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jueves, 6 de diciembre de 2018

Neuquén y China avanzan en proyectos eléctricos

Resultado de imagen para Neuquén y China avanzan en proyectos eléctricos(El Constructor) - El gobernador Omar Gutiérrez avanzó con el gobierno chino en proyectos a ejecutar en la provincia del Neuquén para optimizar la conectividad en 17 localidades de las zonas norte y centro, y ampliar el abastecimiento eléctrico a través de la construcción del cierre del Anillo Norte, entre otros acuerdos de inversión.

En ese marco, se prevé una inversión de más de 34 millones de dólares para la ejecución de los trabajos eléctricos, una obra prioritaria que permitirá hacer frente de manera segura al crecimiento poblacional, agropecuario, industrial, hidrocarburífero y comercial de toda la región.

Las inversiones van en consonancia con la propuesta presentada por el mandatario en el Plan Quinquenal de Desarrollo 2019-2023 presentado recientemente y que contempla obras de infraestructuras en salud, educación, conectividad vial y digital, agua y saneamiento, vivienda y servicios como la electricidad y el gas, entre otros sectores. “Es una responsabilidad institucional plasmar el plan y la ejecución del desarrollo de la provincia con carácter de política pública que contemplen la visión estratégica de lo que pretendemos llevar adelante, a partir de un trabajo conjunto con el sector público y privado”, expresó Gutiérrez.

El acuerdo entre la provincia y el gobierno chino permitirá realizar varios proyectos tendientes a mejorar la conectividad. El primero de ellos establece que la empresa china ZTE instalará un sistema de video seguridad con 554 puntos de captura, 3 centros de control y red fibra necesaria para conectarlos, junto a un sistema de respuesta de emergencias. También coordinadas por la Policía provincial se sumarán 350 cámaras para Neuquén capital, 124 en Zapala y 80 en Centenario.

El segundo proyecto previsto permitirá solucionar el inconveniente de la falta de cobertura en algunas zonas del norte, y para ello está prevista la inversión en montaje de fibra óptica y otras tecnologías. La inversión impactará en 17 localidades de toda la provincia.

El tercer proyecto mejorará la red de seguridad de la policía y se completa con la compra de un camión de emergencias.

Se trata de una iniciativa público-privada que propone financiar proyectos que no son nuevos pero que carecían de financiamiento.

Con una inversión aproximada de 34.200.000 dólares, la propuesta china contempla la construcción del cierre del Anillo Norte que permitirá incrementar de manera sostenible la oferta de infraestructura y la confiabilidad del sistema eléctrico en la Provincia.

La obra permitirá aumentar la oferta de potencia disponible en la región, mejorando al mismo tiempo tanto la calidad de producto como de servicio. De esta manera, la interconexión provincial pasará a trabajar en forma anillada y ofrecerá mayor confiabilidad y estabilidad en el Sistema Eléctrico Interconectado Provincial de 132 kV y en los Subsistemas de 33 y 13,2 kV a partir del cierre del anillo norte.

Se estima un área de influencia directa de 46.099 km2 con una población beneficiaria de la obra, aproximada, de 110.000 personas, distribuida entre los departamentos Minas, Chos Malal, Pehuenches, Ñorquin, Loncopué, Zapala, Picunches y Aluminé, aunque de forma indirecta provocará el mejoramiento de la estructura eléctrica de la provincia del Neuquén en general, tratando de acompañar la creciente demanda.

El proyecto contempla además la construcción de una línea de alta tensión en 132 kV de unos 160 km de extensión, desde la Estación Transformadora Las Lajas hasta la Estación Transformadora Chos Malal, y la ampliación de las ET de ambas localidades.

Gobierno rebajó 4,55% el precio del biocombustible para mezcla con gasoil

Gobierno rebajó 4,55% el precio del biocombustible para mezcla con gasoil(Ambito.com) - El secretario de Energía, Javier Iguacel, disminuyó el valor de la tonelada del biodiesel para su mezcla obligatoria con gasoil en el mercado interno. Señal a la Liga Bioenegética, que rechaza nuevos impuestos.

Foto: Efe Futuro

Para contrarrestar el reciente aumento del gasoil aplicado por las principales petroleras, el Gobierno nacional rebajó 4,55% el valor de la tonelada del biodiesel para su mezcla obligatoria con ese combustible. Aunque el impacto será mínimo en el surtidor, la Secretaría de Energía envió un mensaje a los actores del sector, en medio de la lucha contra la escalada inflacionaria: el mercado regula los precios. Pueden subir o bajar, según las variables económicas. Nada está estático.

"Fíjase en $ 26.832 por tonelada, el precio de adquisición del biodiesel para su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley N° 26.093, el cual regirá para las ventas realizadas a partir del 1 de diciembre de 2018 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace", según el texto oficial. El precio que estaba vigente desde el 15 de noviembre último era de $ 28.112 por tonelada. El etanol a base de caña se mantuvo en $ 21,274 el litro y el que se elabora a partir de maíz a $ 19,846.

El mensaje también fue dirigido a los productores de biocombustibles. Este miércoles, el secretario Javier Iguacel se reunirá con los representantes de las principales provincias productoras de biocombustibles (Liga Bioenergética) para discutir la conveniencia de aplicar un nuevo impuesto a estos los combustibles vegetales. Los distritos del Interior lo rechazan, pero el exministro insiste que podría beneficiar al conjunto.

No se descarta que ofrezca coparticipar esos nuevos ingresos fiscales. Por ahora, quedó en stand by el envío de un proyecto de ley al Congreso, pero podría reactivar en sesiones extraordinarias. El gravamen sería siempre y cuando se superen los actuales cortes del 10% en el caso del biodiesel y del 12% para el bioetanol. “Si lo que estás promocionando es tener una energía más limpia y migrando hacia energías más limpias, la decisión es contraproducente", dijo semanas atrás la secretaria de Estado de Energía de Santa Fe, Verónica Geese.

La Casa Rosada recordó que por medio de la Ley Nº 26.093 se dispuso el "Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles", y que por medio de un decreto de diciembre de 2017, se estableció que el precio del biodiesel destinado al mercado interno sería determinado por el ex Ministerio de Energía, hoy devenido en secretario de Gobierno.

Por ese motivo, en marzo pasado se aprobó el procedimiento para la determinación del precio de adquisición del biodiesel destinado a la mezcla en el mercado interno.

Desde la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles siempre recuerda que el precio del biodiesel para el mercado interno automotor se fija mensualmente a partir de una fórmula polinómica que contempla todos los costos del sector, siendo los principales factores que inciden en la determinación del precio la cotización del aceite de soja. Hoy, en el mercado de futuros de Chicago la tonelada de aceite de soja cotiza alrededor de u$s 680 (FOB BS AS u$s 640 al cierre del 4/12), u$s 100 menos que hace exactamente un año.

martes, 4 de diciembre de 2018

YPF anuncia una millonaria asociación con Petronas en Vaca Muerta

Por Martín Bidegaray - Ignacio Ortelli - Clarin.com

La inversión, que anunciará hoy Macri, será de entre US$ 1.500 millones y US$ 2.000 millones.
Inversión millonaria entre YPF y Petronas en Vaca Muerta.

El gigante petrolero malayo Petronas tenía un principio de acuerdo con YPF para un desarrollo en Vaca Muerta. Se firmó hace cuatro años y era para distintas etapas de "pilotos". El Gobierno y la petrolera anunciarán hoy martes que van hacia una ampliación de su entendimiento. Pasarán a la etapa de "pilotos" al desarrollo de pozos a escala, en una inversión que rondará entre los US$ 1.500 millones y US$ 2.000 millones, según estimaciones del mercado.

En el Gobierno estaban celebrando la organización del G-20 y también había satisfacción con la rebaja en los precios de los combustibles que hizo YPF, que fue la única del año. En esa seguidilla, hoy se preparan para el anuncio de una inversión multimillonaria, que será la de Petronas con YPF. Al presidente Mauricio Macri le acercaron ayer información con los detalles del acuerdo.

En una presentación ante inversores en Nueva York, la petrolera argentina había anunciado que iba a profundizar el desarrollo en tres áreas dentro de Vaca Muerta. Una de ellas es La Amarga Chica, que será destinataria de desembolsos por miles de millones de dólares.

Aunque en YPF y Petronas no sueltan palabra sobre el acuerdo entre las empresas, otras fuentes de la industria petrolera lo caracterizaron como "similar al que YPF tuvo con Chevron". Ese desembolso -el primero anunciado por la compañía una vez estatizada- fue de entre US$ 1.500 millones y US$ 2.000 millones, según la etapa.

El presidente Mauricio Macri se precia de haber logrado la reactivación de actividad para Vaca Muerta. A fines de 2015, el costo de perforación para pozos petroleros en ese yacimiento era de US$ 27 millones, mientras que ahora se estima que es menos de la mitad, lo que resulta más atractivo para futuros operadores.

En relación al gas, hubo un programa de estímulo a las inversiones nuevas en Vaca Muerta, a través de "premios" en los importes abonados. Tecpetrol fue una de las que más rápido reaccionó y la producción de gas está creciendo a los niveles más altos en una década.

La Amarga Chica -que unirá a YPF con Petronas- viene de una historia algo complicada. El 70%  de su propiedad siempre fue de YPF, pero hubo un 20% que estuvo en manos de otra firma, llamada Petrolera Argentina. Esa firma tenía vínculos con el kirchnerismo y problemas administrativos-financieros. Su relación con el anterior oficialismo se  rompió y la compañía le traspasó su participación a YPF.

Petronas está unida al célebre arquitecto tucumano César Pelli, que construyó las famosas torres en Kuala Lumpur que funcionan como sede corporativa. Es una de las 200 compañías más grandes del mundo. En 2017, facturó US$ 52.000 millones y ganó US$ 8.761 millones. En comparación, las ventas de YPF no llegan ni a un cuarto de esa suma: este año podrían cerrar en torno a los US$ 12.000 millones.

La petrolera de Malasia era apenas una firma con fuerte presencia local en 1974, hace 44 años. Desde allí encaró una expansión internacional que la convirtió en un gigante que es buscada para asociaciones con otras empresas locales.

En 2016, Petronas avanzó en una planta de lubricantes y ya notaba el potencial del mercado argentino. Pero el precio del barril de petróleo estaba por los US$ 40 y no era atractivo para los grandes jugadores. Ahora, pese a la caída de los últimos meses, las perspectivas son otras. YPF puede alcanzar un "punto de equilibrio" o ganancias con un importe del petróleo crudo con importes de petróleo cercanos a US$ 60.

La foto de hoy probablemente junte al presidente Macri junto con el secretario de Energía Javier Iguacel y el gobernador neuquino Omar Gutiérrez,  además de directivos de YPF, sindicalistas y funcionarios de otros ministerios.

