
Los resultados de las elecciones en Alemania revelan que persisten las diferencias en el país, pese a los 31 años transcurridos desde la caída del Muro.
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Un análisis de los resultados de las elecciones en Alemania revela las enormes diferencias que existen entre las alternativas escogidas por los votantes en el Este y en otras regiones del país. En los estados federados de la que alguna vez se llamó Alemania Oriental, la ultraderechista Alternativa para Alemania (AfD) ganó votos, especialmente en Sajonia y Turingia, mientras que los otros partidos, socialdemócrata, Unión, verdes y liberales, sumaron adhesiones en el resto del país.
Estos resultados no son sorprendentes. Durante la gira electoral organizada por el Departamento de África de Deutsche Welle, visité ciudades tanto en el Este como en el Oeste de Alemania. Lo que más me llamó la atención fue la presencia masiva de propaganda de AfD, por ejemplo, en ciudades como Halle (Saale), donde tuve ocasión de conversar con votantes y políticos.
Un punto clave que logré entender fue que los electores del Este siguen teniendo sentimientos encontrados hacia los partidos establecidos, especialmente debido a una sensación de haber sido dejados en el olvido por los dirigentes. Por ello, votar por la ultraderecha es una manera de expresar su rabia ante esos políticos y las decisiones que adoptaron. Un sentido de unidad nacional no podrá concretarse del todo si sigue existiendo la sensación de desigualdad entre las partes reunidas en 1990.
Separación para uno, unidad para el otro
Las causas que generan unidad o, al contrario, suscitan distanciamiento, son múltiples. En Alemania, la Guerra Fría dividió el país. Sin embargo, al mismo tiempo fue esta división la que estableció un nuevo sentido de unidad entre otros países de similares características en el bloque socialista.
Algunos estados africanos que adscribieron a las políticas socialistas vieron en la unidad una forma de solidaridad. En el contexto de la idea socialista de la necesidad de apoyarse entre todos, miles de jóvenes de países como Mozambique y Angola llegaron a Alemania Oriental para trabajar y cubrir puestos indispensables en industrias determinantes. Además, jóvenes de distintos países recibieron becas para estudiar en las universidades de la República Democrática Alemana.
Este sentido de unidad se desintegró con la caída del Muro de Berlín en 1989. Y si bien algunos trabajadores se quedaron mientras Alemania celebraba su reunificación, otros miles debieron regresar a Mozambique y Angola.
https://www.dw.com/es/alemania-la-diferencia-entre-reunificación-y-unidad/a-59386981
Francia envía refuerzos militares para apoyar a Grecia frente a Turquía
Francia ha mostrado su apoyo a Grecia en el conflicto con Turquía en el Mediterráneo oriental.
Ha través de Twitter, El presidente Emmanuel Macron ha criticado la decisión unilateral de Ankara de realizar prospecciones de hidrocarburos en una zona disputada por ambos países, y ha anunciado el envío de refuerzos militares.
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Dos avionesde combate Rafale y un avión de carga franceses ya se encuentran en la base aérea de Pafos, en Chipre, de acuerdo a un pacto de defensa franco-chipriota que entró en vigor hace dos semanas.
"Ninguna provocación quedará sin respuesta"
El primer ministro griego Kyriakos Mitsotakis ha dicho en un mensaje televisado estar abierto al diálogo, pero no bajo amenazas o chantajes.
"Nos mantenemos firmes en nuestro compromiso con la legalidad internacional y el poder de la diplomacia para resolver incluso los asuntos más complejos. Nunca seremos quienes agravemos la situación. Pero la autocontención es solo una faceta de nuestro poder. Ninguna provocación quedará sin respuesta".
En diálogo con Israel y EEUU
Atenas ha intensificado sus esfuerzos diplomáticos.
Su ministro de Exteriores se ha entrevistado este jueves con el primer ministro israelí Benjamin Netanyahu en Jerusalén y el viernes se verá con el secretario de estado estadounidense Mike Pompeo en Austria. También el viernes, una cumbre extraordinaria de ministros de Exteriores convocada por el jefe de la diplomacia europea Josep Borrell tratará el tema.
Ucrania cuenta con el "potencial científico" y la "capacidad técnica" para restaurar el estatus de potencia nuclear, declaró el exjefe del Consejo de Seguridad de Ucrania y coronel general Ígor Smeshko en una entrevista con la cadena Ukrlife.
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Soldados del Ejército ucraniano se disponen a destruir un misil balístico SS-19 en la anigua base soviética de Vakulenchuk, al oeste de Kiev, en una imagen de 1997 - ap
No obstante, especificó que no exhorta a crear bombas atómicas, sino que quiere recordar a los países occidentales que deben "respetar al pueblo ucraniano".
"Estamos defendiendo a pecho descubierto al mundo occidental, defendiendo honestamente a la democracia, ¿por qué la democracia no hace esto?", se preguntó el militar refiriéndose, tal vez, a la manera en la que Occidente está tratando ahora a Ucrania.
Además, recordó que fue Ucrania el país que hizo una considerable contribución al desarrollo de las armas nucleares en el mundo, dado que precisamente en su territorio nació el científico Serguéi Korolev, quien participó en el desarrollo de armas nucleares de la URSS.
Ucrania renunció a su arsenal nuclear que había heredado de la Unión Soviética y firmó en 1994 el memorando de Budapest. Según este acuerdo, las potencias nucleares se comprometieron a garantizar su seguridad a cambio de su adhesión al Tratado de No Proliferación Nuclear.
El Gobierno apuesta a retomar la electrificación del San Martín y la compra de 560 coches
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El Ministerio de Transporte busca reflotar la compra de 560 coches pendiente desde el gobierno anterior: Alstom y TMH confirmaron que mantienen sus ofertas. Además, consideran de "imperiosa urgencia" dar inicio a la electrificación del San Martín, que estaría próxima a adjudicarse a dos años de la apertura de sobres.
