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miércoles, 28 de diciembre de 2016

La emergencia energética local seduce a una compañía finlandesa

Resultado de imagen para Wärtsilla energyPor Pablo Fernández Blanco - LA NACION (Extractado)
La empresa Wärtsilla busca convertirse en proveedor de motores para las plantas de generación eléctrica que entrarán en operaciones en los próximos meses en el mercado argentino

Javier Cavada es español, pero vive desde hace varias décadas en Finlandia, donde suele trabajar la mayor parte del año con el piso cubierto de nieve y temperaturas bajo cero.

Cavada es presidente de Energy Solutions de Wärtsilla Corporation, una firma finlandesa dedicada a la fabricación de motores para la generación de energía, una herramienta que compite con la tecnología de las turbinas y tiene un uso extendido en el mundo, aunque a nivel local sus competidoras son las preferidas del mercado.

En diálogo con LA NACION, Cavada sostuvo que los productos que vende la empresa no pudieron entrar en el país en el pasado, pero sí ahora porque "se está haciendo un proceso con transparencia, directo, en el que no hay más interés que el beneficio público, para el país y para el usuario. Ahora se permite que turbinas, motores o cualquier otra tecnología pueda competir".

Las plantas que usarán los equipos de la compañía deberán entrar en funcionamiento entre junio y diciembre de 2017, para atender la emergencia energética del próximo verano. Con Pampa Energía, la mayor empresa eléctrica del país, firmó un contrato para construir una central termoeléctrica de 100 Mw en Pilar. La planta entrará en funcionamiento en diciembre de 2017. Con el holding de Marcelo Mindlin también cerró un acuerdo para ampliar la central térmica Piedra Buena en 101 Mw en Bahía Blanca. A su vez instalará tres plantas en Santa Fe y una en Jujuy, donde ya llegaron los motores que en 2017 estarán inyectando electricidad al sistema nacional. "En Finlandia los plazos se cumplen. Siempre vamos a terminar antes que la fecha establecida", destacó Cavada.

Wärtsilla tiene 182 años y está entre las tres mayores firmas de su país. Además de la energía, fabrica motores para barcos, entre otras cosas. Según la empresa, una de cada tres naves en funcionamiento cuenta con algún insumo suyo. La división de generación compite, según Cavada, con multinacionales como Siemens y General Electric.

lunes, 26 de diciembre de 2016

Francia inaugura el primer tramo de ruta solar del mundo

(La Nación) - Son 2800 metros cuadrados de paneles solares integrados al pavimento, servirán para el alumbrado público de un pueblo de 5000 habitantes
En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados
En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados. Foto: Reuters 

Francia inauguró ayer el primer tramo de ruta solar del mundo en una vía local en Normandía (noroeste), que cuenta con 1 kilómetro de extensión y cuyo pavimento está compuesto por paneles solares de alta resistencia. Se trata de un proyecto pionero con el que se prevé alimentar el alumbrado público de un pueblo de 5000 habitantes.

Sin embargo, este que ha recibido las críticas de diversas organizaciones ecologistas que consideran su coste, 5 millones de euros, desorbitado para la cantidad de energía que puede producir.

La ministra de Medio Ambiente, Ségoléne Royal, la encargada de inaugurar la infraestructura, aseguró que se trata de una idea que va en la línea de la transición energética del país hacia las energías renovables. Según su departamento, este tipo de paneles solares están especialmente concebidos para soportar el peso de cualquier vehículo, incluido el de camiones, y garantizar la adherencia de los neumáticos.

En Normandía, Francia, la ministra de Medio Ambiente, Ségoléne Royal, inauguró el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados
En Normandía, Francia, la ministra de Medio Ambiente, Ségoléne Royal, inauguró el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados. Foto: Reuters.

Francia tiene un millón de rutas y cambiando un cuarto de las mismas a un sistema solar, el país alcanzaría su independencia energética.

Por el tramo inaugurado ayer, un kilómetro de una ruta departamental que conduce al municipio normando de Tourouvre-au-Perche, se calcula que circulan 2000 automovilistas en promedio cada día. Según los cálculos de los responsables del proyecto, el tránsito ocupa las rutas apenas el 20% del tiempo, por lo que no les priva de mucha exposición solar.

Los 2800 metros cuadrados asfaltados con este material especial en Normandía son el resultado de cinco años de pruebas con pequeños tramos instalados en estacionamientos o frente a edificios públicos.

Algunas asociaciones ecologistas critican que con este tipo de obras el Gobierno busque un efecto anuncio sin auténticos progresos. "Sin duda es un avance técnico, pero para desarrollar las energías renovables hay otras prioridades que este juguete del que sabemos que es muy caro, pero no si funciona bien", aseguró al diario "Le Monde", el vicepresidente de la Red para la Transición Energética (CLER), Marc Jedliczka.
En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados
En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados. Foto: Reuters.

En efecto, el precio del kilovatio producido en esta vía solar es de unos 17 euros, frente a 1,3 para el que se genera en una instalación fotovoltaica en un tejado. Los expertos destacan que las instalaciones algo inclinadas son más eficientes a la hora de producir electricidad, una desventaja de esta iniciativa, pues está en posición horizontal.

Sin contar con cuál será la resistencia real de estos paneles de la ruta al paso de los vehículos, el clima y otras circunstancias.

Los responsables del proyecto sostienen que el tramo inaugurado es una prueba y que el precio de la infraestructura disminuirá a medida que se incremente la demanda, lo que abaratará también el coste de la energía producida. En 2020, señalan, el precio del kilovatio producido en una ruta solar será similar al de otra planta fotovoltaica.

Agencia EFE

viernes, 23 de diciembre de 2016

En 2017 comenzará la construcción de un parque eólico en Miramar

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(Telam) - El primer trimestre del próximo año comenzará la instalación de un parque eólico de 29 turbinas en la localidad bonaerense, que entrará en funcionamiento a mediados de 2018 y que generará energía suficiente para una población estimada en alrededor de 100 mil habitantes.

“El inicio de los trabajos está pautado para el primer trimestre de 2017 y en el segundo de 2018 está previsto que las turbinas estén funcionando plenamente y generando energía”, dijo Ianantuony a Télam.

El funcionario señaló que las turbinas, cuyo eje de aspas estará a una altura de 90 metros, se instalarán en dos predios privados de casi 1000 hectáreas ubicados sobre la ruta 88, cerca del acceso a la localidad de Mechongué, perteneciente al mismo partido que Miramar, General Alvarado.

“La producción del parque alcanzará para cubrir las necesidades energéticas de 100 mil habitantes, aunque eso dependerá del impacto del consumo de las industrias”, señaló.