Escribe Andrés Kreiner: “¿Qué perdemos sin la cuarta central?”

(U-238) - Articulo de octubre 16, 2018

El reconocido especialista en física nuclear experimental, Andrés Kreiner –Doctorado de la Universidad Técnica de Munich y responsable del área de Tecnología y Aplicaciones de Aceleradores, Investigador superior CNEA-CONICET y miembro de APCNEAN– escribe para U-238 y expone la importancia de avanzar con la construcción de una nueva central nuclear con uranio natural y las consecuencias de no hacerlo.

A continuación la nota textual de Kreiner.

A lo largo de casi 70 años, la sociedad argentina logró generar un conglomerado científico-tecnológico-industrial que ha colocado a nuestro país en una posición importante y respetada a nivel internacional en el terreno de las aplicaciones pacíficas de la tecnología nuclear y perinuclear.

Hoy, partes muy importantes de este sector están en grave riesgo. Queremos alertar a la sociedad argentina y al gobierno sobre esta situación. El principal motor de este desarrollo ha sido el Estado a través de sus inversiones y de su gran poder de compra, logrando organizar instituciones de Ciencia y Técnica (CyT) de primera magnitud como la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) pero también un conglomerado de empresas públicas, como INVAP S.E. (Investigación Aplicada Sociedad del Estado, propiedad del Estado Rionegrino), ENSI S.E. (Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería Sociedad del Estado, propiedad parcial del Estado Neuquino y de la CNEA, con su Planta Industrial de Agua Pesada, PIAP), Dioxitek S.A. y NA S.A. (Nucleoeléctrica Argentina).

ARGENTINA OPTÓ, EN LOS 70′ POR LA LÍNEA DE REACTORES DE URANIO NATURAL Y AGUA PESADA, PARA INDEPENDIZARSE DE LA COSTOSA Y COMPLEJA TECNOLOGÍA DE ENRIQUECIMIENTO DE URANIO

Además ha sabido convocar a empresas privadas nacionales para conformar emprendimientos conjuntos como CONUAR S.A. (Combustibles Nucleares Argentinos), FAE S.A. (Fábrica de Aleaciones Especiales) y a muchas otras empresas grandes, medianas y PYMES que han apostado al desarrollo de esta tecnología como proveedores calificados.

El gobierno y/o altos funcionarios han anunciado que se cancela el proyecto de la cuarta central (una central de agua pesada tipo CANDU como la de Embalse) y que más aún se da por terminada la línea basada en tecnología de agua pesada. Esta decisión tendrá (y ya está teniendo) consecuencias devastadoras que pasamos a describir y que por eso es necesario revertir a toda costa.

Es pertinente mencionar que la Argentina optó, en la primera mitad de la década de los 70, por la línea de reactores de uranio natural y agua pesada para independizarse de la costosa y compleja tecnología de enriquecimiento de uranio, que aún hoy no poseemos a nivel industrial. Nuestras tres centrales de potencia trabajan de manera segura con aquella tecnología que hoy en día dominamos después de muchos años de trabajo e inversión y que además tiene un gran potencial de innovación (ver más adelante). Una de las más grandes y exitosas inversiones para sostener esta línea fue la construcción de la PIAP, una verdadera joya tecnológica que necesitamos para proveer de agua pesada de altísima calidad a nuestras centrales presentes y futuras y a los reactores de investigación que fabrica y exporta INVAP.
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LA CUARTA CENTRAL CONTABA CON FINANCIACIÓN CHINA DEL 85% Y UNA PARTICIPACIÓN INDUSTRIAL ARGENTINA DE HASTA UN 70%

Acabamos de tomar conocimiento de la dolorosa e insólita circunstancia de que se han acabado los fondos para pagar los sueldos de los trabajadores de la PIAP. Aquí están en riesgo unos 400 puestos de trabajo altamente calificados y además la degradación de estas costosisimas instalaciones que son patrimonio de todos los argentinos. Se pretende dejar una dotación mínima de menos de 100 agentes, con los cuales no es posible preservar la planta de su degradación.

El gobierno acaba de despedir a unos 250 trabajadores de planta permanente de NA S.A. como una primera consecuencia de la cancelación del proyecto de la cuarta central, con financiación muy conveniente asegurada, de enorme interés para nuestro país y se habla de una compra esencialmente “llave en mano” de un reactor chino en el 2022.

LA CANCELACIÓN DE LA CUARTA CENTRAL CONLLEVA LA PÉRDIDA DE LA GENERACIÓN DE UNA ENORME CANTIDAD DE ENERGÍA (CERCA DE 195 MILLONES DE MWH)

Esta es la peor combinación posible. La cuarta central iba a ser financiada en un 85% por China, en condiciones muy favorables, y la participación de nuestro país iba a ser dominante (hasta un 70%) con una perspectiva de continuidad para numerosas empresas pequeñas, medianas y grandes que habían apostado e invertido en RRHH, tecnología e instalaciones. Ésta no es la manera de alentar y cuidar las inversiones productivas realizadas por el sector privado ni el público.

La destrucción de la unidad de gestión de NA S.A., donde hay personal altamente capacitado que participó en la muy meritoria construcción y puesta en marcha de Atucha II y que está participando en la igualmente muy encomiable extensión de vida de la central de Embalse (estamos hablando de unas 700 personas altamente capacitadas), no solo es una injustificable dilapidación de un capital humano muy valioso sino que degrada la calidad de la operación de las centrales nucleares existentes que requiere acabados conocimientos y capacidad de diseño y construcción locales. Este capital humano será aprovechado en otras latitudes donde se están construyendo muchas centrales nucleares configurando un nuevo capítulo en la fuga de cerebros de nuestro país.

A este cuadro desolador se suman despidos en Dioxitek, la empresa encargada de fabricar el compuesto base de los combustibles nucleares y el Cobalto 60 con numerosos usos médicos e industriales (Co60 que se produce en las centrales CANDU y que por ende también sufrirá por la cancelación de la cuarta central). Ya ha habido unos 30 despidos, algunos inclusive con alegadas características de persecusión ideológica. El gobierno quiere privatizar la empresa, pero antes la quiere “sanear”. Aquí hay unos 200 puestos de trabajo en riesgo.

Estas decisiones destruirán muchísimos puestos de trabajo altamente calificados (aquellos que el gobierno se comprometió en su campaña a cuidar y fomentar) y ponen en grave riesgo la continuidad de importantes segmentos del sector dilapidando parte del capital acumulado durante casi 70 años de trabajo continuado y fecundo que posicionó a nuestro país entre los más avanzados en tecnología nuclear.

Además de señalar el estrago que representa la pérdida irresponsable de miles de puestos de trabajo (contando lo ya apuntado más los puestos de trabajo de la construcción del área Zárate) muchos de ellos altamente calificados, lo que es lo más preocupante en el corto plazo por sus gravísimas consecuencias sociales, queremos contribuir a cuantificar que es lo que perdemos como país.

El gobierno está destruyendo toda la infraestructura humana y material que posibilitaría la concreción de la cuarta central CANDU. Si no se actúa rápido este daño va a ser irreversible. Sin Unidad de Gestión de NA-SA (aquella que tuvo un rol decisivo no solo en la epopeya de la recuperación y puesta en marcha de Atucha II sino también en la extensión de vida de Embalse), sin PIAP y sin una planta adecuada de Dioxitek no hay cuarta central y se cierran grandes perspectivas de desarrollo futuro.

En primer lugar la cancelación de la cuarta central conlleva la pérdida de la generación de una enorme cantidad de energía (750 MW x 24h x 30 x 12 x 30 años = 194.4 Millones de MWh), que a la Argentina no le costaría prácticamente nada (pues el costo de la central se repagaría con la energía producida) y que, es más, permitiría ahorrar una gran cantidad de divisas por la no utilización de combustibles fósiles. Estamos hablando de un número del orden de los 14.000 Millones de dólares (más del doble del costo de la central).

Además permitiría reducir la irracional quema de estos combustibles que contribuye al calentamiento global, una amenaza real para toda la humanidad de la que algunos no han tomado nota o se hacen los distraídos, cumpliendo con los compromisos internacionales asumidos por nuestro país. Representa una reducción del 2.5% de las emisiones totales durante 30 años. El ahorro sería de 144.6 (4.82 por año durante 30 años) MTn de CO2 equivalente a 31 Mvehículos particulares (1.03 Mvehículos por año durante 30 años) ó 336 Mbarriles petróleo (11.2 Mbarriles por año durante 30 años) ó consumo eléctrico de 22 Mhogares/año (722000 hogares por año durante 30 años) ó 36600 turbinas de viento (1220 turbinas por año durante 30 años).

SOLO CONUAR Y FAE PERDERÍAN UNA PARTICIPACIÓN DEL ORDEN DE 200 MUSD Y EN TOTAL SE PERDERÍAN COMO MÍNIMO 3000 MUSD PARA TODOS LOS CONTRATISTAS.
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Planta Industrial de Agua Pesada

Dados los inventarios de agua pesada en las centrales existentes de 1220 toneladas (Tn) (250 Tn para CNAI, 450 Tn para CNE, 520 Tn para CNAII), estimando las pérdidas de operación de una manera conservadora y sumando los requerimientos de agua pesada para el reactor de investigación RA-10 y el Pallas para Holanda (cuya licitación ganó recientemente INVAP) necesitaríamos durante toda la vida útil de las centrales como mínimo 500 Tn. Esto implicaría como mínimo 5 años más de operación de la PIAP.

Si establecemos el valor del agua pesada en 650 USD/kg (650.000 la tonelada), nos daría un costo como mínimo de 325 MUSD (con la carga inicial de la cuarta central estaríamos hablando del doble más la reposición). Esto es lo que nuestro país tendrá que gastar si la PIAP se abandona.

Es importante remarcar aquí que si el “Mercado” se entera que Argentina no produce más agua pesada es muy probable que el precio internacional suba considerablemente. En cuanto al costo de la PIAP, lo que se pagó fueron 970 millones de Francos Suizos de los años 80 pero este no se puede considerar el valor de la instalación hoy en día, que sería sustancialmente mayor.
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Dioxitek.

El UO2 hoy cuesta entre 55-60 USD/kg dependiendo de las condiciones del contrato y de la cantidad que se compre. Anualmente se consumen alrededor de 200 toneladas al año (con Embalse y las 2 Atuchas funcionando). Equivale a 12 MUSD/año, o sea 360 MUSD en 30 años. Con la cuarta central se agregarían aprox. 180 MUSD más.