El Ministerio de Transporte de la Nación busca reflotar una serie de inversiones pendientes desde el gobierno anterior en los ferrocarriles metropolitanos, entre las que se cuentan el proyecto de electrificación de la sección local del Ferrocarril San Martín (Retiro – Pilar) y una compra de 70 trenes eléctricos que en principio estarían destinados para esa línea.
Esa compra había sido originalmente proyectada en función del malogrado proyecto RER (Red Expresa Regional) y contemplaba en principio la adquisición de 169 trenes. Ante la suspensión de la iniciativa, fue recortada a 70 formaciones (560 coches si se consideran trenes de ocho unidades). Sus sobres fueron abiertos a fines de diciembre de 2018, presentándose tres empresas: Alstom Brasil, TMH International y la argentina Vemerkiper. La licitación entró en período de evaluación de ofertas y desde entonces no hubo más novedades. Hasta ahora.
Recientemente, las nuevas autoridades del Ministerio de Transporte consultaron a las empresas que se presentaron, y tanto Alstom como TMH manifestaron que mantienen vigente la oferta presentada oportunamente.
En función de esto, la semana pasada el ministro Mario Meoni oficializó, mediante resolución publicada en el Boletín Oficial, la designación de nuevos miembros en la comisión a cargo de la evaluación de las ofertas, a fin de “culminar” el proceso. Entre los designados se encuentran varios profesionales de la SOFSE, algunos de los cuales participaron en la elaboración de los pliegos de los futuros cochemotores para la línea Belgrano Norte.
Tal como explicó enelSubte, se comprarían 560 coches de trocha ancha y tracción eléctrica, equipadas con pantógrafo y capaces de operar a catenaria con una tensión de 25 kV, es decir, el estándar de la línea Roca y el que se aplicará a la línea San Martín una vez electrificada, a la que serían destinados buena parte de estos trenes.
La electrificación del San Martín es, precisamente, otro de los proyectos demorados que el Gobierno apunta a retomar en breve.
Tal como explicó este medio, se trata de una obra postergada durante décadas cuya ejecución comenzó a destrabarse a mediados de 2017, cuando el gobierno anterior alcanzó un acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para el financiamiento de los trabajos. La licitación fue lanzada a fines de ese mismo año y los sobres con las ofertas se abrieron en julio de 2018, presentándose cinco consorcios.
Sin embargo, el análisis de las propuestas se dilató mucho más allá de lo esperado. Para peor, estaba previsto comenzar con las obras en el segundo semestre del año pasado, una vez que terminaran los trabajos del viaducto entre Palermo y La Paternal. La propia obra del viaducto se frenó, su contrato fue rescindido y volvió a ser licitada, aunque aún está pendiente de adjudicación.
Ahora, a más de dos años de la apertura de sobres, el Gobierno busca reimpulsar el proyecto. En documentos internos el Ministerio de Transporte califica de “imperiosa urgencia” su realización. El ministro Meoni, en tanto, ha dicho que se está trabajando en el proyecto y que espera anunciar la adjudicación en breve, lo que dará pie al inicio de las obras.
Desarrollo y Defensa
Belarus: Putin le ofreció ayuda militar a Lukashenko, que enfrenta masivas protestas
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MINSK.- El presidente bielorruso Alexander Lukashenko rechazó este domingo los llamados a nuevas elecciones y pidió a sus partidarios defender al país, al mismo tiempo que decenas de miles de personas protestaban contra el gobierno en Minsk, atemorizados por una posible intervención rusa tras el ofrecimiento de ayuda militar del presidente Vladimir Putin.
"¡Vete!", coreaban los opositores en una manifestación en alusión al jefe del Estado, mientras desfilaban a lo largo de la avenida de la Independencia en una "Marcha por la libertad", según constató un periodista de la AFP.
Con flores y vestidos de blanco, los participantes sostenían una gigantesca bandera blanca y roja, los colores históricos de la oposición.
Unos minutos antes del inicio de esta marcha, Lukashenko, que enfrenta su mayor desafío en 26 años al frente de la ex república soviética, hizo una aparición sorpresa cerca de allí, en la Plaza de la Independencia, donde se congregaron varios miles de sus partidarios.
"Queridos amigos, los he llamado aquí no para que me defiendan sino para que, por primera vez en un cuarto de siglo, puedan defender su país y su independencia", lanzó ante la multitud.
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MADRID (Sputnik) — La embajada de Rusia en España bromeó sobre el auto en el que un juez da credibilidad a unas grabaciones en las que, presuntamente, gente cercana al expresidente catalán Carles Puigdemont, afirma que el Kremlin estaba dispuesto a ayudar al independentismo catalán con el envío de hasta 10.000 soldados.
Lo más impactante de esta conspiración: las tropas deberían ser trasportadas por aviones Mosca y Chato ensamblados en Cataluña durante la Guerra Civil y escondidas en un lugar seguro de la Sierra Catalana hasta recibir a través de estas publicaciones la orden cifrada de actuar", prosigue el mensaje publicado por la misión diplomática en redes socialesEl 28 de octubre la Guardia Civil de España llevó a cabo una operación en la que fueron detenidas 21 personas por el presunto desvío de fondos para costear la actividad del movimiento independentista de Cataluña.
Los autos de entrada de ese operativo apuntan a que varios de los investigados habrían interactuado como interlocutores con Rusia en nombre de Puigdemont en busca de apoyo para la causa independentista.
En concreto, el auto afirma que Víctor Terradellas, antiguo responsable de relaciones internacionales en el partido Convergencia Democrática de Cataluña, estaba en contacto con "un grupo de Rusia" creado "en la época de Gorbachov" para el desarrollo de criptomonedas.