Las turbinas son desarrolladas por la empresa danesa Vestas Wind Systems, el mayor fabricante de aerogeneradores del mundo, y serán instaladas paralelas a dos kilómetros de la ruta.

El parque será construido por la firma española Isolux Ingeniería S.A. para la empresa de capitales nacionales Miramar S.A, y contará con una potencia de 98 megawats.

La iniciativa fue una de las adjudicatarias de la Ronda 1.5 del Plan de Energías Renovables en Argentina, impulsado por Ministerio de Energía y Minería de la Nación, que seleccionó la localidad ubicada a 55 kilómetros al sur de Mar del Plata como uno de los espacios adecuados para este tipo de proyectos. “La empresa venía estudiando el potencial eólico de la región, ya que el mínimo de viento exigido para que sea factible un proyecto así es 7 metros por segundo, y en la zona elegida es de 8,5”, explicó Ianantuony.

El funcionario señaló que ese potencial es mayor en la zona costera, pero la ubicación elegida, cercana a la ruta 88, “facilitará el acceso a las líneas de alta tensión existentes”.

martes, 20 de diciembre de 2016

Autorizan a YPF a vender energía eólica al país desde su central en Chubut

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(Cronista.com) - Así fue publicado hoy en el Boletín Oficial. La petrolera construyó un parque eólico unos 40 kilómetros al noroeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia, con una inversión de 200 millones de dólares.


El Gobierno autorizó hoy el ingreso de la central eólica Manantiales Behr operada por la empresa YPF al Mercado Eléctrico Mayorista, desde su central de 99 megavatios ubicada en Chubut. Lo hizo a través de la Resolución 468 - E/2016 firmada por Alejandro Varelio Sruoga, secretario de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería.

YPF Energía Eléctrica SA nació en agosto de 2013 como una nueva sociedad de la compañía controlada por el Estado con el objetivo de la producción y comercialización de energía eléctrica. 

Por primera vez en su historia, YPF se sumó al segmento de la energía eléctrica desde sus centrales ubicadas en la localidad de El Bracho, a 20 kilómetros de la ciudad de San Miguel de Tucumán. Allí, mediante dos ciclos combinados que totalizan 800 MW de potencia, aporta el 5% de la energía consumida en la Argentina, casi el 40 por ciento del noroeste argentino. 

Ahora, la administración de la alianza Cambiemos autorízase el ingreso como agente generador del Mercado Eléctrico Mayorista a la misma compañía para su Central Eólica Manantiales Behr. 

En la Resolución, el Gobierno consideró que la compañía YPF Energía Eléctrica SA ha cumplido con las exigencias de la normativa vigente en cuanto al aporte de documentación societaria y comercial.

Se trata de una central de 99 megavatios de potencia nominal, instalada en el departamento Escalante, Provincia del Chubut, conectándose al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en barras de 132 kilovatios de la nueva Estación Transformadora Escalante. Esa estación transformadora está vinculada a la Línea de Alta Tensión de 132 kV Diadema-Pampa del Castillo, jurisdicción de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia Sociedad Anónima (TRANSPA SA), operada y mantenida por Transacue SA. 

La petrolera YPF construyó un parque eólico unos 40 kilómetros al noroeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia, con una inversión de 200 millones de dólares. Ese parque le permitir a la petrolera abastecerse de energía para sus operaciones en el Golfo de San Jorge y sumar potencia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

lunes, 19 de diciembre de 2016

Argentina da "envidia" por sus recursos: tiene la tercera reserva eólica mundial y la segunda solar

(iProfesional.com) - Mauricio Macri reafirmó su voluntad de impulsar el desarrollo del sector de las energías renovables y diversificar los recursos con los que cuenta el país.


Con una ley recién estrenada y una política de incentivos más atractiva para los inversionistas, Argentina quiere conquistar el mercado de las energías renovables.

El Presidente de Argentina Mauricio Macri reafirmó su firme voluntad de impulsar el desarrollo del sector de las energías renovables y diversificar los amplios recursos con los que cuenta el país. "Argentina tiene la tercera reserva eólica del mundo y la segunda solar del planeta" dijo el mandatario quien destacó que otros países le han manifestado su interés de apoyar a su gobierno en el aprovechamiento del gran potencial con el que cuenta Argentina.

Según el Global Wind Energy Council (GWEC) en 2015 Argentina sólo instaló 8MW de energía eólica para totalizar 269MW. Mientras Uruguay instaló más de 316MW para una potencia acumulada de 845 MW. Chile instaló 169 y totalizó 933MW, mientras Brasil instaló 2,754MW y totalizó 8,715MW. A pesar de esto, muchos expertos han dicho que Argentina podría convertirse en la próxima gran potencia eólica de Latinoamérica, por contar con recursos que superan a España o Dinamarca, referentes mundiales en esta materia.

Sin embargo Argentina ha invertido u$s1.800 millones en energía limpia en los últimos cinco años y según algunos empresarios y actores políticos el país se prepara para asumir grandes retos y oportunidades en la generación de energía renovable asi como la reducción en un 30 en la emisión de gases contaminantes .

La Cámara de Diputados de Argentina aprobó este año una nueva Ley de Energías Renovables. El nuevo cuerpo legal establece que en 2 años el 8% de la generación eléctrica del país deberá ser de energías renovables.

Además la Secretaría de Ambiente de la Nación anunció la intención argentina de mitigar las emisiones de carbono al año 2030 hasta un 15% de manera incondicional y hasta un 30% condicionado a financiamiento internacional. Juan José Aranguren, Ministro de Energía, ha dicho que la diversificación de la energía limpia no es una opción sino una imperante necesidad.

Un reporte de Energía Limpia XXI señala que la iniciativa integra políticas públicas de ahorro energético y protección de medio ambiente que ya se vienen llevando adelante con obras de infraestructura que están en marcha o con inversiones aprobadas, cómo las represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner o las futuras centrales nucleares.

El 87% de la generación eléctrica de Argentina se obtiene a partir de combustibles fósiles. El otro 13% proviene de energía nuclear, hidroeléctrica, energía eólica, solar, biomasa. Las renovables aún no representan una cifra de dos digitos.

El último informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y Bloomberg "Climascopio 2015" destaca una mejoría en el marco jurídico para energías renovables en Argentina (eólica, solar, biomasa, hidroeléctrica y otras).

El Ranking de Países Atractivos para las Energías Renovables (RECAI) publicado en 2014, destaca importantes inversiones eólicas en Argentina para aprovechar hasta 700 MW de energía. Además, la compañía de energía eólica Genneia ha anunciado que proyecta concretar inversiones por u$s1.000 millones para culminar nueve proyectos que posee en desarrollo en el país y alcanzar los 500 megavatios de capacidad que abastecerán a 700.000 usuarios.