Con la cancelación de la IV Central CANDU, el presupuesto del proyecto NPU (Nueva Planta de Uranio de Formosa) se disminuyó en 40 MUSD. Originalmente era de 150 MUSD y ahora se calcula en 110 MUSD, ya que originalmente serían 2 líneas de producción y ahora con la cancelación de la cuarta central solamente tendrá 1 línea de producción. No hay proporción entre el “ahorro” y el perjuicio.

En cuanto a la producción de Co60 se puede decir que el material tarda 18 meses en irradiarse en Embalse, luego de ese tiempo tenemos 4,5 millones de Ci. Por lo tanto, con una producción normal en Embalse tenemos 3 millones de Ci al año. El precio x Ci es de 1,5 a 2 USD aproximadamente. De los 3 millones de Ci al año que se producen en Embalse, aproximadamente 400 mil Ci se venden localmente y 2,6 millones se venden en el exterior. Entonces tenemos por ventas aproximadamente 4,5 MUSD al año.

Por lo tanto, con Embalse produciendo a pleno y con lo que podría haber sido Atucha III podríamos producir 6 millones de Ci al año que nos hubieran reportado una facturación aproximada de 9 MUSD al año por ventas de fuentes de Cobalto 60.

Consideramos que la cancelación de ninguna manera se puede justificar por consideraciones económicas. El abandono de una tecnología probada que dominamos, con el consiguiente desmantelamiento y pérdida de una enorme infraestructura humana y material, en aras de una tecnología que no poseemos ni dominamos es un grave error. Es bueno que la Argentina incursione en nuevas opciones, como de hecho lo viene haciendo desde hace tiempo, pero preservando lo que tiene. Las dos tecnologías pueden ser complementarias si se hace una planificación cuidadosa (ver más adelante).

La diferencia fundamental entre una central de agua pesada y una de agua liviana radica en el fenómeno físico que el agua pesada, D2O, tiene una bajísima absorción de neutrones comparada con el agua liviana y esto permite no solo trabajar con uranio natural o levemente enriquecido (con el consiguiente gran ahorro en el costo del combustible) sino que la mucho mayor disponibilidad de neutrones permite aplicarlos para la producción de nuevo combustible (breeding) y de radioisótopos muy importantes para la salud y otras aplicaciones industriales. Argentina dispone de este precioso insumo en una de las plantas más grandes y mejores del mundo.

Queremos agregar algunos elementos relativos al potencial de innovación y otros subproductos de las centrales de agua pesada.

Ya existen conceptos de reactores de agua pesada reproductores (breeders) que pueden producir más combustible fósil del que consumen (tanto 239Pu a partir de 238U, como 233U a partir de 232Th, elemento unas 5 veces más abundante en la corteza terrestre que el uranio). Esto convertiría a la energía nuclear en un recurso prácticamente inagotable. En particular, la India ha hecho punta en ésta temática con el Advanced Heavy Water Reactor (AHWR). Este país tiene 13 reactores de agua pesada funcionando (sobre 47 a nivel mundial). Estas centrales son muy seguras y utilizan el uranio muy eficientemente.

También hay otro diseño innovador de reactor reproductor, el Advanced CANDU Reactor (ACR, de generación III+, en particular el ACR-1000) canadiense, que plantea utilizar agua liviana como refrigerante para ahorrar costo en D2O. Otros conceptos más avanzados de generación IV plantean el uso de agua supercrítica como refrigerante. Canadá tiene 22 reactores de agua pesada funcionando y la Argentina ha desarrollado una importante colaboración con ese país.

La complementariedad entre las dos tecnologías (agua pesada y uranio enriquecido) estaría dada por la posibilidad de reutilizar combustible quemado en una central de uranio enriquecido (PWR, Pressurized Water Reactor) en una de agua pesada que podría seguir extrayéndole energía por su muy superior balance neutrónico. Esto contribuiría también a quemar residuos radiactivos de alta radiotoxicidad y muy larga vida media, como plutonio y actínidos menores acumulados en los elementos combustibles quemados.

El tritio que se produce en los reactores de agua pesada y su producto de decaimiento, el costosísimo 3He, junto al deuterio tienen muy importantes aplicaciones en medicina y en la industria nuclear y petrolera. Además el tritio y el deuterio están en la base de la posible futura fuente inagotable de energía limpia por fusión termonuclear. Ya se ha mencionado la producción de Co60.

No podemos desperdiciar el futuro de nuestro país de esta forma. Pedimos que se reconsidere y revierta esta decisión.

lunes, 3 de diciembre de 2018

Argentina y EE.UU. firman un acuerdo de cooperación energética (II)

Argentina y EE.UU. firman un acuerdo de cooperación energética
(El Intransigente) - Tras el encuentro entre los presidentes Mauricio Macri y Donald Trump, se suscribió el convenio rubricado por el secretario del Tesoro norteamericano, Steven Mnuchin, y el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.



Los gobiernos de Argentina y Estados Unidos (EE.UU.) firmaron hoy un acuerdo para fortalecer la inversión en infraestructura y cooperación energética, en especial en gas natural y recursos renovables, en el marco de la Cumbre del G20.
   
Tras el encuentro entre los presidentes Mauricio Macri y Donald Trump, se suscribió el acuerdo de cooperación energética, rubricado por el secretario del Tesoro norteamericano, Steven Mnuchin, y el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne.
   
El secretario de Estado, Mike Pompeo, y la subsecretaria para Asuntos Económicos y Empresariales, Manisha Singh, también fueron parte de la delegación estadounidense que participaron del acuerdo, se informó a través de un parte de prensa de la embajada de los Estados Unidos. "El acuerdo marco firmado hoy es parte de una iniciativa de Estados Unidos denominada América Crece, en este caso, a través de la ampliación de oportunidades de comercio, inversión y financiamiento en materia energética y la promoción del crecimiento económico para ambos países", informó el secretario Mnuchin.
   
Señaló que este acuerdo marco está destinado a "ayudar a impulsar capital del sector privado para inversiones en la cadena de valor de la energía, que incluye desde las primeras fases de la producción, como así también la generación, transmisión y distribución energética".

El funcionario, además, sostuvo que "la energía es un agente impulsor clave del desarrollo económico", tras sostener que "el presente acuerdo marco establece una base para el crecimiento, la integración y la seguridad energética, y constituye un gran avance para Estados Unidos y Argentina".
   
El convenio permitirá que ambos países cooperen para llevar adelante los siguientes objetivos:

- Integrar fuentes de energías más limpias como el gas natural y las energías renovables, y desarrollar capacidad adecuada de almacenamiento de gas natural.

- Desarrollar infraestructura ´midstream´ (transporte) y ´downstream´ para productos refinados. Ampliar la generación de electricidad a partir de gas natural y convertir centrales eléctricas existentes sobre la base de combustibles fósiles para que operen utilizando tecnología de ciclos combinados de gas natural.

- Acelerar la adopción por parte de Argentina, de tecnologías energéticas innovadoras, que incluyen energías renovables y sistemas relacionados de micro redes, de mini redes y almacenamiento de baterías.
   
- Invertir en infraestructura de transmisión eléctrica de alto voltaje y en interconexión nacional e internacional.
   
- Mejorar la eficiencia energética, la utilización de tecnología de redes inteligentes e instalaciones ´inteligentes´.
   
- Desarrollar mercados profundos y líquidos para los commodities energéticos e instrumentos de deuda respaldados por infraestructura.
   
- Apoyar inversiones en infraestructura y desarrollo del sector energético de manera consistente con los objetivos de cada país en materia energética, medioambiental y de crecimiento económico inclusivo.

Con tecnología argentina, la base Marambio reducirá un 38% su consumo energético

(Infobae.com) - Este martes, llevarán el equipamiento desarrollado por empresas argentinas con el apoyo del INTI para mejorar la eficiencia energética
(Foto: Thomas Kazki)
(Foto: Thomas Kazki)
La base Marambio es la estación central de Argentina en el continente blanco, con una superficie cubierta que supera las dos hectáreas y una capacidad para albergar a más de 100 personas. Actualmente, especialistas del INTI están trabajando en el lugar para mejorar la eficiencia energética y reducir el consumo de su principal recurso: el "gasoil antártico" —que tiene un costo elevado si se toman en cuenta los gastos de transporte por avión y helicóptero que se requieren para su traslado—.

Para conocer las condiciones ambientales de la base, se realizó un relevamiento sobre el consumo energético y se diseñó un sistema (hardware y software) para monitorear de manera remota tanto la temperatura como la humedad. "A partir de este análisis, pudimos detectar que la aislación térmica del edificio es deficiente porque genera descensos abruptos de la calefacción (en menos de 15 minutos pasa de 20 a 12 grados)", detalla Tomás Bernacchia del INTI, que integra el equipo de trabajo junto a otros especialistas de las áreas de Ambiente, Construcciones, Electrónica e Informática, Energía, Procesos Superficiales y Tecnologías Sustentables del Instituto.

Con el fin de mejorar la eficiencia energética y relevar otras cuestiones técnicas (como el consumo de equipos de climatización), el próximo 4 de diciembre una delegación de especialistas del INTI y de empresas nacionales del rubro de la construcción viajarán a Marambio. Una de las acciones previstas será colocar paneles de lana de vidrio en las paredes interiores, puertas herméticas y ventanas con triple vidriado, para reducir la pérdida de calor. Además, instalarán mingitorios secos, aireadores en los grifos y mochilas de descarga dual en los inodoros, para ahorrar hasta un 50% del consumo de agua.
Durante el viaje, técnicos del INTI y representes de empresas brindarán un taller teórico-práctico con el objetivo de dejar capacidades instaladas en la base para que quienes trabajan en el lugar puedan continuar con las labores de reparación edilicia. Por ejemplo, van a realizar un recambio de las ventanas del acceso principal y van a explicarles cómo instalarlas para que luego puedan replicarlo en los otros ambientes.

"La idea de esta iniciativa es que los fabricantes nacionales puedan desarrollar productos avalados por el INTI, que tengan buenas prestaciones para lograr una reducción del consumo energético y para soportar condiciones climáticas adversas como las que se presentan en la Antártida", subraya Bernacchia. En este sentido, hasta el momento se han sumado a la iniciativa las empresas Dow Argentina, Durlock, Ferrum, FV, ISOVER Saint Gobain, Durlock Knauf, La casa de los cristales Padilla, Tecnoperfiles y Vasa.

"Las situaciones extremas como las que encontramos en el continente blanco generan desafíos de diseño y desarrollo. Mejorar la eficiencia energética en un lugar tan inhóspito como la Base Marambio será una muestra de que este trabajo se puede replicar no sólo en cualquier lugar de Argentina sino también del mundo", concluye Bernacchia.

viernes, 30 de noviembre de 2018

Rusia ofrecerá venderle a la Argentina una planta nuclear flotante

(Ambito.com) - Lo adelantó el embajador ruso en Buenos Aires. China también llega con ofertas para el mercado energético.
Planta nuclear flotante rusa Akademik Lomonosov.
Planta nuclear flotante rusa Akademik Lomonosov.