Según las conversaciones intervenidas a los investigados, el líder de ese grupo —del que no se dan detalles— llegó a ofrecer a Puigdemont la ayuda de diez mil soldados y pagar todas las deudas catalanas.
Del mismo modo, el auto afirma que el empresario Oriol Soler (detenido esta jornada) se reunió con Julian Assange en Londres para diseñar una "estrategia de desinformación" en la que "también habría participado el gobierno del Kremlin" mediante los medios públicos Sputnik y Russia Today.
Todo esto, según el juez, demuestran que "la injerencia rusa" fue "una realidad" durante la crisis catalana de 2017, lo que le permite aventurar incluso que la actuación de los investigados pudo provocar "un conflicto armado".
La embajada rusa reaccionó tomándose a broma los argumentos del juez.
Estadísticas de las Economias Regionales:
El INDEC divide a la Argentina en 5 regiones económicas en las que agrupa a las distintas provincias. En base a esta división organiza sus datos estadísticos que publica periódicamente. Estas regiones son:
Región Noroeste (NOA)
Catamarca Jujuy La Rioja Salta Santiago el Estero y TucumánRegión Noreste (NEA)
Chaco Corrientes Formosa MisionesRegión Cuyo
Mendoza San Juan San LuisRegión Pampeana
Buenos Aires Santa Fé Córdoba Entre Ríos La Pampa Ciudad Autónoma de Bs As.Región Patagónica
Chubut Neuquén Río Negro Santa Cruz Tierra del Fuego, Antártida e Islasdel Atlántico Sur
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LA OTRA ARMADA DE XI JINPIN: el preocupante saqueo de mares que crece al amparo del régimen chino
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Miles de buques pesqueros esquivan autorizaciones y reglas internacionales. A su paso, destruyen economías y biodiversidad, poniendo en riesgo la fauna marina y el sustento de millones
El cálculo es casi imposible. Sobre todo porque no hay un registro oficial del saqueo. Al tiempo que 17 mil buques chinos navegan con sus redes por todos los océanos, miles de millones de dólares se escapan de las arcas de los países que tienen una porción de mar, la mayoría de ellos sin la fuerza suficiente para expulsar a los pesqueros que mojan redes bien lejos de su tierra, retornándolas repletas de peces.
Es indistinto si las víctimas son naciones con cierto grado de estrechez diplomática, ideológica y cultural. O por el contrario, si están en las antípodas. En el Mar de Japón, por ejemplo, se lleva a adelante una de las más graves depredaciones marítimas: lo padecen sus socios de Corea del Norte, dictadura a la cual ni siquiera le paga un canon: Beijing adhirió a las sanciones impuestas por Naciones Unidas por sus pruebas misilísticas y no está en condiciones de ayudar a su famélico vecino.
Entre 2017 y 2018, en esas riquísimas aguas, China pescó la misma cantidad de calamares que Japón y Corea del Sur combinados: 160 mil toneladas, un equivalente a 440 millones de dólares al año, de acuerdo a un análisis detallado y publicado en Science Magazine. En tanto, una investigación realizada por el periodista Ian Urbina para The Outlaw Ocean Project en conjunto con NBC, dejó en evidencia la piratería en esa zona del planeta.
Cuando al régimen de Xi Jinping se le reprocha su inacción, juega al desentendido: señala que su gobierno persigue siempre la ilegalidad de esos pesqueros. Sin embargo, regresan a los poco auditados puertos de China cargados de alimentos congelados que consiguieron muy lejos de allí. La motivación de Beijing por terminar con estas prácticas parece tener un correlato en otra actividad: los laboratorios clandestinos que comercian con el fentanilo y actúan con cierta complicidad estatal.
“Beijing socava el potencial económico de los países y roba su dinero”, explica un analista europeo conocedor del problema de dimensiones oceánicas. “Para peor, no lo usa sólo para su mercado doméstico, sino que además lo revende en el mercado internacional. Es irónico: muchas veces hasta lo vende a aquellos países a los que saqueó”. Peces (dinero) con el dueño equivocado.
Luego de la pandemia por COVID-19 esa práctica no cesó. Por el contrario, países latinoamericanos tuvieron actuar de forma casi extrema para repeler a aquellos pesqueros amantes de lo ajeno y de precaria identificación. Hacia fines de abril, la noticia de que buques chinos estaban depredando el fondo marino argentino activó a la prefectura del país para que actuara de inmediato. Fue luego de que se filtraran fotografías que mostraban la desvergüenza: una larga línea de luces en el horizonte infinito del Atlántico Sur. Se calcula que eran alrededor de 300 barcos. Sí, 300. Las autoridades lograron una pesca magra: tan solo tres embarcaciones ilegales. Eran demasiadas: desaparecen unos días y vuelven a cruzar la línea de soberanía, una y otra vez.
Ecuador es otro de los países que padece este atropello acuático. El gobierno de esa nación parece decidido a enfrentar al chino. Mucho más luego de que Beijing denunciara el 10 de julio que los camarones que había exportado de sus aguas estaban contaminados con coronavirus. La acusación, sin base científica que la sostenga, significó un golpe en la economía ecuatoriana, el principal productor mundial de ese crustáceo. Ecuador exportó alrededor de 4.000 millones de dólares de ese bien comestible el año pasado. De ese total, un 55% fueron ventas al mercado chino.
Ahora, 340 buques chinos sin permiso permanecen agazapados en las cercanías de las Islas Galápagos. Saben que la vigilancia de la Armada no durará por siempre: implica gastos extraordinarios para cubrir un área de unos 197.300 kilómetros cuadrados en la zona marítima exclusiva continental, mientras que en la del archipiélago son unos 419.700 kilómetros cuadrados. La flota de Xi Jinping cuenta con una ventaja genética: tiene una paciencia que puede ser eterna.