ABO WIND ENERGY de Alemania había dado a conocer otros dos proyectos eólicos de 100MW cada uno, según Energía Limpia para Todos.

Energía Limpia XXI destaca que el potencial eólico de la Argentina supera los 2.000 GW, 100 veces la capacidad total instalada. Además, se ha aprobado una nueva legislación para comenzar a sacarle provecho a estos recursos naturales. Argentina tiene mayor capacidad energía eólica que referentes mundiales como Dinamarca o España sin embargo tiene que continuar haciendo esfuerzos para aprovechar este amplio potencial.

viernes, 9 de diciembre de 2016

Biocombustibles: Pocas ideas, pero fijas

Por Héctor Huergo - Clarin.com
El lector consecuente habrá contabilizado el profuso espacio que esta columna le asignó a los biocombustibles en el último cuarto de siglo. Arrancamos con aquél “Ponga un choclo en su tanque”, la primera nota (en 1991) sobre etanol de maíz que por entonces hacía sus pininos en los EEUU.
 
Un tiempo después proponíamos el biodiesel (“ponga un poroto en su tanque”), contando cómo se abría paso el Diester (B30) en Francia. La soja era la cuarta parte de lo que es hoy, pero se veía un aluvión en el horizonte.
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Eran años en los que se acumulaban grandes excedentes agrícolas, fruto del avance tecnológico motorizado por los enormes subsidios que recibían los productores de los países desarrollados. Había más vendedores que compradores. Sufríamos. La esperanza estaba en la aparición de nueva demanda.
 
La imaginábamos en los biocombustibles. Más allá de proponer una oportunidad de negocios para los “first movers” (los pioneros, que son los que siempre hacen la diferencia), nos seducía la posibilidad de que el mundo comprendiera los beneficios ambientales de sustituir energía fósil por renovable.
 
Era duro, porque el petróleo valía apenas 12 dólares el barril. Recuerdo que en 1994, cuando me tomé un sabático para aceptar la presidencia del INTA, intenté convencer al Consejo Directivo (integrado por las entidades del campo y las universidades) de aceptar la donación de una planta piloto de biodiesel. No tuve éxito.
 
Volví a Clarín Rural y seguí con la saga. A principios del siglo XXI, el petróleo se fue a 100 dólares. Estados Unidos impuso el corte de la nafta al 10%. Hoy, un tercio de la cosecha de maíz, que no para de crecer, se destina a etanol. El petróleo bajó a 50 dólares, pero las plantas de etanol siguen a pleno.
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En la Unión Europea se avanzó con el biodiesel, que digiere el 20% de la producción mundial de aceite. No quisiera imaginar el volumen de los excedentes agrícolas si esto no hubiera ocurrido.
La Argentina agarró pronto la onda. Como principal productor mundial de aceite, estaba cantado que convenía sacar aceite del mercado internacional, para defender su precio. Además del corte obligatorio, establecido por la ley 26.093, los grandes actores del complejo soja invirtieron en plantas de biodiesel.
 
Un proceso que rompe la molécula del aceite por medio de un catalizador (metóxido) que pronto se empezó a producir en el país. El subproducto de la elaboración de bio es la glicerina de soja, que hoy sustituye a la tradicional derivada del petróleo.
 
Las gigantescas plantas de crushing se convirtieron en verdaderos parques industriales, donde la producción de bioenergía se integra con la refinación de biomoléculas de extraordinario interés. Hoy la Argentina sigue siendo el principal exportador mundial de aceite, pero también de biodiesel y de glicerina. Además de liderar la oferta global de harina de soja.
 
Tomás Hinrichsen, un reconocido broker del mercado agroindustrial, sostiene que el biodiesel local significó en los últimos años un “premio” del 3% para el precio de la soja en la Argentina. Por su oficina pasó esta semana Michael Whitney, Gerente General de Musket, una compañía de Houston (Texas) que compra más de la mitad del biodiesel que la Argentina exporta a los EEUU.
 
El total que se embarca a ese destino en 2016 totalizará 1.500.000 toneladas, por un valor cercano a los 1.500 millones de dólares. Y es hoy por lejos el principal mercado. Musket tiene una extensa red de estaciones de servicio que abastece fundamentalmente a flotas de camiones.
 
En los últimos días, el precio del aceite en Chicago se disparó, fortaleciendo a todo el complejo. Fue porque la EPA (agencia ambiental de los EEUU) incrementó el standard de uso de biodiesel. Por suerte, la saga continúa.

jueves, 8 de diciembre de 2016

Le rescindieron contratos de obras al primo del Presidente

La central eléctrica de Ensenada Barragán, en esa localidad bonaerense, una de las que estaba ampliando el consorcioPor Mariano Obarrio, Pablo Fernández Blanco - LA NACION.(Extractado)
Enarsa llegó a un acuerdo para quitarle a un consorcio integrado por Iecsa, de Ángelo Calcaterra, la terminación de dos centrales eléctricas; pedía $ 8900 millones, le pagaron $ 510 millones.

La central eléctrica de Ensenada Barragán, en esa localidad bonaerense, una de las que estaba ampliando el consorcio. Foto: Isolux/Iecsa.

Después de proclamarlo verbalmente varias veces, el Gobierno acaba de enviarle una señal concreta al mundo empresario que vive de la obra pública: al momento de definir el futuro de cualquier contrato, pesa más la conveniencia del Estado que las relaciones familiares o la capacidad de lobby. Ese punto le quedó especialmente claro a Ángelo Calcaterra, dueño de la constructora Iecsa y primo del presidente Mauricio Macri, que acaba de perder por una decisión oficial uno de los negocios que había heredado del kirchnerismo.

El directorio de Enarsa estuvo ayer reunido casi toda la tarde. Entre otras cosas, aprobó la rescisión de los contratos entre esa empresa estatal y la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por la española Isolux y la local Iecsa para la finalización de las centrales termoeléctricas Brigadier López, en San Lorenzo (Santa Fe) y Ensenada Barragán, en Ensenada (provincia de Buenos Aires).

El presidente de Enarsa, Hugo Balboa, negoció las condiciones de la rescisión cara a cara con el primo de Macri y sus colaboradores por orden del ministro de Energía, Juan José Aranguren , y el propio Presidente. El Estado quería correr al consorcio del medio debido a que reclamaba una deuda millonaria que la actual gestión de la empresa estatal no estaba dispuesta a pagar. En el medio, se pararon las obras para la finalización de ambas centrales.