La Argentina podría concretar acuerdos con los gobiernos de China y Rusia, en el marco de la reunión del G20, por un lado en torno de la construcción de la cuarta central nuclear y, por otro, sobre una posible planta atómica flotante.

El embajador de Rusia en Buenos Aires, Dmitri Feoktistov, dijo a la agencia Sputnik que incluirá la posible construcción de "una central nuclear de menor capacidad y, probablemente, la construcción o venta de una planta nuclear flotante, similar a la Akademik Lomonosov".

Rusia está lista para traer un proyecto hecho y su propio financiamiento a Argentina (Dmitri Feoktistov, embajador)

Esta central, sobre el mar Báltico, puso en marcha su reactor a comienzos de este mes y fue concebida para operar en el Ártico y abastecer de energía eléctrica a las industrias y ciudades portuarias remotas o las plataformas de petróleo ubicadas en alta mar. "Vamos a firmar media docena de distintos convenios", en el orden nuclear, de pesca y de diálogo político, anticipó el diplomático.

Feoktístov destacó "la posible construcción de una gran central nuclear diseñada por Rusia". "Rusia está lista para traer un proyecto hecho y su propio financiamiento a Argentina. Podemos construir una planta eléctrica, operarla y vender electricidad a los socios argentinos a un precio fijo", agregó.

Las autoridades rusas y argentinas también preparan un convenio que involucra a la productora de gas Gazprom y a YPF: "El documento está en la fase final y esperamos llegar a firmarlo", concluyó Feoktistov.

Acuerdos con China

La firma del contrato con China por Atucha III está pendiente desde que el Gobierno nacional decidió revisar el proyecto, acordado durante la anterior administración. En medios de la industria nuclear confían en que se anuncie un acuerdo sobre la construcción de la cuarta central financiada por los chinos, durante la visita oficial del presidente Xi Jinping el domingo, después de la cumbre de líderes del G20.

Si el acuerdo se concreta, por una cifra que podía llegar a los u$s 8.000 millones, se dará luz verde a la definición del proyecto técnico por parte de técnicos y especialistas de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), la empresa Nucleoeléctrica Argentina (NASA) y la Autoridad Regulatoria Nuclear.

Recién a partir de entonces, probablemente a fines de 2019, comenzarían los trabajos preparatorios para construir la nueva central, uno de los emprendimientos de mayor tamaño financiados por China en la Argentina.

El proyecto técnico debe detallar el conjunto de planos y componentes que requerirá la cuarta central, la elección de los científicos y técnicos que llevarán adelante las tareas, la capacitación del personal y la realización de las licitaciones para contratar a los proveedores, tanto para la obra civil como para la propiamente nuclear, entre otras cuestiones.

El acuerdo inicial firmado en 2015 con los chinos incluía la construcción de la cuarta y la quinta centrales, ambas con tecnología china del tipo Hualong Uno / HPR1000, con una vida útil de 60 años, "la más moderna y apropiada", según determinó la CNEA.

miércoles, 28 de noviembre de 2018

Trump financiaría el gasoducto Neuquén-Rosario, clave para Vaca Muerta

Resultado de imagen para gasoducto Neuquén-Rosario(LPO) - Es una obra vital para aliviar el saturado sistema de transporte. En el sector denuncian que Techint sería la principal beneficiada.

El Gobierno tiene todo arreglado para conseguir el financiamiento de una obra fundamental para el desarrollo de Vaca Muerta. Se trata del gasoducto Neuquén-Rosario que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina que hoy se encuentra desbordado y lo obliga a volcar los excedentes al otro lado de la cordillera. "Estamos a punto de cerrarlo. Es una obra clave de entre 1.700 y 2.000 millones de dólares que esperamos poder comenzarla en el primer trimestre del 2019", confirmó a LPO una fuente oficial de alto rango.

La iniciativa toma vuelo a partir de un fuerte apoyo de Trump hacia la administración Macri, poniendo a disposición una importante suma para este y otros proyectos mediante la Corporación de Inversión Privada en el Extranjero.

La OPIC -por sus siglas en inglés- es una agencia gubernamental de los Estados Unidos que ayuda al sector privado a invertir en mercados emergentes. Según supo LPO, los trámites suelen demorar por lo menos un año, cosa que choca con los planes de la secretaría de Energía que espera tener prácticamente terminada la obra para ese entonces.

"Nuestro objetivo es llegar al inverno de 2020. Nos permitiría ahorrar millones de dólares en las importaciones de gas natural licuado y gasoil que se hacen en invierno y ya no serán necesarias", afirmó a este medio el Secretario de Planeamiento Energético Daniel Dreizzen.

Según fuentes oficiales, se trata de un proyecto que tiene máxima prioridad para Javier Iguacel y fue uno de los motivos principales de su viaje a Houston a principios de noviembre.

El gasoducto tendrá una capacidad de transporte de 25 millones de m3/día que está previsto que se amplíe a 40 millones m3/día en una segunda etapa, es decir, un 25% más que el gasoducto Centro Oeste, el más importante de la región. "Intuitivamente si continua incrementando la producción en Vaca Muerta ese gasoducto se va a necesitar. En Rosario hay un centro de consumo industrial muy importante que sumado a las diversas plantas de generación de energía eléctrica -que hoy están siendo alimentadas por el barco regasificador-, lo convierte en un nodo central del sistema argentino", explicó el Vicepresidente del Instituto Mosconi, Gerardo Rabinovich.

A su vez, desde Energía sostienen que permitirá el transporte de gas hacia todo el noroeste al conectar con el sistema de TGN y empezar a sustituir el gas boliviano.

Si bien la importancia del proyecto no se discute en el ambiente energético, fuentes del sector indican que no se ha realizado ningún estudio de factibilidad y que la urgencia responde a un claro interés por parte de Tecpetrol, la petrolera de Techint.

Este mes, la firma alcanzó el récord de producción de 15 millones de m3 gas por día en su mega yacimiento Fortín de Piedra y si continúa creciendo a este ritmo, pronto no tendrá donde colocar sus excedentes. Adicionalmente, la totalidad de esta producción goza de los extraordinarios subsidios de la Resolución 46 que fija un precio de 7,50 dólares el millón de BTU para el 2018, 7 dólares para el 2019, 6,50 para el 2020 y 6 dólares para el 2021, último año del programa.

En consecuencia, los subsidios cobrados por Tecpetrol alcanzarían la suma de 670 millones de dólares solamente en 2019, gracias a una remuneración que triplica lo que cobran las petroleras estadounidenses por el gas no convencional. Además, el interés de la firma es doble, ya que se trata de la principal constructora de gasoductos del país y según pudo averiguar este medio, es una de las interesadas en participar de la ejecución de la obra que correría exclusivamente por iniciativa privada.

Sin embargo, el reciente procesamiento de Paolo Rocca por parte de Bonadío podría alterar los planes. El juez obtuvo las confesiones de altos directivos de Techint como Luis Betnaza y Héctor Zabaleta, quienes reconocieron el pago de coimas. En consecuencia, Estados Unidos decidió retirarle la visa al dueño de la compañía, por lo que se descuenta que no vería con buenos ojos financiar un proyecto de este tipo.

martes, 27 de noviembre de 2018

Trump anuncia a Macri un estímulo de US$ 20.000 millones para inversiones de EE.UU. en energía

Por Natasha Niebieskikwiat - Clarin.com
Es una suerte de “garantía” para que las empresas estadounidenses inviertan en energías convencionales y alternativas argentinas. Habrá más acuerdos. Los dos presidentes se reúnen el viernes en la Casa Rosada.
Mauricio Macri, Donald Trump y Angela Merkel en el G20 de Hamburgo en 2017

Después de al menos cuatro cambios de agenda, finalmente Donald Trump fue incluido ayer en la serie de comunicados de prensa que con las instrucciones de cómo acreditarse, el Gobierno envía a la prensa. Se trata de la señal final de confirmación de una de las visitas más ansiadas por la administración Macri y que más atrae a los periodistas que cubrirán la cumbre de líderes del G20.

La reunión de Mauricio Macri con Trump será este viernes 30, a las 7 de la mañana, en la Casa Rosada, cuyo equipo hizo malabares para mover algunas bilaterales sin cancelarlas - la alemana Angela Merkel se reunirá con el Presidente después de Trump en Balcarce 50 cuando originalmente era en Olivos. Y se agregó otras reuniones importantes: el presidente recibiría a su amigo canadiense Justin Trudeau, el jueves 29.

En el marco de la visita de Trump se firmarán unos documentos, que el Gobierno esperaba para fortalecer más la relación bilateral. Uno es un acuerdo marco para de cooperación y asesoramiento para generar inversiones directas de empresas estadounidenses hasta US$ 20.000 millones anuales en Energías convencionales y no convencionales, energía eléctrica y renovables. No son fondos tangibles sino una aspiración de máxima que se está negociando con los estadounidenses para llegar literalmente a un ambicioso monto de US$ 140.000 millones para 2030 y así ampliar más la presencia del capital estadounidense en la Argentina, donde los chinos vienen pensando cada día más fuerte. 

Este mes, el secretario de Energía Javier Iguacel,  el secretario de Planificación Estratégica, Daniel Dreizzen, el coordinador general de Energía, Lucas Logaldo ,y el embajador argentino en Washington, Fernando Oris de Roa, recorrieron varias ciudades de Estados Unidos para promover inversiones en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta. Presentaron también un plan para potenciar la concreción de alianzas estratégicas entre empresas de los dos  países, que ahora avanzará más con la firma de estos documentos, el viernes 30. Falta dar puntadas finales.

El otro documento es una carta de intención con la emblemática Compañía de Inversiones Privadas en el Extranjero (la OPIC) que va a servir a para ampliar créditos a empresas de los Estados Unidos que tengan inversiones aquì o quieran invertir. Sirven también para las empresas nacionales donde tengan participación las estadounidenses. La OPIC, que abrió oficinas en Buenos Aires este año, por mandato especifico de Trump y Macri, es una agencia financiera del gobierno estadounidense. Esta respalda proyectos de inversión de sus empresas en mercados emergentes.  

Habrá un acuerdo sobre seguridad en el transporte, otro sobre unificación de programas universitarios conjuntos, y uno de salud. La agenda de temas en la bilateral de Macri Trump será igual abierta, o "libre" porque incluirá temas internacionales y regionales, entre ellos Venezuela. 