Galápagos -Patrimonio de la Humanidad, de acuerdo a las Naciones Unidas- cuenta con uno de los ecosistemas más ricos en biodiversidad del planeta, está en peligro. Este viernes, Quito, Guayaquil y Galápagos fueron protagonistas de protestas de ambientalistas que exigen que esos depredadores abandonen las aguas pacíficas. “Mientras vamos en los cruceros hemos visto que en la playas de lugares remotos existen bastante botellas chinas”, remarcó Natali Constante, una guía de la isla. También contó a medios locales que incluso los tiburones -muchos de los cuales son monitoreados por GPS- “se están yendo cada vez más lejos”.
Para peor, esa voracidad pesquera atenta contra los pobladores locales de aquellas islas. Contra su economía y contra su plato diario. La pesca comercial está permitida en algunas áreas de la exclusiva reserva. La langosta, por caso, es una importante fuente de ingresos para la población del lugar. Además, los pescadores de Ecuador viajan regularmente a la zona en busca de dorado, tiburón y atún. Hoy, si levantan la vista, podrían divisar un confín de barcos chinos.
“China actúa como un poder imperial que ilegalmente explota los recursos naturales a cambio de vender mercadería barata”, se queja un empresario europeo con sede en América Latina que conoce cómo actúan estos grupos ilegales. Teme dar su nombre y hasta el país en el que opera: sabe que su licencia podría verse perjudicada ante la llamada furiosa de un diplomático del Partido Comunista Chino (PCC) a cualquier gobierno.
Liberia, otra nación poco desarrollada, también sufre las consecuencias de la captura descontrolada. A sus costas arribaron “super jabegueros”, unas embarcaciones que arrastran sus redes para cazar en aguas profundas. Su tamaño y capacidad son de una escala previamente desconocida en aquella nación africana. En esas aguas, los marineros de Xi Jinping no tienen competencia: los pescadores autóctonos cuentan con precarios botes de madera, canoas. Eso sí, dependen de ellas para sobrevivir. Allí, el régimen chino consiguió una licencia. La depredación lleva un sello oficial. Al fin.
El IUU Fishing Index -índice que mide la pesca ilegal y la actividad no denunciada y no regulada- es elaborado cada año desde 2013 por Global Initiative, una ONG compuesta por 500 líderes en derechos humanos. Del informe también participó Poseidon Aquatic Resource Management, una firma consultora de pesca y acuicultura. El ranking ayuda a conocer cómo loas naciones se comportan en esta industria y los esfuerzos que hacen para mantenerla bajo regulación internacional. En 2019, Bélgica fue el país mejor calificado; China, el peor.
“Luego de haber agotado las poblaciones de peces en aguas nacionales y alentadas por los subsidios, las flotas pesqueras de aguas distantes de China han estado viajando cada vez más lejos, y sus empresas han estado construyendo más y más embarcaciones para satisfacer la creciente demanda de productos del mar”, dijo a Voice of America Miren Gutiérrez, investigadora asociada del Overseas Development Institute (ODI), con sede en Londres. Ese instituto contabilizó unos 17 mil buques chinos pescando alrededor del mundo.
Entre las conclusiones que expuso Urbina en su investigación, figura un concepto terminante que no puede esquivarse ante los ojos onmipresentes del aparato estatal chino: el que se refiere a “una armada invisible”. Es la otra flota de Xi Jinping. “China está enviando una armada invisible de barcos industriales para pescar ilegalmente en aguas de Corea del Norte, desplazando violentamente a los barcos más pequeños y encabezando una disminución de más del 70 por ciento en las poblaciones de calamar, que alguna vez fueron abundantes”.
Esos botes pequeños y precarios se pierden entre ondas infinitas hasta llegar, como fantasmas, a las costas de Japón donde la marea los baña durante días, hasta ser descubiertos por oficiales locales. Por años arribaron a las playas niponas con un cargamento macabro: los cuerpos de sus marineros que debieron huir de los buques de mayor calado y que perecieron de sed y hambre durante días de naufragio. El misterio perduró durante años en las autoridades japonesas. La crónica de Urbina develó la verdad.
El régimen de Beijing parece no fijarse en qué aguas pesca: ni se apiada de sus aliados más próximos ni de los más distantes, por más necesitados que estén sus habitantes de algo tan básico como es capturar un pez.
Boris Johnson promete nuevas leyes para hacer frente a los migrantes que cruzan el Canal una vez que finalice la transición del Brexit
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El PM para ver cómo cambiar 'la panoplia de leyes que un inmigrante ilegal tiene a su disposición que le permite quedarse aquí'
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Boris Johnson se ha comprometido a crear nuevas leyes para hacer frente a los migrantes que cruzan el Canal de la Mancha una vez que finalice el período de transición del Brexit, ya que la RAF desplegó un avión para ayudar a la Fuerza Fronteriza por primera vez.
El Primer Ministro admitió que era "muy, muy difícil" devolver a los migrantes que llegan al Reino Unido desde Francia a través del Canal y dijo que el Reino Unido tendría que "examinar el marco legal que tenemos" que permite que se desarrolle tal situación. .
Sin embargo, el Sr. Johnson agregó que su gobierno necesitaba ver qué puede hacer para "cambiar" la "panoplia de leyes que un inmigrante ilegal tiene a su disposición y que le permite quedarse aquí".
Un número récord de solicitantes de asilo han cruzado el Canal de la Mancha para llegar al Reino Unido este año, con casi 600 personas que han hecho el viaje en barco solo en los últimos días.
El martes, el ministro de inmigración, Chris Philp, mantendrá conversaciones con sus homólogos franceses para discutir la evolución de la situación.
Cuando Philp esté en París será "para tratar de acordar con ellos medidas más fuertes, incluidas intercepciones y devoluciones, para abordar este desafío compartido de frente".