"Considero que es mejor un buen acuerdo que un mal juicio. Si esto terminaba en un litigio, iba a durar tres años, los abogados nos iban a costar lo mismo que estamos pagando hoy y la obra no se iba a poder terminar", explicó Balboa a LA NACION. Y aclaró: "Nunca hablé con el Presidente por este tema. Al único que informaba sobre el avance de la negociación era a Aranguren".

Calcaterra estuvo anteayer en la Casa Rosada. Si bien algunas fuentes confirmaron que se reunió con su primo, el Presidente, otras señalaron que se juntó con su amigo personal José Torello, jefe de asesores presidenciales. "Es un tema delicado, porque es el primo del Presidente y pidió una cifra que el Gobierno no puede convalidar", señaló una fuente de la Presidencia en estricta reserva a LA NACION.

La ruptura del convenio se produjo luego de una larga negociación entre Enarsa y la UTE, porque nunca se llegó a un acuerdo de redeterminacion de precios en función de la inflación y de los índices de actualización que todavía tiene el Estado y que no representarían el valor real de la construcción por estos días, según la mirada de la UTE.

Números millonarios

El consorcio de Calcaterra reclamaba $ 7100 millones por diferencias en la redeterminación de precios, mayores costos financieros y reingenierías, que a valor de hoy suman unos $ 8300 millones, según el cálculo que hicieron en Enarsa. Luego presentó un pedido adicional en la Sindicatura General de la Nación (Sigen) por otros $ 1600 millones.

En total, la UTE pidió $ 8900 millones para continuar con las obras en ambas centrales eléctricas. Pero Enarsa acordó pagarle $ 520 millones (el 5,6% del reclamo), deducida una deuda de $ 1000 millones que el consorcio tenía con la firma estatal.


El primo de Mauricio Macri, Angelo Calcaterra. Foto: Archivo.
En la Casa Rosada confiaron a LA NACION que la cifra elevada que reclamó Iecsa podría estar relacionada con los altos costos y sobrefacturaciones que se manejaban en las obras en las épocas del kirchnerismo y que el gobierno macrista se propuso revisar. Lo llamativo es que se le aplicaría esa revisión a la empresa del primo del Presidente, algo que el Gobierno quiere exhibir como caso testigo para otras obras en conflicto.

"No habrá contemplaciones con el primo del Presidente. Y esto se puede aplicar a otras obras como las represas de Santa Cruz Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, y la mina de Río Turbio, que también están en revisión", señalaron fuentes oficiales a este diario.

Además, Enarsa le compró por $ 1100 millones los materiales que estaban en la obra para ser usados. Se los entregará al futuro adjudicatario de las obras para terminar las centrales eléctricas.

El acuerdo con la UTE tuvo dos partes: la firma de nuevos contratos de finalización del ciclo abierto (la primera parte de los emprendimientos) y la rescisión del contrato por los ciclos combinados.

Emergencia eléctrica

La precariedad del sector energético también jugó sus cartas en la decisión oficial. Desde diciembre del año pasado la Argentina está en emergencia eléctrica declarada, con la amenaza, otra vez este verano, de que la demanda supere a la oferta y el Gobierno vuelva a disponer cortes programados del servicio.

En ese marco, Enarsa buscará ahora licitar la finalización de ambas centrales para que aporten cuanto antes más electricidad a la red nacional. La urgencia también influyó para que ambas partes hayan llegado a un acuerdo. Algunos funcionarios estudiaron la posibilidad de llevar a juicio al consorcio, pero eso hubiera demorado aun más la finalización de ambos proyectos.

Enarsa convocó a los subcontratistas de la UTE para pedirles que no abandonen la obra y que les sigan pagando a los trabajadores de la Uocra para no generar un clima de inestabilidad social justo a fin de año, por cuanto hubo amenazas sindicales de entablar una dura lucha en caso de despidos.

Las subcontratistas deberían cubrir los costos de la permanencia de sus instalaciones en la obra aunque sin trabajar, y ahora se negocia la parte en que se hará cargo Enarsa.

Ambas centrales están operando desde el año 2012 a ciclo abierto. El segundo paso del proyecto era el cierre de ambos ciclos, algo que quedó demorado por las diferencias entre el Estado y el consorcio. Con la rescisión en la mano, el Ministerio lanzará en los próximos días la licitación para terminar las obras, que aportarán un 50% más de energía a partir de diciembre del año próximo, cuando está prevista su culminación.

En otros términos: hoy Brigadier López puede producir 280 megawatts (MW) y Ensenada, 567 MW. Después de la ampliación, ambas aportarán 420 MW, el equivalente al 56% de la central atómica Atucha II. Un número para nada despreciable desde la mirada de un país en emergencia eléctrica, una situación que durará al menos hasta fines del año próximo.

miércoles, 7 de diciembre de 2016

Rehabilitan una central eléctrica clave para la Ciudad

Resultado de imagen para unidad 6 de la central Costanera(La Nación) - La empresa italiana Enel, dueña en la Argentina de diversos activos en el sector eléctrico, puso en marcha la unidad 6 de la central Costanera. Se trató de la última máquina contemplada en un proyecto de inversión de US$ 155 millones, según informó la empresa.

El objetivo principal de ese desembolso fue mejorar la disponibilidad de todas las unidades que son esenciales para el sistema eléctrico por su posibilidad de funcionar con fuel oil y por abastecer principalmente el consumo de la Ciudad y el Gran Buenos Aires. Las obras de rehabilitación se extendieron por casi tres años. Además del personal de la Central, más de 30 empresas participaron del proceso.

martes, 6 de diciembre de 2016

Siemens se asocia a grupo de EE.UU. para construir centrales energéticas en Argentina

Siemens se asocia a grupo de EE.UU. para construir centrales energéticas
(Cronista.com) -  Siemens se asocia a grupo de EE.UU. para construir centrales energéticas


En el marco del plan de inversiones por u$s 5000 millones que anunció Joe Käser, CEO global de Siemens, durante el foro de Davos en Buenos Aires, la compañía alemana participará en una licitación del Ministerio de Energía y Minería para el desarrollo de nuevas centrales de ciclo combinado por 1500 MW.


La convocatoria fue lanzada el 17 de noviembre mediante la resolución 420/16 de la cartera energética, dirigida a la construcción de nuevas centrales de ciclo combinado, superiores a 600 MW, la ampliación de centrales existentes, instalación de centrales convencionales, construcción y conexiones de gasoductos y líneas de transmisión eléctrica.

A fin de participar en la compulsa, el grupo alemán se asoció con la norteamericana Stoneway Energy, con quien ya está desarrollando en el país proyectos de generación eléctrica por 683,5 MW, de la mano de las subsidiarias Araucaria Energy y SPI Energy, que la empresa estadounidense posee en Argentina.