Este lunes, el canciller Jorge Faurie, y el secretario de Asuntos Estratégicos Fulvio Pompeo repasaron agendas de Trump y el chino Xi Jinping con Macri. A su vez, el presidente Macri, recorrió las instalaciones de Costa Salguero, donde tendrá lugar la cumbre viernes y sábado, mientras sigue puliendo el discurso como anfitriónòn del G20. El discurso que aún no está cerrado tiene fecha y hora para ser pronunciado: el viernes a las 12. 

Para Macri la visita de Trump es un enorme gesto de apoyo en su frente externo siempre fluido. Es la segunda visita de un presidente de los Estados Unidos en tres años. Trump llegará entre la noche del jueves 29 y la madrugada del 30, con su mujer, Melania, para participar de la cumbre de líderes del G20. Posiblemente con ellos venga Ivanka, la hija del presidente estadounidense. Y serán de la partida también los secretarios Steven Mnuchin (Tesoro) y Mike Pompeo (Departamento de Estado/canciller). 

La novedad con la visita de Trump, que viene con la delegación más numerosa -unos mil y custodia apostada con aviones en Uruguay-  es que no habrá declaraciones a la prensa, y menos aún posibilidad de hacer preguntas como sí ocurrió durante la visita de Barack Obama al país, en marzo de 2016.

jueves, 22 de noviembre de 2018

YPF comenzará a exportar gas licuado a Asia y Europa en 2019

(Ambito.com) - Firmó un convenio con una empresa belga para utilizar durante 10 años un barco regasificador que funcionará en Bahía Blanca. Así, aportará valor agregado a los recursos extraídos en Vaca Muerta.
TANGO FLNG. Así se pasará a llamar la barcaza de Exmar que licuará hasta 2,5 millones de metros cúbicos de gas para YPF en Bahía Blanca.
TANGO FLNG. Así se pasará a llamar la barcaza de Exmar que licuará hasta 2,5 millones de metros cúbicos de gas para YPF en Bahía Blanca.

YPF comenzará a exportar gas a partir del año próximo hacia países importadores de Europa, Asia y América latina. Así, la Argentina romperá una racha de más de una década como comprador de combustibles. Este cambio será posible tras un acuerdo que la petrolera estatal firmó con la empresa belga Exmar para contratar por los próximos 10 años una barcaza que le permitirá exportar Gas Natural Licuado (GNL) a partir de 2019.

El proyecto de industrialización le permitirá a YPF exportar hasta el 5% de su producción actual, estimada entre 40 y 45 millones de metros cúbicos diarios, hasta que logre avanzar en su megaproyecto de construcción de una planta de licuefacción en tierra al que destinará una inversión aproximada de u$s20 millones. "Argentina podría duplicar su producción pero necesita nuevas fuentes de demanda, y ésta es la mejor forma de hacerlo exportando gas natural en forma de gas licuado", sostuvo el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.

Junto al CEO Daniel González, y el vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía, Marcos Browne, firmó ayer el convenio con los directivos de Exmar encabezados por el CEO Nicolas Saverys, en la sede de YPF en Puerto Madero. "Con este proyecto podemos agregar valor al recurso extraído de Vaca Muerta, y aprovechar al máximo la compatibilidad estacional con los mercados del hemisferio norte", añadió Gutiérrez.

La monetización de las extensas reservas de gas natural permitirá generar ingresos por más de u$s200 millones por año, "lo que representa el 10% de las exportaciones totales de combustibles y energía y supera las exportaciones de arroz, miel y cueros", se explicó desde la compañía en un encuentro con la prensa.

La barcaza tendrá un contrato de exclusividad con YPF para operar durante los próximos 10 años para licuar gas natural en la zona de Bahía Blanca, en la misma zona marítima hasta donde hace semanas se encontraba el barco regasificador. La barcaza, que a su arribo será bautizada con el nombre Tango FLNG, tiene una capacidad para licuar 2,5 millones de metros cúbicos por día, y un equivalente de 500.000 toneladas de GNL al año, lo que se estima es el equivalente al consumo de 1 año de un millón de hogares.

Browne, por su parte, explicó que la operatoria consistirá en "colocar alrededor de ocho buques metaneros por año, a través del mercado spot que representa el 40% del GNL que se comercializa mundialmente, con una complementariedad muy importante con la demanda de los 40 principales importadores". Y añadió: "Con esto logramos poner gas natural en el mercado internacional que hoy no tiene mercado dada la estacionalidad argentina".

De acuerdo con las previsiones operativas, "a mediados de febrero la barcaza estará en condiciones de iniciar las operaciones de adecuación y los ejercicios de puesta en marcha para comenzar a producir entre mayo y los primeros días del invierno argentino". Pasado el pico de la demanda invernal del país, el acuerdo prevé que a partir de septiembre la barcaza estará produciendo con toda la capacidad de licuefacción.

miércoles, 21 de noviembre de 2018

Vidal licita 20 parques solares para pequeñas localidades del interior

Resultado de imagen para Vidal licita 20 parques solaresLPO (La Plata) - Serán ubicado en pequeñas localidades con problemas eléctricos y beneficiará a unos 50.000 habitantes.

El gobierno de María Eugenia Vidal puso en marcha una licitación para instalar 20 parques solares en diferentes puntos del interior bonaerense que se sumarán a los ocho ya operativos.

Serán ubicado en pequeñas localidades con problemas eléctricos y beneficiará a más de 50.000 habitantes. En tanto, según pudo saber LPO generarán entre 200 y 500 kWp de acuerdo a la demanda necesaria en cada uno de los lugares.

El gobierno tenía inicialmente unos 50 puntos identificados para ubicar celdas solares. Sin embargo, finalmente fueron elegidos 20 puntos de la provincia. Los pliegos fueron lanzados esta semana y mientras tanto, se están realizando los estudios de suelo y de impacto ambiental correspondiente.

Desde el gobierno mencionan algunos beneficios en el esquema de parques solares de media escala. Destacan la generación en el lugar de consumo, también las mejoras eléctricas para las comunidades y el cuidado del ambiente al reemplazar la generación con combustibles fósiles. Además destacan la posibilidad de nuevos emprendimientos productivos, la generación de mano de obra para operación y mantenimiento. En tanto, aseguran que evita o pospone la necesidad de extensión de redes eléctricas.

Los nuevos parques solares estarán ubicados en Bayuca (Lincoln), O'Higgins (Chacabuco), Villa Maza (Adolfo Alsina), Ameghino (Ameghino), Mechongué (General Alvarado) El Dorado (Alem), Iriarte (General Pinto), Aguirre (Tandil), Martínez de Hoz (Lincoln), Pirovano (Bolívar), De la Garma (Adolfo Gonzales Chaves), Villa Iris (Puan), Carlos Tejedor, Cazón (Saladillo), Lezama, Huanguelén (Coronel Suárez), Oriente (Coronel Dorrego), Tres Algarrobos (Carlos Tejedor), Agustina (Junín) y Quiroga (Lincoln).

En la actualidad, la provincia cuenta con ocho parques solares que están operativos: Parque Espigas (Olavarría), Parque Recalde (Olavarría), Parque Samborombón (Brandsen), Parque Barrio Procrear (San Nicolás), Parque Arribeños (Arenales), Inés Indart (Salto) y Parque El Triunfo (Lincoln). Estos parques producen 4.000 mW/h y benefician a más de 2.000 familias.

En la Legislatura bonaerense existen varias iniciativas para potenciar en la provincia las energías "limpias". Uno de ellos busca potenciar un programa de créditos para la compra de paneles solares para autoabastecimiento energético en hogares e industrias.

Otro busca crear un régimen de incentivo para promover el uso de sistemas de captación de energía solar. Y por último, otro texto pretende que la energía que se produce en los hogares con métodos alternativos pueda conectarse a la red eléctrica convencional y se pueda vender el excedente.

martes, 20 de noviembre de 2018

YFP anunció el inicio de las obras de su nuevo parque eólico en Azul: invierte u$s144 millones

YFP anunció el inicio de las obras de su nuevo parque eólico en Azul: invierte u$s144 millones(iProfesional.com) - YFP anunció el inicio de las obras de su nuevo parque eólico en Azul: invierte u$s144 millones.

El proyecto, que realiza junto a GE Renewable Energy, empleará a 150 personas. La energía que generará será equivalente al consumo de 160.000 hogares

Las empresas YPF Luz y GE Renewable Energy anunciaron el inicio de las obras para la construcción del Parque Eólico Los Teros, en la localidad bonaerense de Azul, lo que demandará una inversión de u$s144 millones.

El proyecto llegará a emplear unas 150 personas durante la etapa de construcción, y cuando concluya, la energía que genere será equivalente al consumo de 160.000 hogares y podría reducir en 5,5 millones toneladas la emisión de dióxido de carbono en 20 años.

Las empresas comunicaron que Los Teros contará con 32 aerogeneradores GE de 3.83 megavatios (MW), con una capacidad instalada de 122 MW, un factor de capacidad estimado de aproximadamente 57% y un nivel de eficiencia extremadamente alto.

El objetivo de YPF Luz en el desarrollo de este proyecto es proporcionar energía renovable, eficiente y confiable a los clientes, a través del Mercado Eléctrico Mayorista (Mater), para lo cual ya firmó contratos para suministrar energía renovable a Toyota, Coca-Cola Femsa y Profértil, entre otros clientes

Los Teros será el primer parque eólico que GE construirá en el país, a través de un contrato llave en mano que incluye la instalación de turbinas eólicas y la construcción de una subestación para conectar la línea de 132 Kv entre Tandil y Olavarría, en un área de 2.450 hectáreas. Este proyecto reconoce a Azul como un lugar con excelentes condiciones naturales para la energía eólica, se explicó desde la empresa.

La electricidad producida en Los Teros podría reducir en 5,5 millones de toneladas las emisiones de dióxido de carbono en 20 años, en comparación con el impacto de producir la misma energía por una central térmica, lo que equivale al ahorro de 58.000 m3 de diésel o 98 millones de m3 de gas natural.

Hace un mes, YPF inauguró su primer parque Eólico en Manantiales Behr, un yacimiento hidrocarburífero ubicado 30 kilómetros al noroeste de Comodoro Rivadavia, el que demandó una inversión de casi US$ 200 millones y generará 99Mw, consumo similar al de la ciudad de Comodoro Rivadavia.

La empresa también está por iniciar la construcción de Cañadón Leon, en la Provincia de Santa Cruz, que generará 100 Mw. 

Los proyectos para que los generadores puedan vender su energía en el mercado a término complementa la oferta que el Gobierno nacional promovió a través del Programa Renovar para alcanzar que al 2025 el 20% de la electricidad provenga de fuentes de energías renovables.

viernes, 2 de noviembre de 2018

Una empresa española transforma la biomasa de eucalipto en fertilizante y energía

Una empresa española transforma la biomasa de eucalipto en fertilizante y energía(El Intransigente) - Inauguran una planta que buscará la conversión de otros residuos mediante la aplicación de calor sin oxígeno.