El lunes, el gobierno del Reino Unido fue acusado de ejercer una "medida política" tras las especulaciones de que la Royal Navy se desplegaría para ayudar con la crisis.
Encontrar un rumbo para los hidrocarburos: ¿se necesita una nueva ley?
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Fue el Estado nacional quien marcó las directrices para el desarrollo de los diferentes yacimientos, que fueron descubriéndose a medida del correr de los años, apoyándose fundamentalmente en la empresa de bandera nacional Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), creada en 1922, con todas las historias contenidas, hasta llegar a la década de 1980.
La Ley de Hidrocarburos N° 17.319 fue dictada y promulgada en 1957, luego fue modificada por ley 24.145 de fines de 1992, por la ley N° 26.197 en primeros días de 2007 y por ley N° 27.007 de octubre de 2014.
Las mismas describen, el marco en donde se desarrolla la actividad hidrocarburifera, tanto convencional como no convencional, como se conoce en los presentes días.
Hasta llegar al presente, podemos decir que se ha escrito bastante, con las mejores intenciones y con el objeto de diseñar una estructura con todo lo necesario para desarrollar la actividad hidrocarburifera en nuestro país.
Convengamos que a pesar de que esta actividad tiene más de cien años desde el descubrimiento del petróleo en proximidades de la ciudad de Comodoro Rivadavia, tuvo sus vaivenes, sobre todo en el tema de la propiedad del subsuelo.
Hubieron momentos en que dicha propiedad era de las provincias (Ley 12.161) y luego paso a ser del Estado Nacional, mediante la Ley 17.319 en su etapa original, como para mostrar este punto delicado, conflictivo y crucial.
En la última parte de esa década, las provincias donde se llevaban a cabo la explotación de petróleo y también de gas natural comenzaron a intervenir en el tema, principalmente por el impacto que estaba empezando a sentirse tanto en sus presupuestos, como en el incremento de actividades en varias de dichas jurisdicciones.
Recordemos por ejemplo que en 1976, se descubre el importante yacimiento de gas y condensados denominado Loma La Lata, en Neuquén, el cual se pone en marcha su potencial productivo a través de ductos dedicados a partir de 1982, colaborando en el aporte de energía a nuestro extenso país.
La mencionada intervención de parte de estas provincias productoras comenzó a tomar forma mediante la creación por acuerdo de sus gobernadores en agosto de 1986, de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi).
La Ofephi fue y sigue siendo integrada por Jujuy, Salta y Formosa que integran la Cuenca del Noroeste; Mendoza que tiene una superficie en la Cuenca Cuyana y otra en la Cuenca Neuquina que además la integran La Pampa, Rio Negro y Neuquén; Chubut y Santa Cruz Norte que forman la Cuenca del Golfo San Jorge, mientras la parte sur de Santa Cruz en conjunto con Tierra del Fuego forman la Cuenca Austral, la que incluye la explotación off shore que pertenece al Estado Nacional.
Con el dictado de la Ley 24.145, denominada de Federalización de los Hidrocarburos, se vislumbra la participación más directa de las provincias, pues se empieza a escribir sobre el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos y su transferencia hacia éstas.
Cuestión que en su articulado se ve afirmada por la creación de una comisión de provincialización de los hidrocarburos, que permitan ordenar, adaptar y perfeccionar el régimen de la Ley Nº 17.319, con un plazo determinado y una vez cumplido esto se concretaría el traspaso del mencionado dominio.
En 1994 se firmó entre el Poder Ejecutivo Nacional y las Provincias Productoras de Hidrocarburos el denominado Pacto Federal de los Hidrocarburos, el que incluía el proyecto de ley de adecuación normativo para la actividad, transfiriendo el dominio de los yacimientos, creando a su vez el Ente Federal de los Hidrocarburos, aceptándose los roles fijados en artículos 97 y 98 de Ley 17.319, por lo cual las jurisdicciones se comprometían a unificar criterios de aplicación en el ámbito de ese Ente Federal, para resguardar el interés del País y sus habitantes.
El proyecto nunca se concretó en los tiempos previstos y las facultades descriptas en artículo 98 de ley 17319 siguieron en manos del Estado Nacional, ejerciendo la Autoridad de Aplicación, según artículo 97 de esa ley, a través de la Secretaria de Energía o quien la sucediera, a pesar de los continuos reclamos de las provincias, en forma individual o colectiva por intermedio de la Ofephi.
La falta de cumplimiento de lo acordado en ese Pacto Federal de los Hidrocarburos de 1994 provocó que la Ofephi, a través de la firma del Tratado Interprovincial de los Hidrocarburos firmado en 1999, buscara implementar los puntos acordados en su momento, cuestión que tampoco se lograra.
En 2006 se firmó el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos entre el Poder Ejecutivo Nacional y las Provincias Productoras de Hidrocarburos, por el cual se propone un proyecto de norma que luego se transformara en ley bajo el número 26.197, denominada “ley corta”, en primeros días de enero de 2007.
Con este nuevo marco, queda definida la pertenencia del dominio del subsuelo en consonancia con artículo 124 de la Constitución Nacional, como también que el ejercicio de las facultades como Autoridad Concedente, por parte del Estado nacional y de los Estados provinciales, se desarrollará con arreglo a lo previsto por la Ley Nº 17.319, su reglamentación y de conformidad a lo previsto en el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos, según reza en artículo 2 de ley 26.197.