La nueva licitación energética, abierta hasta el 9 de diciembre, busca "reducir costos y aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico, principalmente mediante las centrales de ciclo combinado", según consta en la resolución de la cartera de Energía. Esta tecnología permite aumentar la eficiencia con la incorporación de calderas de vapor al proceso de generación, lo que reduce los consumos hasta en un 30%.

Aunque aún no fue confirmada la capacidad que se adjudicará, se estima que rondará los 3 GW o incluso más, dadas las actuales necesidades del sistema. Una vez en marcha las nuevas centrales de ciclo combinado, "aportarán al sistema interconectado nacional cerca de un 10% adicional a la capacidad instalada actual disponible", afirmó Fabio Chávez, gerente de Distribución de Energía de Siemens para América latina y agregó: "este aporte permitirá que se reduzcan los cortes de energía eléctrica que vienen sucediendo en los últimos años en épocas de altas temperaturas".

"Las centrales de ciclo combinado hacen posible la generación de energía más eficiente y limpia, aún cuando proviene de combustibles fósiles, ya que recuperan gases generados por la turbina y los reutiliza para calentar agua y generar vapor, que a su vez alimenta a otro generador", explicó Chávez. "La eficiencia total llega de este modo al 60%, cuando en las centrales convencionales apenas alcanza el 40%".

Con esta licitación, el grupo alemán busca afianzarse en el desarrollo de centrales de ciclo combinado. En los últimos 10 años, cinco de las seis plantas de ese tipo instaladas en el país son Siemens. Además, la firma obtuvo recientemente la adjudicación de turbinas para la generación eléctrica distribuída. "Tenemos la expectativa de fortalecer nuestro liderazgo y contribuir al fortalecimiento de la red eléctrica en Argentina", señaló Chávez. "También estamos trabajando en varios proyectos de infraestructura energética y de transporte, así como en iniciativas de "ciudades inteligentes", detalló el ejecutivo.

La firma, que cumplió 200 años de vida en el mundo y lleva 108 en el país, comprometió junto con las inversiones anunciadas en el mini Davos, la creación de 3000 empleos directos en los próximos cinco años, y multiplicar el empleo indirecto a través del impulso a los proveedores locales, así como un plan de capacitación para futuros ingenieros y técnicos.

sábado, 26 de noviembre de 2016

La provisión del 8% de la demanda eléctrica con fuentes renovables tiene "cumplimiento asegurado"

(Telam) - Lo aseguró el ministro de Energía, Juan José Aranguren, al anunciar la adjudicación de 30 nuevos proyectos de tecnologías eólica y solar por 1.281,5 Megawatt de potencia.
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La provisión del 8% de la demanda eléctrica con fuentes renovables tiene "cumplimiento asegurado"

El Gobierno nacional adjudicó hoy 30 nuevos proyectos de generación eléctrica a partir de energías renovables, por un total de 1.281,5 Mw, al cerrar la Ronda 1.5 del Programa Renovar, con lo cual el objetivo de provisión del 8% de la demanda eléctrica en base a fuentes limpias "tiene un cumplimiento asegurado" para 2018.

Así lo afirmó esta tarde el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en una conferencia de prensa junto al subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, en la que dieron a conocer la segunda etapa de adjudicación de proyectos para generación eléctrica a partir de fuentes renovables.

Aranguren explicó que como los objetivos de precios resultaron "por debajo de los esperados", se tomó la decisión de exceder el cupo inicial previsto de 600 Mw para la Ronda 1.5, y que finalmente alcanzó a "más que duplicar la adjudicación de potencia".

Así con esta nueva asignación de proyectos y teniendo en cuenta lo que estable la ley 27.191 que obliga a tener el 8% de la energía eléctrica consumida en 2018 de fuentes renovables "con esta asignación estamos alcanzando y sobrepasando esa marca, por lo que podemos decir que ese objetivo queda garantizado".

Al mismo tiempo, el ministro resaltó con la licitación de generación de energía térmica del primer semestre, las dos rondas del Programa Renovar y la reformulación de los proyectos puestos en marcha en la gestión anterior, el Gobierno logrará este año generar inversiones por 6 Gw de potencia.

Es decir, que la puesta en marcha de los proyectos lanzados durante 2016 significará "incrementar la oferta un 25 por ciento de la energía disponible a la fecha, estimada en 24 Gw, de los 33 Gw instalados en el país".

Aranguren también destacó la reducción de los costos de generación de energía obtenida en las dos rondas de Renovar y que se ubicaron muy por debajo de las 112 dólares con que el gobierno anterior cerró contratos a fines de 2015 en el caso de eólica y los 150 dólares en solar.

Así, con un costo promedio para 2016 de generación de energía en 73 dólares, el aporte que realizarán los nuevos proyectos cuando empiecen a inyectar potencia al sistema "permitirá reducir esos promedios" en función de poder contar con sistemas más eficientes a valores más económicos, aseguró.

En la denominada Ronda 1.5 del Programa Renovar resultaron hoy adjudicados 30 proyectos por un total de 1281,5 Mw y un precio promedio de 53,98 dólares por Mw hora, es decir 7,3 dólares por Mw/h por debajo del promedio adjudicado en la ronda inicial de principios de octubre.

Se trata de 10 proyectos de tecnología Eólica por 765,4 MW, distribuídos en las regiones Buenos Aires, Comahue, Patagonia y resto del país; y 20 proyectos de solar fotovoltaica por 516,2 Mw, divididas en Noroeste y resto del país.

De esta manera, en el acumulado de las dos rondas, el Programa RenovAr suma un total de 59 proyectos adjudicados por 2.423,5 MW, con un precio ponderado de 57,44 dólares por Mw/h, lo que se traducirá en inversiones por 4.000 millones de dólares y una generación de unos 20.000 nuevos puestos de empleo.

En el detalle de los 30 proyectos adjudicados, las provincias en las que se emplazarán los nuevos emprendimientos eólicos son tres de la provincia de Buenos Aires, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Córdoba, La Rioja y Mendoza.
En el caso de la tecnología solar los proyectos adjudicados corresponden a las provincias de Catamarca (3 parques), La Rioja, Salta, Mendoza (6), San Juan (7), y San Luis (2).

A partir de ahora, de acuerdo al cronograma de las licitaciones, comenzarán a concretarse las firmas de los contratos con plazos de hasta 60 días a partir de las adjudicaciones, por lo que las mismas estarán finalizadas a fines de enero. Los plazos de ejecución que en la Ronda 1 fue de entre 12 y 24 meses, se extendió en la actual Ronda 1.5 a un máximo de 900 días.