La empresa española Tineo inauguró ayer una planta piloto experimental en la que se está estudiando la transformación de la biomasa forestal, mediante la pirólisis (la aplicación de calor sin oxígeno), en carbón vegetal y en gas, que una vez limpio genera energía eléctrica. Se trata de un proyecto financiado por el programa Life y llevado a cabo por la ingeniería Ingemas, del grupo TSK; la fundación Cartif y la asociación Asmadera.

Los creadores del proyecto aseguran que "es una planta prototipo en la que hemos visto cómo funciona con la biomasa de eucalipto y ahora analizaremos su viabilidad económica y probaremos con otros tipos de residuos, porque la pirólisis se puede aplicar a otros residuos". Ana Urueña, investigadora de la fundación Cartif, remarcó que el objetivo es que la tecnología desarrollada en el proyecto Life durante los últimos cinco años pueda ser replicada en otros lugares y también con otras biomasas.

Además, se subrayó la importancia del proyecto por aportar una solución innovadora a los residuos de madera después de su aprovechamiento. "Darle valor a la biomasa residual es un elemento que sirve para incrementar la competitividad de las empresas forestales, da rentabilidad a los montes y una solución a la gestión forestal", remarcaron desde las empresas a cargo del proyecto.

La planta es pionera en Europa y espera conseguir que a partir de su experiencia surjan nuevos proyectos que aporten soluciones a la gestión forestal. El proyecto ha contado con un presupuesto de 2 millones de euros de los que la Unión Europea ha aportado 845.000 euros. Y además, se espera replicar este modelo en el resto de los continentes.

jueves, 1 de noviembre de 2018

Por las ventas de gas a Chile entrarían US$38 millones al mes

Resultado de imagen para Por las ventas de gas a Chile entrarían US$38 millones al mesPor Sofía Diamante - La Nación
Es entre octubre y abril y llegarían a 10,5 millones de metros cúbicos diarios, según datos oficiales
Crédito: Ricardo Pristupluk

Al momento, hay diez contratos cerrados, de carácter interrumpible (sin compromiso de entrega o recepción) y autorizados por el Gobierno, entre productoras de gas argentino y empresas del otro lado de la cordillera, por un precio de venta promedio de US$4,2 el millón de BTU (una medida que equivale a unos 27 metros cúbicos de gas).

Entre las empresas exportadoras se encuentran YPF, Pan American Energy -de la familia Bulgheroni-, Compañía General de Combustibles (CGC) -del empresario Eduardo Eurnekian-, Total Austral, Wintershall y ExxonMobil. 

La capacidad máxima de los gasoductos que conectan la Argentina con Chile permite transportar 30 millones de m³ por día. En 2004, el país enviaba 24 millones de m³, el máximo previo a la resolución 19 del entonces ministro Julio De Vido, que puso fin a las exportaciones. "No creo que se exporte más de 8 millones de m³ diarios este verano, por una condición de manejo o abastecimiento de la oferta doméstica. Tomando ese volumen y un precio promedio de US$4,20 por millón de BTU (es decir, de US$0,16 por m³), da un valor de exportaciones de US$1,25 millones por día o US$37,5 millones por mes", calculó Fernando Navajas, economista jefe de la fundación FIEL.

Más allá del mercado chileno, en febrero llegará al puerto de Bahía Blanca la barcaza de licuefacción que contrató YPF para procesar entre 2 y 3 millones de m³ diarios para el mercado de exportación de gas natural licuado (GNL). La idea es abastecer la oferta en el período estival, cuando la demanda interna disminuye hasta cinco veces con respecto a los picos de invierno.

Según fuentes de la empresa con mayoría estatal, el país podría tener una balanza energética equilibrada en gas en dos años. "Si encima le sumamos las exportaciones de petróleo, en dos años podríamos tener también una balanza sectorial equilibrada", dijo un directivo.

Sin embargo, según Navajas, el país aún está lejos de convertirse en un exportador neto de gas. En el período septiembre 2017-agosto 2018, el país debió importar 30 millones de m³ diarios. "Para cerrar la brecha importadora, hay que exportar en verano un volumen suficientemente mayor como para contrarrestar las importaciones que abastecen la demanda estacional de invierno. Para eso, es necesario exportar en el período estival entre 40 y 50 millones m³ diarios", calculó el economista, que estima que faltarán todavía más de cinco años para llegar a ese nivel de ventas.

Argentina recibe crédito de US$108 millones para parque eólico en Santa Cruz

Resultado de imagen para Argentina recibe crédito de US$108 millones para parque eólico en Santa CruzBLOOMBERG - El banco alemán de desarrollo KfW IPEX-Bank GmbH y el Banco Interamericano de Desarrollo acordaron financiar un parque eólico en Argentina. 

El banco alemán de desarrollo KfW IPEX-Bank GmbH y el Banco Interamericano de Desarrollo acordaron financiar un parque eólico en Argentina a través de un préstamo total de US$108 millones. 

La empresa argentina Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. recibirá US$58 millones del KfW y US$50 millones de IDB Invest para construir el parque eólico Bicentenario de 126 megavatios en la sureña provincia de Santa Cruz, anunció el banco alemán en un comunicado enviado por correo electrónico el miércoles. 

El proyecto tiene un acuerdo de compra energética a largo plazo con la estatal argentina Cammesa por 100 megavatios, mientras que el resto de la producción se venderá directamente a empresas. La planta estará compuesta por 35 aerogeneradores de la firma Vestas Wind Systems.

martes, 30 de octubre de 2018

China invertirá u$S 100 M en obras en Entre Ríos

Resultado de imagen para China invertirá u$S 100 M en obras en Entre Ríos(El Constructor) - En el marco de la Misión a China, el gobernador Bordet firmó este lunes un acuerdo marco de cooperación de intercambio comercial entre la provincia y la Corporación Nacional de Importación y Exportación Técnica de China (Cntic), empresa estatal china que llevará a cabo las obras de gas, líneas de alta tensión y fibra óptica que permitirán concluir el cierre energético del norte entrerriano.

El gobernador entrerriano se encuentra en una misión en ese país asiático junto al ministro del Interior, Rogelio Frigerio; el subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales, Martín Soto; el ministro de Economía de la provincia, Hugo Ballay; y el presidente de Enersa y secretario de Energía de Entre Ríos, Jorge González, quienes participaron del acto.

El gobernador Bordet recordó que la licitación de la obra, fue “gestada” por intendentes, legisladores, gobierno provincial y el acompañamiento del gobierno nacional, y afirmó que “forma parte de un trabajo político que implementamos desde el primer día de gestión, de trabajar en objetivos que vayan en beneficio de la gente y no en beneficios personales".

El mandatario destacó además que será realizada en el marco del plan estratégico de desarrollo energético de la provincia a 10 años, “como una política pública, que trasciende una gestión de gobierno y que fija horizontes que vaya encontrando mecanismos de financiamiento para poder ir desarrollando en materia de energía la provincia".

Destacó también la relevancia de la obra debido a la “importante demanda social”, y en ese sentido estimó que beneficiará a "más de 150.000 usuarios que hoy carecen de energía eléctrica en nuestra provincia".

Por otro lado, indicó que tiene una “potencialidad enorme porque en una provincia que tiene una muy buena distribución demográfica y tiene aún gran parte de su población en áreas rurales, posibilita que se desarrolle el sector y que no tengan que migrar muchas familias para conseguir el bienestar en ciudades más grandes o desarrolladas". Y en ese sentido resaltó que “es potencialmente importante para muchos productores que hoy no pueden desarrollar incrementando sus explotaciones en el sentido de que falta la energía".

Bordet comentó que estas obras se abordaron desde el comienzo, en la búsqueda de financiamiento. "He tenido el acompañamiento de Nación para poder llevar adelante las políticas de gestión de créditos externos para lograr financiamiento. Esto es importante destacar, como también la articulación con las intendencias locales que permanentemente han estado a disposición de este proyecto, como así también los legisladores que aprobaron el cambio y la orientación de una vieja Ley de Endeudamiento hacia lo que realmente necesitaba la provincia que era esta obra".

Las obras

La suscripción estuvo a cargo del gobernador de la provincia, Gustavo Bordet, y Tang Yi, presidente de la compañía estatal china Cntic. Las obras serán desarrolladas a través de los proyectos de Cierre Energético Norte Los Conquistadores – La Paz y Gasoducto Productivo III del Noroeste Entrerriano, que contarán con un financiamiento superior a los 100 millones de dólares, e impactarán en el desarrollo de infraestructura eléctrica y gasífera en la provincia.

Asimismo, se contempla el requisito de cumplir con el mínimo del 60 por ciento de mano de obra local contratada por la empresa, constituyéndose así en fuente de empleo genuino y de nuevas inversiones productivas. Específicamente, las obras en el cierre energético norte prevén la construcción de una línea de transmisión eléctrica de 132kw que abastecerá a la región norte de la provincia brindando, a partir del tendido de la red de alta tensión y la extensión hasta 200 kilómetros de fibra óptica, seguridad al sistema como así también mayor disponibilidad y confiabilidad en la provisión de energía en los niveles requeridos por los modernos procesos agroindustriales habilitando la radicación de nuevas industrias.

Por otra parte, el cierre gasífero norte consiste en la interconexión de los dos gasoductos troncales que tiene la provincia a través de una extensión aproximada de 50 kilómetros de redes, abasteciendo de gas natural tanto para uso industrial como domiciliario al corredor Los Conquistadores-Chajarí-Villa del Rosario y Santa Ana. La ejecución de estas obras de infraestructura estará a cargo de Enersa.

La empresa que traía gas al país planea invertir para exportarlo

Resultado de la imagen para Excelerate EnergySegún el diario La Nación, Excelerate anunciaría a fin de año la construcción, junto con TGS, de una planta de licuefacción en Bahía Blanca al recibir las importaciones de gas natural licuado (GNL), sino para almacenar los excesos de producción que comienza a ofrecer Vaca Muerta , que en el último año aumentó en un 233%.

El próximo objetivo es comenzar a exportar los excesos de producción a otros destinos, además de las ventas a los países limítrofes. Es la única manera - dicen los ejecutivos de las petroleras- de que "explote" verdaderamente Vaca Muerta. En ese sentido, Excelerate Energy, la empresa a cargo del buque que acaba de zarpar, ya anunció que está en fase de estudio de prefactibilidad, junto con Transportadora del Gas del Sur (TGS), para invertir posiblemente en la construcción de una planta de licuefacción, para realizar el proceso inversor que hacía hasta ahora: enfriar el gas natural a menos de 160 grados y exportarlo con buques tanque.