El artículo 6 de Ley 26.197 expresa que a partir de la promulgación de la mencionada ley las provincias, como Autoridad de Aplicación, ejercerán las funciones de contraparte de los permisos de exploración, las concesiones de explotación y de transporte de hidrocarburos objeto de transferencia, estando facultadas, entre otras materias para:
ejercer en forma plena e independiente las actividades de control y fiscalización de los referidos permisos y concesiones, y de cualquier otro tipo de contrato de exploración y/o explotación de hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado nacional;
exigir el cumplimiento de las obligaciones legales y/o contractuales que fueran de aplicación en materia de inversiones, explotación racional de los recursos, información, y pago de cánones y regalías; disponer la extensión de los plazos legales y/o contractuales; y
aplicar el régimen sancionatorio previsto en la Ley Nº 17.319 y su reglamentación (sanciones de multa, suspensión en los registros, caducidad y cualquier otra sanción prevista en los pliegos de bases y condiciones o en los contratos).
Las facultades descriptas en el párrafo anterior, no resultan limitativas del resto de las facultades derivadas del poder concedente emergentes de la Ley Nº 17.319 y su reglamentación.
Los Estados provinciales productores, a partir de la vigencia de Ley 26.197, con la incorporación luego de Ley 27.007, realizaron los avances tanto en prorrogas de concesiones de explotación, otorgamientos de permisos de exploración como nuevas concesiones de explotación en yacimientos convencionales y no convencionales, como también en los controles y fiscalización, en la medida de las posibilidades que tuvieron a su alcance, coordinando acciones a través de la Ofephi, aplicando las normativas vigentes cuya base principal fueron las sancionadas por el Organismo Nacional.
Mas..
Política Energética Argentina:
Como introducción a este post, coloco información sobre la situación de la generación de energía en el país.
Panorama general (datos 2017)
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Matriz Energética (datos 2018)
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Cuencas productoras de hidrocarburos
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Cuencas sedimentarias (con potencia de producción de hidrocarburos)
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26 años generando energía
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17 de Sep de 2020
Nucleoeléctrica Argentina, empresa operadora de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse, cumplió 26 años generando energía limpia y segura para millones de argentinos.
Las plantas operan los 365 días del año y no dependen de factores estacionales. Para el desarrollo de sus tareas durante el Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio, debido a la pandemia de COVID-19, Nucleoeléctrica implementó las acciones necesarias para proteger la salud del personal y mantener la operación segura y confiable de sus centrales.
De esta manera, las centrales continuaron operando como siempre bajo la fiscalización y control de la Autoridad Regulatoria Nuclear, organismo nacional argentino dedicado a la regulación de la actividad nuclear.
En mayo de este año, las centrales nucleares ubicadas en Lima, provincia de Buenos Aires y en la localidad cordobesa de Embalse, entregaron a la red 1.014.125 MWh-neto, récord histórico de generación de Nucleoeléctrica Argentina.
De acuerdo a los datos registrados en el mes de abril, la participación nuclear en el mercado eléctrico fue de alrededor del 11%, lo que equivale a la energía necesaria para abastecer el consumo residencial de 11 millones de personas.
En el día de su aniversario, Nucleoeléctrica reafirma su compromiso con sus proyectos y con trabajo al servicio de la generación eléctrica, actividad esencial en momentos en los que la Argentina necesita del esfuerzo de todos (u-238.com.ar).
El país ocupa el 9º lugar en el mundo con reservas de uranio
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Después de un lustro, Brasil retomó la producción de uranio con la apertura de una nueva mina a cielo en el estado nororiental de Bahía.
La mina, ubicada en la Unidad de Concentración de Uranio (URA) Caetité, ha sido calificada como "un logro para las Industrias Nucleares de Brasil (INB) y también para el país", según el ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque, quien consideró que la reanudación de la actividad será "un factor importante para la generación de empleos y recursos".
Albuquerque detalló que la nueva unidad tiene capacidad para producir 260 toneladas de concentrado de uranio al año, aunque la expectativa es que, para el 2025, se incremente a 1.400 toneladas; y, en 2030, se eleve a 2.400.
De acuerdo con el ministro, esta reanudación "es la primera fase" para consolidar nuestra propuesta de que Brasil sea "autosuficiente y exportador de uranio".
Asimismo, la autoridad precisó que el Gobierno Federal desea retomar el Programa Nuclear Brasileño, que incluye, entre otras acciones, el estudio de mapeo para ubicar nuevos depósitos de uranio en el país.
Actualmente, Brasil ocupa el noveno puesto a nivel mundial en reservas de uranio, el cual, según las autoridades, es utilizado "para la producción de energía dentro de plantas nucleares y para la propulsión nuclear de submarinos".
La producción de uranio en el país comenzó en 1982 en Minas Gerais, pero 13 años después se agotaron las reservas y se interrumpió el proceso. En el año 2000 se retomaron las actividades en Caetité y se paralizaron en 2015, cuando nuevamente se acabó el recurso.
Angela Merkel advierte por "serias dudas" sobre acuerdo entre UE-Mercosur
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La canciller alemana, Angela Merkel, aseguró tener "serias dudas" sobre el futuro del acuerdo comercial entre la Unión Europea y los países del Mercosur , a raíz de la "amenaza ecológica" sobre la Amazonía en Brasil. "Tenemos serias dudas de que el acuerdo pueda implementarse según lo planeado", señaló el portavoz de la mandataria Steffen Seibert.
Con el rechazo del parlamento austríaco y, la reciente negativa de Holanda, otros países, como Bélgica, Francia, Irlanda y Luxemburgo fueron también críticos al acuerdo firmado el año pasado y que necesita ser ratificado por todos los parlamentos nacionales. Hasta ahora, Alemania se había posicionado como uno de los grandes impulsores, pero la advertencia de Merkel dispara las dudas.
El foco de preocupación es la mayor apertura de los mercados europeos a la carne sudamericana, responsable del 80% de la deforestación en la Amazonía, y que obligó a la creación de un capítulo en el texto final, que trata en particular de la "conservación de los bosques".