El subsecretario Kind precisó tras dar a conocer los adjudicatarios que con los proyectos redefinidos mediante la Resolución 201 que habían sido acordados en la gestión anterior, más los resultados de las dos rondas de Renovar y la generación ya existente, para 2018 y 2019 el país dispondrá de un 9% de su oferta eléctrica de fuentes limpias.

La mareomotriz, el océano como fuente de la próxima energía renovable

(Telam) - Presentaron un dispositivo para generar energía mareomotriz. La misma se obtiene aprovechando el movimiento de las mareas y se utiliza para generar electricidad.
Resultado de imagen para Deep Green
Una firma sueca presentó este jueves en Argentina un dispositivo para generar energía mareomotriz, “la próxima energía renovable”, ya que tiene ventajas respecto a la eólica y la solar porque “es absolutamente predecible y está allí día y noche”.

“El camino hacia las energías renovables comenzó con la eólica y la solar, pero el siguiente paso es la energía mareomotriz, que es absolutamente predecible y está allí día y noche, la marea se mueve continuamente, excepto por unos pocos minutos en los que cambia de dirección”, afirmó este jueves Stefan Karlsson, director de Minesto, durante el seminario Tecnología Limpia y Sustentabilidad realizado en la Cancillería y organizado por la Embajada de Suecia en Argentina.

La energía mareomotriz se obtiene aprovechando el movimiento de las mareas y se utiliza para generar electricidad, el dispositivo presentado hoy por la firma sueca Minesto tiene la forma de un pequeño avión con una turbina y un generador que están conectados por una amarra al fondo del mar, desde donde la energía captada se transmite al continente.

“Imaginemos un niño jugando con un barrilete, del mismo modo que el barrilete vuela más rápido que el viento, este dispositivo alcanza una velocidad 10 veces mayor a la de la corriente del mar, por eso funciona con corrientes de baja velocidad”, explicó Karlsson. Y agregó: “La energía eólica, en cambio, necesita de vientos a grandes velocidades, lo que limita los posibles lugares”.
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Con uno de estos dispositivos, llamados Deep Green, se generan 500 kilovatios o 25 mega-vatio, y una instalación típica, de 100 dispositivos, puede abastecer a 33.000 hogares. El Deep Green flota a entre 80 y 120 metros del fondo del mar, por lo que no interfieren en la navegación ni genera contaminación visual, se mueve a 1,2 metros por segundo, aproximadamente, dibujando un ocho. Tiene 12 metros de longitud y pesa 10 toneladas, y puede ser instalado cerca de las áreas de consumo.

“En Irlanda del Norte instalamos un 'demotest' hace tres años, y ahora sabemos que esta tecnología funciona y es eficiente. En 2017, instalaremos un primer dispositivo a escala real, de 12 metros, en el mar de Gales”, informó Karlsson.

Minesto fue fundada hace nueve años para el desarrollo de esta tecnología, además de la prueba en Irlanda del Norte, firmó en las últimas semanas un convenio con instituciones de Taiwan para “testearlo” en las costas de ese país. El viaje de Karlsson, director de la firma, a Buenos Aires, tiene como objetivo “encontrar socios argentinos”.

“Sabemos que Argentina tiene el recurso natural, pero estamos en la etapa de investigación sobre las características locales de sus mares y costas. Recientemente estuvimos en Chile y allí detectamos que lo más viable es abastecer a pequeños pueblos que dependen del Diesel, que aún no están conectados a la red”, comentó.

En Argentina, tanto el Cenpat (Centro Nacional Patagónico), como Y-Tec (empresa tecnológica que depende de YPF y el Conicet), investigan, al menos desde 2014, el potencial energético del Mar Argentino en las costas del sur de la provincia de Santa Cruz y de Tierra del Fuego.

jueves, 17 de noviembre de 2016

Perovskita: ¿el próximo material base de la energía renovable?

Por Rodrigo Herrera Vegas - LA NACION
Este mineral se perfila como una alternativa al silicio para la construcción de paneles solares.

En el futuro, las celdas solares podrían reemplazar el uso de silicio por perovskita. Foto: Archivo

El año pasado en China y Estados Unidos se instalaron 7,5 gigawatts (GW) de energía solar. Eso fue todo un récord. Este año se podría llegar a alcanzar los 66 GW.

En China solamente ya se instalaron 43 GW, más que en ningún otro país; India aspira a alcanzar los 100 GW para el 2017. A lo largo y ancho del Oriente Medio, zona con una insolación extrema, la inversión pasó de ser de 160 millones de dólares, a 3,5 millardos. Todos apuntan a la generación solar. ¿Por qué se están construyendo más plantas solares? Simplemente porque cada vez son más económicas. Desde el 2009 a hoy, el precio ha disminuido un 70%, llegando a ser competitivo frente a las fósiles. ¿Qué tan económica puede llegar a ser la energía solar? No se sabe aún, pero todo indica que los precios seguirán bajando, y no solo por el aumento de la demanda.

Llega la competencia

Existen varias maneras de producir electricidad a partir del sol, pero el mercado de la energía solar está dominado por la célula fotovoltaica y en particular, por las de cristal de silicio. Hasta ahora otras opciones han sido sustancialmente menos eficientes o ridículamente caras. Parece que esto está por cambiar, y con ellos cambiaría todo el futuro de la generación de energía solar fotovoltaica.

Hace varios años se está trabajando con un material llamado perovskita, el cual fue capaz de romper la marca del 20% de eficiencia (que vienen teniendo las células fotovoltaicas a base de silicio tradicionales (las que se utilizan en satélites de comunicación son más eficientes, pero extremadamente costosas). La eficiencia marca cuánto de la energía solar que recibe la transforma en electricidad. Más es mejor. El hallazgo ha sido de tal magnitud, que ya se habla de la perovskita como el material que revolucionará el futuro de la energía solar y la generación de electricidad en general.

Para aquellos nuevos en el tema, la perovskita es una clase de material cristalino. Su estructura está basada en el mineral con el mismo nombre que se produce naturalmente, pero el cual también puede ser sintetizado de manera simple y económica. Estos atributos son atractivos para sustituir al silicio, el cual es costoso y requiere de un proceso productivo complicado e intensivo energéticamente. La perovskita no necesita de altas temperaturas en su proceso productivo, y esto implica un gran ahorro a la hora de producir el material. Existen otros materiales tampoco necesitan de altas temperaturas, pero su eficiencia no es suficiente para que sea rentable comercializarlas.

Hace tan solo siete años, la perovskita tenía una eficiencia del 3,8%. Faltaba mucho camino por recorrer para alcanzar al silicio, pero el camino se recorrió más rápido de lo esperado. Cuatro años atrás, el profesor Henry Snaith de la Universidad de Oxford anunció que pudo crear celdas capaces de alcanzar el 10%. A principios de este año, Snaith alcanzó un nuevo récord combinando la célula de perovskita con la tradicional de silicio la cual es capaz de capturar el 25,2% de le energía del sol, superando ampliamente a las células de silicio que se comercializan actualmente.