Al proyecto que tiene la empresa de Texas, Estados Unidos, se sumaría a la barcaza de licuefacción de gas que traerá en febrero próximo YPF y que procesará hasta 2,5 millones de metros cúbicos diarios. La idea es tener una planta en tierra y el gas licuado pasaría a un buque que sería de
almacenamiento, algo que la Argentina carece en función de lo que es la demanda propia

lunes, 29 de octubre de 2018

Mauricio Macri despidió el barco regasificador que estuvo 10 años en el país: “Es un símbolo del despilfarro y la mentira”

(Clarin.com) - El buque llegó en 2008 por una temporada, pero siguió trabajando. Costó 40 mil millones de pesos, según el Presidente.

Llegó por un invierno para cubrir una falta "temporaria" de gas, pero se quedó 10 años y le costó millones de dólares al país. Finalmente, este lunes zarpará desde el muelle de Compañía Mega, en Bahía Blanca, el buque regasificador Exemplar. Y hasta allí llegó Mauricio Macri para darle la "despedida".

"Generalmente las despedidas tienen una connotación de tristeza. Pero este no es el caso. Este barco es un símbolo que nos lleva a expresar la inacción, la incapacidad, el despilfarro por las decisiones que llevaron a necesitarlo. Este barco tiene que ver con otra cosa que sucedió en nuestro país que fue instalar el engaño, la mentira", afirmó el Presidente.

En su etapa de apogeo, la estación bahiense llegó a proveer de 20 a 24 millones de metros cúbicos a la red nacional. Comenzó con 6 barcos al año, pero en 2013 arribaron 42 metaneros, con un costo por millón de BTU (la unidad de medida del gas) que llegó a estar entre los tres más caros del mundo. Los costos de cada operación sumaron, en promedio, U$S 150.000 diarios y en ocasiones, por la falta de divisas que enfrentó la administración kirchnerista, los barcos cargados con GNL llegaban y debían aguardar su ingreso a puerto varias jornadas. Cada día de espera representaban U$S 50.000 adicionales para las cuentas del Estado. Gran parte de ese negocio lo manejaban Julio de Vido y su subsecretario, Roberto Baratta.

Macri cuestionó la "mentira" del gobierno kirchnerista de "decir que la energía era gratis, y que como el aire, podíamos consumir todo lo que quisiéramos y que nadie lo pagaba y que nunca se iba a acabar. Pero como siempre, la mentira tiene patas cortas".

Acompañado por el secretario de Energía, Javier Iguacel, Macri resaltó el cambio en la política energética que implementó desde la llegada en diciembre de 2015, lo que permite "producir más gas y petróleo", principalmente desde el yacimiento de Vaca Muerta.

"Estamos produciendo más gas y más petróleo. Y eso nos permite hoy despedir este barco que aparte cuesta muchísimo dinero todos los días. Este barco vino por un invierno y se quedó 10 años. Costó más de 40 mil millones de pesos. Son mil kilómetros de rutas, son 1200 escuelas equipadas. Es lo que necesitamos invertir en un nuevo gasoducto entre Neuquén y Rosario. Todo ese dinero fue el despilfarro", fustigó.

Macri también insistió con que, ahora, el objetivo no es solo recuperar el autoabastecimiento sino también que apuntan a exportar energía. "Vaca Muerta se ha probado ya como una reserva en gas de lo que tiene Rusia, y en petróleo, lo que tiene Venezuela. Y ya empezamos a exportarle a Chile", señaló.

"Sin energía un país no progresa. Y ahora vamos a tener energía. Porque dijimos la verdad, porque nos propusimos trabajar en equipo. Creemos y confiamos en lo que somos capaces de hacer. Y no queremos más que nos vendan magia. La magia no existe. Lo que existe es el trabajo", concluyó.

La partida del Exemplar marcará el fin del contrato con la firma Excelerate, que desde 2008, llevó adelante el proceso de regasificación, primero con Enarsa (en tiempos de fulgor de Julio De Vido y Roberto Baratta) y luego con YPF (de la mano de Miguel Galuccio y Axel Kicillof). Aunque para la empresa norteamericana no sería un adiós sino un hasta luego. El mes pasado, junto a TGS, firmó un acuerdo para el estudio de un proyecto de licuefacción en el puerto bahiense.

viernes, 26 de octubre de 2018

Todavía el 48% del déficit comercial es por la energía

Balanza energética. Es deficitaria y muestra la dependencia con respecto a los combustibles importados.Por Silvia Peco - Ambito.com
Hay un importante crecimiento de las exportaciones de petróleo pesado que se extrae en el Golfo de San Jorge.

Balanza energética. Es deficitaria y muestra la dependencia con respecto a los combustibles importados.

Entre enero y septiembre, las exportaciones de combustibles fueron de u$s2.226 millones, con un aumento interanual del 129%, mientras las importaciones del mismo tipo sumaron u$s5.355 millones, con un incremento del 26,9% con relación a igual período de 2017. Como consecuencia, el déficit de la balanza energética fue de u$s3.129 millones, lo que representa el 48,4% del saldo negativo del período, según los últimos datos del INDEC.

El dato, que sigue mostrando la dependencia con respecto a los combustibles importados, tiene un costado positivo porque en los nueve primeros meses de 2017, el déficit de la balanza energética había representado el 62% del saldo comercial negativo del período. Sin embargo, también es cierto que el déficit por la energía solo disminuyo u$s132 millones, desde u$s3.260 millones a u$s3.128 millones.

La mejora relativa se debe a que durante 2018 hubo un aumento del 129% en las exportaciones, debido a que el alza del precio del petróleo en el mercado internacional, volvió a convertir en rentable para las empresas extraer más crudo para exportar. Así, las ventas externas solo de petróleo crudo fueron de u$s1.103 millones con un aumento del 316,2%. Este crudo es el que se produce sobre todo en el Golfo de San Jorge que por sus características más pesadas se usa menos en el parque refinador local.

El resto de las exportaciones energéticas subieron más por los precios que por las cantidades como las de carburantes, que ocupan el segundo lugar en orden de importancia, y significaron u$s1.275 millones en los nueve meses, con un incremento interanual del 37,7%.

Según el INDEC, el total de las exportaciones de combustibles y energía aumentó de enero a septiembre un 91,9%, debido en un 27,1% a la mejora en los precios y en un 50,9% al aumento en los volúmenes.

Por otra parte, del lado de las importaciones de productos energéticos en los nueve primeros meses del año se verificó un aumento del 25,6% en dólares, debido en un 27,8% a los mayores precios aun cuando hubo una reducción del 1,7% en los volúmenes.

Sin embargo, resulta llamativo que en relación a septiembre, el INDEC observa que entre los mayores aumentos dentro de las importaciones totales (u$s100 millones más) están las compras principalmente de gasoil, naftas, gasolinas excluidas de aviación, y gas natural, éste en último lugar.

También el organismo indicó que mientras las importaciones de GNL (el que se regasifica en los puertos de Bahía Blanca y Escobar) disminuyeron en septiembre u$s38 millones, las compras de gasoil aumentaron en u$s110 millones.

Esto está indicando que a pesar de que las refinerías locales están operando con capacidad ociosa, a medida que los precios al público de los combustibles se acercan a los internacionales, crece la tendencia a importar gasoil y naftas, debido a la desregulación del mercado.

También muestra el riesgo de que el saldo de la balanza energética no mejore aun cuando, como ocurrió en septiembre, por razones climáticas se necesite importar menos GNL. Según algunas fuentes privadas, como OETEC, entre enero y agosto las importaciones de naftas y gasoil aumentaron un 21%, lo que representó u$s388 millones más que en igual período de 2017.

En cuanto al último trimestre de este año, las importaciones de GNL van a quedar reducidas a un mínimo, porque de hecho en lo que va de octubre sólo se están usando 10 millones de metros cúbicos diarios importados de Bolivia para cubrir los requerimientos internos, lo que se debe tanto a la temperatura como a la recesión de la industria.

En tanto, la balanza energética solo va a mejorar marginalmente en los últimos meses de este año, por las exportaciones de gas natural que se están autorizando a Chile. Eso es debido tanto a las cantidades que se proyectan vender como a los precios pactados por tratarse de gas interrumpible, sujeto a las necesidades del abastecimiento interno.

martes, 23 de octubre de 2018

CAREM, el reactor modular

(Agencia TSS) - Por Matías Alonso 
El reactor experimental de baja potencia cuyo diseño comenzó hace casi tres décadas avanza en la construcción de un prototipo en el marco de las restricciones presupuestarias y podría estar listo en un plazo de tres a cuatro años. Cuáles son sus características, por qué resultaría más seguro que las centrales tradicionales y qué usos podría tener más allá de la generación de energía.

El CAREM (por Central Argentina de Elementos Modulares) es un reactor experimental de baja potencia que, como su nombre lo indica, se puede utilizar de manera modular. Actualmente, es la única central nuclear de potencia (el prototipo en construcción será de 32 MW) que está en construcción en la Argentina, tras la paralización de Atucha III. Se está construyendo desde el año 2014 en el complejo atómico Atucha, en la localidad bonaerense de Lima, y podría ponerse en funcionamiento entre los años 2021 y 2022 –tras sucesivas postergaciones– de mantenerse el financiamiento del proyecto, ya que el presupuesto de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) ha sido recortado por el actual Gobierno a la mitad con respecto al del año 2015.

Esta pequeña central nuclear para la producción de energía eléctrica es de diseño argentino y prevé la integración local del 70% de los insumos, componentes y servicios que demanden. El interés del Gobierno por esta central parte de que el CAREM es considerado por la CNEA un desarrollo con potencial de exportación.

Con este objetivo, una empresa integrada por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), la empresa INVAP y Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) buscaría comercializar este desarrollo en el mundo una vez consolidada la experiencia local. En la CNEA estiman que el mercado mundial de este tipo de centrales podría alcanzará los 400.000 millones de dólares, de los cuales la Argentina, por ser el primero en diseñar y poner en funcionamiento este tipo de plantas, podría quedarse con el 15%.

Sus características lo hacen ideal para el abastecimiento eléctrico en zonas alejadas de los grandes centros urbanos —donde las condiciones geográficas o el clima dificultan el transporte de combustible y el tendido de redes eléctricas— o polos fabriles con alto consumo de energía, además de ofrecer otras prestaciones como desalinización y provisión de vapor para diversos usos industriales.

El 21 de agosto del año pasado comenzó la construcción del edificio que contendrá las instalaciones nucleares, una estructura de 18.500 metros cuadrados en la que el reactor ocupará más de dos tercios de ese volumen.

El CAREM se está construyendo desde el año 2014 en el complejo atómico Atucha, en la localidad bonaerense de Lima, y podría ponerse en funcionamiento entre los años 2021 y 2022. Foto: CNEA.