Es por esto que la canciller alemana expresó una "fuerte preocupación", a raíz de que la "deforestación continua" y los "incendios" se multiplicaron en las últimas semanas. "Somos escépticos", dijo su portavoz. "En este contexto", Berlín tiene "serias dudas sobre la implementación del acuerdo según lo previsto" y, especialmente, esta cláusula. "La Amazonía afecta a todo el mundo", agregó.
Es la primera vez que Angela Merkel expresa críticas al pacto. En tanto, el presidente francés, Emmanuel Macron, ya había amenazado con no ratificar el acuerdo si el gobierno de Jair Bolsonaro no tomaba las medidas necesarias para proteger la Amazonía. Sin embargo, los incendios crecieron un 28% en julio de este año, en comparación con el mismo mes de 2019.
El pacto comercial fue apoyado inicialmente por Alemania, en particular, por la industria automotriz, que lo vio como una "puerta a nuevas oportunidades".
La Organización de Cámaras de Comercio e Industria (DIHK) reaccionó a las declaraciones del canciller defendiendo un acuerdo "que podría dar el impulso que la economía necesita con urgencia, durante la crisis actual", provocada por la pandemia de coronavirus.
Bharat es "India" en idioma hindi y asi es el nuevo nombre que comenzará a usar el país indio en próximas fechas que decidirá el Parlamento. Por lo pronto el envío de invitaciones para la cumbre del G20 ya lleva la nueva denominación que el gobierno indio ha utilizado para próximos eventos
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Uno de los países más grandes y poblados de Asia y del mundo, la India es conocida por su rica diversidad geográfica, cultura, historia y otras facetas. Aunque se habla una gran cantidad de idiomas y dialectos, sus dos idiomas oficiales son el inglés y el hindi. Por ello, aunque su nombre es reconocido mundialmente, el país quiere cambiar de denominación y que sea nombrado de otra forma, lo que llevó a la polémica en la región tras ser propuesto en el marco de la próxima cumbre del G20.
El primer ministro Narendra Modi utilizó el término "Bharat" en una invitación oficial a la Cumbre del G20, enviada en nombre del presidente, en la que los asistentes a la cumbre deben dirigirse a la presidenta Droupadi Murmu como “presidenta de Bharat”.
El ministro de Educación indio, Dharmendra Pradhan, ha publicado su propia invitación en la red social X, anteriormente conocida como Twitter, y en ella queda reflejado que 'Bharat', nombre en hindi de la República de India, le invita formalmente a una cena el sábado 9 de septiembre en el marco de la cumbre del G20.
El nombre de "Bharat" es India en hindi, y se refiere a un intento por desligarse de su pasado colonial. Una medida planteada en agosto, junto a otra serie de leyes planteadas por el gobierno indio con el objetivo de reemplazar el sistema de justicia de la etapa colonial británica y, en concreto, el Código penal, el Código de Procedimientos criminales y el Acta de 1872.
La historia colonial de India continúa siendo un tema delicado para muchos indios, en concreto para los nacionalistas, que exigen que Reino Unido reconozca sus excesos y pida disculpas por ellos. El país logró la independencia en agosto de 1947. De llevar finalmente a cabo el cambio de nombre, India seguiría los pasos de otros países como Turquía, que pidió a la comunidad internacional un cambio de su toponimia por 'Türkiye'. La OTAN utiliza ahora dicha denominación en todas sus comunicaciones oficiales sobre el país. Si saliera adelante, podría incluso comenzar a utilizarse el próximo año.
El precio del oro no para de subir, ¿es una buena opción para invertir?
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La onza de oro alcanzó un récord durante los intercambios de mercado la pasada semana y por primera vez quedó por encima de los u$s2.000
precio del oro no para de subir desde inicios de año, con un incremento de más de 30% gracias a su estatus de valor refugio en un mercado dominado por la incertidumbre por la pandemia de coronavirus, un dólar débil y tasas de interés por el piso. En ese contexto, la onza de oro alcanzó un récord durante los intercambios de mercado la pasada semana y por primera vez quedó por encima de los u$s2.000.
Según indicaron algunos analistas, el precio del oro se dispara por los rendimientos negativos que están mostrando los bonos de deuda de Europa y muy cerca de 0% en EE.UU., en un contexto mundial de tasas de interés deprimidas y que varios expertos y organismos internacionales sostienen se extenderá por un buen tiempo hasta tanto la economía mundial pueda dejar atrás los efectos de la pandemia. La debilidad global del dólar también es otro factor que empuja la demanda por oro por parte de los inversores.
Según un informe del Consejo Mundial del Oro, los inversores han comprado en los últimos meses 1.000 toneladas de oro por unos u$s 60.000 millones.
El gerente de inversiones de la firma uruguaya Nobilis, Jerónimo Nin, consideró que el oro tiene una buena perspectiva. Recordó que es un buen activo de refugio, especialmente si se puede disparar la inflación dentro de 1 o 2 años por la elevada deuda que han tomado los gobiernos para salir de la crisis actual. "En algún momento podría existir cierta desconfianza por el valor de las monedas y ello se traduce en inflación", y que eso era aconsejable para cubrirse y anticiparse en la toma de decisiones.
Un juez federal de Nueva York dicta sentencia contra Juan Antonio “Tony” Hernández, condenado por cuatro cargos, incluido el tráfico de drogas a territorio estadounidense
El juez Kevin Castel, de la corte federal de Manhattan, ha dictado este martes una sentencia de cadena perpetua más otros treinta años de cárcel contra Juan Antonio Tony Hernández, hermano del presidente de Honduras, Juan Orlando Hernández. En octubre de 2019, un jurado popular de Nueva York halló culpable a Tony Hernández de cuatro cargos que presentó el Departamento de Justicia de los Estados Unidos relacionados con narcotráfico, incluyendo el envío de toneladas de cocaína a territorio estadounidense. El juez Castel también ha dictado que el condenado debe entregar una suma de 138.5 millones de dólares, como lo había pedido la fiscalía. “Tiene derecho a apelar. Espero que mientras esté en presión reflexione sobre su vida y lo que ha hecho. Quizás pueda hacer algo bueno por su familia y su país”, ha dicho el juez tras leer su sentencia.