No satisfecho con estos valores dependientes del silicio, combinó dos capas de perovskita y alcanzó el 20,3%. Es menos eficiente que la combinación silicio-perovskita, pero se aproxima mucho a la eficiencia de las células de silicio, y es mucho más económica de producir de manera masiva. Parecería ser que el silicio tiene sus días contados.

Por supuesto, Snaith no es el único investigando este material. La investigación es tan interesante, que son varias las universidades que se han propuesto encontrar la combinación perfecta para lograr la mayor rentabilidad y eficiencia. Tal es el caso de la universidad de California, Berkeley (UC Berkeley), y el Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL) quienes hace muy poco lograron una combinación que alcanzaría la de Snaith, y además tendría la particularidad de poder colocarse sobre materiales flexibles. De esta manera, esa fantasía popular de la manta solar que se enrolla y desenrolla a conveniencia del usuario, no sería algo tan lejano como se creía originalmente. Incluso puede ser rociado sobre cualquier material. Tan solo imaginen cómo se reducirían los costos de transporte e instalación si esto llegara a funcionar.

El desafío

El desafío de la industria solar es lograr extraer la energía de la mayor cantidad de longitudes de onda posibles. Snaith sintetizó un tipo de perovskita que captura la onda azul eficientemente y deja pasar la onda roja. Imprimió este tipo de perovskita sobre un vidrio y la combinó con otra capaz de capturar la roja. A pesar que hace tiempo que existen perovskitas capaces de capturar la onda azul, Snaith necesitó de su co-autor Dr. Giles Eperon de la Universidad de Washington para desarrollar la que es capaz de capturar el fin del espectro rojo. Utilizando una combinación de estaño, plomo, cesio, iodo, y materiales orgánicos, Eperon tuvo éxito, incluso captura la luz infrarroja casi visible.
Una muestra con las dos capas de perovskita, destinadas a capturar luz en diferentes longitudes de onda
Una muestra con las dos capas de perovskita, destinadas a capturar luz en diferentes longitudes de onda. Foto: Universidad de Stanford
Pero varios obstáculos se interponen aun entre las perovskita y su uso en tu techo para darte energía, como quiere Elon Musk. Para empezar, la perovskita tiende a perder performance cuando se expone a la humedad. Para evitarlo, se necesita del plomo, y eso abre la discusión a problemas ambientales y de salud. Hay varios investigadores tratando de hacer perovskita estable libre de plomo, pero aún no lo han logrado. De todos modos, esto no parece ser un impedimento para todos, y ya se está hablando de comercializar en poco tiempo celdas solares de perovskita con plomo.

Recuperar la inversión

Una de las ventajas principales de los paneles de perovskita es que la recuperación de la inversión es más rápida. Al hacer un análisis de ciclo de vida de la cuna a la tumba de ambos tipos de paneles, teniendo en cuenta la extracción de la materia prima, los impactos ambientales de su fabricación, la energía utilizada para su producción y la vida útil, los de perovskita salen ganando la pulseada.

La población sigue creciendo, y con ella también aumenta la demanda de energía. Los recursos fósiles, si bien seguirán disponibles por un tiempo, son finitos y cada vez más costosos de extraer, por lo cual es necesario desarrollar el potencial renovable de manera urgente. Ahora bien, ¿qué tan rápido podremos adecuar la tecnología a las necesidades de mercado? Parece que la respuesta no va a tardar en llegar y seremos testigos de una nueva revolución energética, de la mano de la tecnología, la innovación y la ciencia.
Rodrigo Herrera Vegas es co-fundador de Sustentator.com

martes, 15 de noviembre de 2016

Activan un plan contra los cortes de luz

Por Pablo Fernández Blanco - LA NACION
Anticiparon mantenimientos y habrá equipos de emergencia
Instalación de la central de MSU en General Rojo, Buenos Aires, una de las apuestas para pasar el verano
Instalación de la central de MSU en General Rojo, Buenos Aires, una de las apuestas para pasar el verano. Foto: Ministerio de Energía

La evidencia de los últimos años es contundente: en verano se multiplican los cortes de luz en la zona metropolitana de Buenos Aires. Aunque el Gobierno admite que esa historia se repetirá en diciembre y en enero, empezó a desplegar en las últimas semanas un plan para amortiguar los problemas potenciales y contener el mal humor de los usuarios, que suele traducirse en cacerolazos y cortes de calles.

La iniciativa del Gobierno implica el mantenimiento acelerado de turbinas en uso, la instalación de equipos de emergencia, la reparación de cables y la puesta en marcha de nuevas turbinas.

El ENRE (el ente que regula al sector), a cargo de Ricardo Martínez Leone, y la Secretaría de Energía Eléctrica, que maneja Alejandro Sruoga, les ordenaron a Edenor y Edesur que lleguen a diciembre sin cables quemados en su red de distribución. Ese es el punto más débil del sistema. Por caso, ayer a las 20, con temperaturas mucho menores a las que se esperan para el verano, había 6711 usuarios sin suministro en la zona de Edenor y 20.693 en la de Edesur.

En paralelo, el Gobierno adelantó el mantenimiento de algunos equipos de generación para que estén en su mejor forma en los días críticos, y pospuso la salida de funcionamiento de otras unidades para el momento en que disminuya el calor, más allá de marzo.

Además, puso a disposición de las distribuidoras equipos de emergencia (denominados Ugems, muy costosos, pero también móviles, por lo que pueden desplazarse para atender problemas puntuales). Los administrará Enarsa, la compañía estatal de energía, y comenzarán a desplegarse por las zonas consideradas críticas en los próximos días.

LA NACION vio la denominada "Programación Estacional Definitiva" para la electricidad entre noviembre y abril del año próximo, una planificación que hace Cammesa, la compañía administradora del mercado, que establece las directrices del sector. De acuerdo con ese esquema, este verano la demanda máxima de electricidad en todo el país alcanzará los 26.300 MW, apenas por debajo de los 26.361 MW de disponibilidad media esperada con los que estima contar el Gobierno.

Aunque se trata de una diferencia estrecha, puede tener dos interpretaciones. La buena: la situación aparece algo mejor que el año pasado. La mala: con tan escaso margen, cualquier inconveniente le hará pasar al suministro eléctrico un momento de mucha dificultad.

Eso es lo que piensa el propio Gobierno. Si alguna de las turbinas activas en todo el país trastabilla, es muy probable que el Ministerio de Energía, a cargo de Juan José Aranguren , ordene la aplicación de cortes programados en el suministro eléctrico, algo que ya ocurrió en enero de este año.