Diseño propio

El CAREM ofrece una serie de ventajas con respecto a los grandes reactores nucleares de agua a presión (PWR, por sus siglas en inglés) desde el punto de vista de la seguridad, el financiamiento y los plazos de construcción. “Este prototipo es el comienzo para consolidar a la Argentina como un diseñador de centrales de potencia”, afirmó Luciano Turina, de la Gerencia de Área CAREM de la CNEA, durante una presentación que se hizo sobre este reactor en el Centro Atómico Ezeiza y en la que estuvo presente TSS.

La seguridad de esta planta está diseñada para que, ante una emergencia, se disparen sistemas automáticos de control que no necesitan de la acción humana y que pueden mantener la infraestructura de forma segura por hasta 36 horas antes de requerir una intervención.

Usualmente, un reactor PWR funciona con un recipiente de presión en el que se aloja el núcleo radioactivo y se hace circular agua que se calienta al ponerse en contacto con él. Esto es conocido como circuito primario. Este líquido debe ser bombeado hacia los recipientes generadores de vapor, por los que circula agua que se convierte en vapor para mover las turbinas que generan energía eléctrica, lo que se conoce como circuito secundario. Posteriormente, el agua que está en contacto con el núcleo (circuito primario) debe ser presurizada para volver a entrar en el reactor y reiniciar su ciclo.

El CAREM incluye todos estos sistemas adentro de su recipiente de presión y los generadores de vapor también están adentro, por lo cual no es necesario bombear el agua del circuito primario por fuera del mismo, con lo que se eliminan las tuberías de gran tamaño que tienen los reactores PWR y los riesgos de pérdida de agua contaminada y de fallas de la bomba de circulación.

Este reactor, en cambio, funciona por circulación natural, ya que el núcleo del reactor se encuentra en la parte baja del recipiente de presión mientras que los generadores de vapor están arriba de él. Así, el agua asciende cuando se calienta y se pone en contacto con los generadores de vapor, unas serpentinas dentro de las cuales circula el agua del circuito secundario que será llevada a las turbinas. Al entrar en contacto con los generadores de vapor, el agua se enfría y vuelve a bajar para calentarse nuevamente en el núcleo.

Al incluir todos estos sistemas adentro del recipiente de presión, no es necesario volver a presurizar el agua que está en contacto con el núcleo, ya que el sistema es autopresurizado por un domo superior en el que se acumula vapor, con lo que se elimina otro riesgo de falla. Que todos los sistemas estén adentro del recipiente de presión también obliga a tener uno más grande con relación al núcleo, por lo que también la cantidad de agua contenida en él es mayor, lo que brinda más estabilidad al sistema y más tiempo frente a una pérdida.
El diseño del CAREM incorpora muchos de los sistemas adentro de su recipiente de presión y los generadores de vapor también están adentro, por lo cual no es necesario bombear el agua del circuito primario por fuera del mismo, con lo que se eliminan las tuberías de gran tamaño que tienen los reactores PWR y los riesgos de pérdida de agua contaminada y de fallas de la bomba de circulación. Gráfico: CNEA.

Modularidad

Además de compartir los servicios comunes a todos los reactores, lo que disminuye los costos, la modularidad del CAREM permite que pueda construirse un reactor y empezar a vender energía eléctrica que genere la financiación de la construcción de los demás, lo cual es una ventaja comparativa frente a los grandes reactores PWR, en los que se debe completar la construcción antes de poder empezar a operar. En su versión comercial, el CAREM podría llegar hasta una potencia de 120 MW, con lo que se podrían sumar cuatro módulos para obtener una potencia total de 480 MW. El límite de 120 MW está relacionado con el límite físico después del cual es difícil que se pueda contar con la circulación natural óptima.

El diseño modular también es una ventaja para que las paradas de planta se puedan programar de a un reactor a la vez y seguir trabajando con una potencia del 75%, con lo que se evitaría tener que utilizar centrales térmicas o recurrir a otro tipo de fuentes para reemplazar esa energía.

Se estima que una central CAREM de 480 Mw podría costar unos 2000 millones de dólares, ya que se busca no superar el costo por MW de una central tradicional. El prototipo de 32 MW que se está construyendo costará unos 300 millones de dólares, aunque al no ser modular hay muchos costos que se duplican y por ser la primera de la serie también hay costos de aprendizaje que posteriormente se reducirán.

Seguridad

El CAREM utilizará agua liviana para refrigerar un núcleo de 61 elementos combustibles de 1,40 metros de altura, de uranio enriquecido entre 1,1% y 3,1 % y con un peso de 3.812 kilos, que deberá ser cambiado cada 18 a 20 meses.

Los generadores de vapor tienen unos caños de 35 metros de largo que deben ser realizados en una sola pieza y son fabricados por CONUAR. Cada uno de los 12 generadores de vapor contiene 52 de estos tubos, de forma helicoidal y agrupados en seis camisas concéntricas. Para realizar estos tubos fue necesario fabricar un horno de 35 metros, ya que no existen versiones comerciales de semejante tamaño.

Para regular la reacción, en un reactor tradicional PWR se utilizan barras de control accionada por mecanismos eléctricos desde afuera del recipiente de presión, que absorben los neutrones libres y detienen la reacción en cadena. En el caso del CAREM, hay dos sistemas de control, y están adentro del recipiente de presión y accionados por mecanismos hidráulicos. El primero es el Sistema de Ajuste y Control, que son un conjunto de barras que son mantenidas en su posición por la presión de agua inyectada desde afuera del recipiente de presión. Se trata de barras con una superficie dentada para que puedan subirse o bajarse de a un diente por vez para ajustar la potencia del reactor. El segundo sistema es el de Extinción Rápida, que son barras lisas que ante la pérdida de presión de agua inyectada caen por la fuerza de gravedad en dos segundos y son utilizadas para hacer paradas de emergencia. En ambos sistemas, las barras son mantenidas en su posición por la presión del agua, por lo que ante una falla de las bombas o de falta de energía caen de manera automática para apagar el reactor sin necesidad de acción por parte de operadores.

En caso de que las barras estén trabadas y no caigan por efecto de la gravedad, la seguridad está reforzada con otros sistemas de extinción que también trabajan por principios físicos y no necesitan de acciones por parte de operadores. En caso de que no pudiera extraerse el calor por los generadores de vapor se producirá un recambio del agua que está adentro del reactor con agua de unas piletas que se encuentran dentro del edificio de contención y por encima del reactor. Esta circulación también trabaja por diferencia de altura y haría que el vapor ingrese a estas piletas mientras que el agua de refrigeración caería dentro del reactor bajando su temperatura.

Un segundo sistema de seguridad consiste en una solución borada que se encuentra en tanques a diez metros de altura sobre el reactor y que, en caso de un accidente mayor, será empujada por el vapor y también caerá dentro del reactor sin necesidad de acción humana. Esta se considera una medida extrema ya que una vez que esa solución está adentro del reactor no puede volver a encenderse hasta no ser desarmado y realizada una limpieza completa.

El CAREM es el único reactor nuclear de potencia (el prototipo en construcción será de 32 MW) que está en construcción en la Argentina.

En el caso de una pérdida del agua del circuito primario, hay un tanque externo con una cantidad de agua similar a la del reactor, que por una diferencia de presión rompería un conducto sellado con ese objetivo que insertaría toda el agua adentro del recipiente de presión. En caso de que esta reserva líquida también se pierda, se podría inyectar dentro del reactor agua desmineralizada disponible en depósitos dentro del predio o bien recurrir a agua de río, como último recurso.

En caso de que el núcleo se pudiera haber fundido, lo que se busca es que no rompa el recipiente de presión, por lo que la construcción contará  con aspersores que lo rociarán para bajar su temperatura y que no haya escapes del núcleo.

Competencia nuclear

Diversos países con tradición en el área nuclear cuentan con diseños de pequeños reactores modulares similares al CAREM, aunque la Argentina está entre los pocos que tiene uno en construcción. Ante la consulta de TSS a Turina sobre un reactor similar que posee Estados Unidos, respondió: “Se supone que hay un convenio con el estado de Utah para contratar 11 de estos reactores chicos, lo cual haría que ellos los empiecen a producir en el mediano plazo, pero también es posible que eso sea solo una pantalla para decir que lo pueden producir cuando quieran y no sea tan así”. Y agregó: “La realidad es que si Estados Unidos le asigna fondos importantes a ese proyecto nos pasan por arriba, pero nosotros ya tenemos todo el bagaje técnico adquirido, algo que es muy difícil de generar en el corto plazo”.

En la construcción del CAREM participan, además de la CNEA y CONUAR, Techint (obra civil, con un contrato de 1148 millones de pesos), la rionegrina INVAP (responsable del diseño del reactor), Siemens (turbina generadora), Tecna (ingeniería y desarrollo de equipos) e IMPSA (vasija y generador de vapor).

Se estima que la vida útil de este tipo de centrales sería de 30 años, como sucede con otras como Embalse y Atucha, período tras el cual podría hacerse una extensión de vida mediante el cambio de algunos componentes. Gabriela Piacentino, ingeniera de la Oficina Técnica de Ingeniería y Procesos del proyecto CAREM, habló sobre las condiciones a las que será sometida este prototipo: “Habrá una degradación en el tiempo de vida útil porque se harán muchas pruebas y quizás se hagan muchas paradas de emergencia que implican cambios rápidos de temperatura, de unos 326 grados al apagado en pocos segundos. Eso tiene que ver con el objetivo de un prototipo. En una planta de producción uno siempre intenta evitar esas paradas abruptas porque no le hacen bien a los materiales”. Piacientino, de unos 30 años, debió analizar la documentación de un reactor cuyo diseño fue concebido en 1980, poco después de su nacimiento.

Durante la presentación, algunos asistentes manifestaron su preocupación por el hecho de que no se hayan iniciado las tareas de capacitación del personal que va a trabajar en la planta, algo que debió haber comenzado hace ya varios meses.

También se habló sobre la falta de definición acerca de si la planta será operada por la CNEA o por NA-SA, en el marco de la incertidumbre con respecto al futuro del plan nuclear, ya que una posible falta de continuidad en los proyectos genera la pérdida de recursos humanos altamente especializados que resultan muy difíciles de volver a conseguir. “Cuando se relanzó el proyecto CAREM, en 2008, hubo que salir a contratar venerables ancianos experimentados por que no había mucha gente con experiencia”, se escuchó durante la presentación y se comentó el caso de Eduardo Díaz, jefe de Puesta en Marcha de Atucha I y de Embalse, que con más de 80 años viajaba cada dos semanas desde Córdoba a Buenos Aires para capacitar a los gerentes más jóvenes.

Fuente: http://www.unsam.edu.ar/tss/carem-el-reactor-modular/

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