Esta sentencia contra Hernández se da un año y cinco meses después de haber sido hallado culpable, ya que la lectura fue retrasada en continuas ocasiones por petición de la defensa del exdiputado hondureño, de 42 años. “Por lo general, tratamos de dictar sentencia dentro de las seis semanas posteriores al veredicto. En su caso, me pidieron que lo pospusiera para que pudiera llevarse a cabo en una sala de audiencias. Han pasado un año y cinco meses después del veredicto. Esto es raro. nunca lo he visto”, ha afirmado el juez Castel.
Durante la lectura de este martes, representantes de la fiscalía de Estados Unidos ha señalado que Hernández “conspiró con su hermano, presidente de Honduras, provocó brutales actos de violencia y canalizó dinero de la droga para campañas del Partido Nacional a cambio de promesas de protección a los narcotraficantes”.
El 8 de enero fiscales federales de Estados Unidos presentaron ante el Distrito Sur de Nueva York unas mociones en las que acusan al presidente Hernández de haber aceptado sobornos de narcotraficantes. En los documentos no se nombra directamente al político, sino que se refieren a él como conspirador número 4 (CC-4), pero se hace referencia a su cargo como presidente y al vínculo con su hermano y exdiputado.
En las acusaciones se señala a Hernández de dar protección a líderes “narcos” e incluso publican una supuesta cita del mandatario en la que afirma que quería “meter la droga en las narices de los gringos inundando los Estados Unidos de cocaína”. A inicios de marzo, durante el juicio contra el narcotraficante hondureño Geovanny Fuentes, el fiscal de Nueva York, Jacob Gutwillig, afirmó que el mandatario pactó una alianza con un cartel local, Los Cachiros, para introducir miles de kilos de cocaína en Estados Unidos. El fiscal describió Honduras como un “narcoestado”. El mandatario no ha sido inculpado por estos señalamientos.
Tony Hernández fue arrestado en 2018 en el aeropuerto de Miami. Durante el proceso en su contra trascendió que recibió un millón de dólares de la mano del antiguo capo de la droga Joaquín El Chapo Guzmán, como aportación a la campaña presidencial de Juan Orlando Hernández en 2013. La fiscalía trató de demostrar, además, durante el juicio que el exdiputado formaba parte de una trama criminal que a través del narcotráfico le permitió ejercer poder y control, bajo la protección de su hermano. A finales de enero, en una comparecencia en el Congreso de Honduras antes de la discusión del inicio de un juicio de destitución en su contra, el mandatario zanjó: “No he sido, no soy, ni seré amigo de ninguno de estos delincuentes, y continuaré mi lucha hasta el último día de mi Gobierno, cueste lo que cueste”.
El presidente se ha pronunciado este martes sobre la sentencia contra su hermano y en un mensaje en Twitter ha afirmado que “para toda la familia, la noticia que se espera de Nueva York será dolorosa”. Hernández ha cuestionado el proceso contra su hermano, sobre el que ha afirmado: “¿Qué más se puede decir de un juicio en el que el testimonio del principal ‘cooperador’ de los fiscales ahora queda expuesto por las grabaciones secretas de la propia DEA como una mentira?”
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El Canal de Suez, una de las rutas comerciales más transitadas del mundo, permanece cerrada al tráfico después de que un buque portacontenedores encallara y quedara atravesado bloqueando el paso. Según un comunicado de las autoridades del canal, el Ever Given, propiedad de la firma taiwanesa Evergreen Marine, y uno de los barcos más grandes del planeta con 400 metros de eslora, 59 de ancho, y una capacidad de almacenamiento de 224.000 toneladas, trataba de cruzar la instalación por el lado sur en su camino a Rotterdam procedente de China cuando se vio sorprendido por una tormenta de arena que redujo la visibilidad, así como por las fuertes rachas de viento que asolan la zona, y acabó desviándose de su trayectoria.
Las unidades de rescate están trabajando para remolcar el barco y acabar con el desbarajuste logístico que puede provocar el atasco de una arteria que conecta el mar Rojo con el Mediterráneo, y por la que circula en torno al 10% del comercio mundial, tanto de bienes de consumo como parte de los barriles de crudo que nutren de energía al mundo. Según Bloomberg, unas 100 embarcaciones permanecen paralizadas a la espera de que logre reabrirse el paso. El tiempo que tarden en solucionarlo será fundamental para saber el parte de daños final, dado que no se descarta que, dado el tamaño del buque y las dificultades meteorológicas, pueda tardarse días, algo que obligaría a utilizar rutas mucho más largas a otros barcos, con el consiguiente daño a las cadenas de suministro. El incidente, que por ahora no ha provocado heridos ni vertidos contaminantes, ya se refleja en la evolución de los precios del petróleo, que se ha encarecido más de un 2% ante la perspectiva de posibles problemas de abastecimiento y supera los 62 dólares por barril de Brent.
Egipto inauguró el nuevo Canal de Suez en 2015 para aumentar el tráfico, permitir el tránsito de embarcaciones más grandes y reducir el tiempo de espera de 18 a 11 horas. La infraestructura se terminó en un año, y costó 7.900 millones de dólares (alrededor de 6.700 millones de euros). La obra consistió en la construcción de una nueva ramificación del canal de 35 kilómetros de longitud y en la ampliación de otros 37 kilómetros del original. La vía marítima original contaba con más de 160 kilómetros. El año pasado, casi 19.000 barcos utilizaron el canal, una fuente esencial de ingresos para Egipto, que en 2020 percibió de las empresas que lo atraviesan 5.610 millones de dólares (unos 4.700 millones de euros).