La situación más compleja está en Buenos Aires. Endesa Costanera, una de las grandes centrales de la ciudad de Buenos Aires, junto a Puerto, tiene varias turbinas de gran porte en mantenimiento. Deberían entrar en operaciones en los próximos días, pero si se presentan fallas no previstas (una alternativa que contemplan en Energía), habría restricciones de energía en la zona de concesión de Edesur.

Según los cálculos oficiales, el próximo verano habrá entre 10 y 12 días críticos. La administración Macri espera recurrir en ese momento a grandes importaciones de Uruguay y especialmente de Brasil. El socio mayor del Mercosur tiene una situación que podría beneficiar a la Argentina en un momento de crisis: su economía está estancada (por lo que la demanda eléctrica es menor) y tiene un alto nivel de hidraulicidad (ríos cargados de agua), por lo que podría aportar volúmenes mayores a los habituales.

La generación brasileña deberá compensar la menor cantidad de agua que se acumuló en los embalses del Comahue, uno de los grandes centros de generación hidroeléctrica de la Argentina.

La cuestión eléctrica llegó a la mesa de Mauricio Macri. El lunes pasado recibió en la Casa de Gobierno a Santos Uribellarrea y otros ejecutivos de MSU, una compañía dedicada al agro que tiene en marcha una inversión de US$ 450 millones para instalar tres centrales de generación, de las cuales una estará en funcionamiento a fines de febrero.

El presidente sostuvo que recientemente había estado evaluando junto a su equipo inversiones de corto y largo plazo en generación eléctrica con la vista en el año próximo.

El caso de MSU es uno de los ocho proyectos con que cuenta Macri para amortiguar la crisis eléctrica. LA NACION vio el cronograma que maneja el Gobierno. Las máquinas entrarán en operaciones desde el 10 de diciembre próximo hasta el 31 de marzo del año que viene. Sumarán 753 MW, poco más de lo que hoy produce la central atómica Atucha II, para poner un ejemplo. Seis de ellos se instalarán en la provincia y el Gran Buenos Aires, uno en Córdoba y otro en Mendoza.

lunes, 14 de noviembre de 2016

Condonan $19.000 Millones a eléctricas (aunque las tarifas ya subieron)

Por Silvia Peco - Ambito.com
ES POR UN ARTÍCULO DE LA LEY DE PRESUPUESTO QUE TIENE MEDIA SANCIÓN DE DIPUTADOS
El acuerdo se gestó mediante una negociación política encabezada por el ministro del Interior, Rogelio Frigerio, con representantes de las provincias. Pero también se beneficia a Edenor y a Edesur.

Para el oficialismo, la eliminación de los subsidios sólo parece prioritaria en lo que se refiere a las tarifas que pagan los usuarios de gas y electricidad, mientras se amplían beneficios para empresas de energía. Así lo demuestra la inclusión en el proyecto de ley de Presupuesto 2017, que ya tiene media sanción de la Cámara de Diputados, de un agregado al artículo 15 con relación a la primera versión que había enviado el Ejecutivo, por la cual el Estado nacional condonará deudas de distribuidoras eléctricas con Cammesa por el precio mayorista de la energía por más de $19.000 millones tomando cifras de octubre.

Por esa iniciativa, se compensará a distribuidoras provinciales por el congelamiento de tarifas a que se comprometieron en 2014 y 2015 con el anterior Gobierno nacional, con la cancelación de deuda por la compra de energía. Dicho de otra forma, la administración actual afirma que reconoce a eléctricas provinciales, estatales y privadas la diferencia entre lo que cobraron y lo que hipotéticamente pudieron haber cobrado en esos dos años sin congelamiento y según los contratos de concesión, y aunque todas esas firmas transfirieron el precio de la energía a los usuarios en las facturas, y sin siquiera dar pruebas de que los montos a adjudicar realmente corresponden.

La principal beneficiaria es EPEC, la empresa pública de Córdoba, que acumula una deuda de más de $5.400 millones por la energía, y aun cuando ya subió tarifas este año y proyecta un aumento del 29% para el próximo. La medida además constituye una discriminación con respecto a las eléctricas que están al día con Cammesa, y sienta un precedente de que estas obligaciones pueden eludirse porque siempre se hace cargo el Estado nacional, aunque son los fondos con que se paga la electricidad a las generadoras.

Polémica

La situación es todavía más controvertida porque el artículo 15 reconoce la cancelación de deuda con Cammesa a distribuidoras "nacionales, provinciales y municipales", lo que significa que también estarán beneficiadas Edenor y Edesur, que dependen de jurisdicción nacional. Este punto fue uno de los más cuestionados por la oposición en la sesión de Diputados.

Edenor y Edesur no tenían deuda hasta enero de este año y tuvieron un incremento en tarifas desde febrero. Durante el gobierno anterior, las dos firmas, que operan en Capital Federal y Gran Buenos Aires, compensaron lo que debían pagar a Cammesa con un subsidio directo desde marzo de 2015, que se sumó al uso de los fondos recaudados por castigos a los usuarios por el PUREE (Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica) que teóricamente debía recaudar el Estado.

Pero durante este año fueron sumando montos impagos con Cammesa: más de $1.200 millones en el caso de Edenor y unos $430 millones en Edesur a octubre. La primera en su informe del balance del tercer trimestre a la Bolsa explicó que tiene pérdida porque en dos jurisdicciones importantes de su área de concesión -La Matanza y Pilar- hubo amparos que impidieron la aplicación de los aumentos dispuestos en febrero y obligaron a devolver dinero a los usuarios, con lo que también justificaría la mayor deuda por la energía y la diferencia que tiene con Edesur en cuanto a deuda.

Por su parte, Edesur en la presentación del balance, sostuvo que espera "una solución a los montos pagaderos a Cammesa y al ENRE originados para hacer frente a la operación de la empresa en la época de congelamiento tarifario".

Ambas compañías quieren que el Gobierno les condone la deuda tomada con Cammesa este año, y las multas impagas de 2003 en adelante que ahora se actualizaron según el valor del kilovatio fijado este año, aun cuando ya tuvieron un aumento y tendrán otro en 2017. (Las penalizaciones quedaron pendientes de pago entre 2003 y 2015 a cuenta de la revisión tarifaria integral que se hará ahora, pero las distribuidoras pidieron que no se las considere).

A octubre, otras grandes deudoras de Cammesa eran: Edelap con 1.800 millones, DPEC de Corrientes con 1.400 millones, EDEMSA de Mendoza con 1.340 millones, EPE de Santa Fe con 1.282 millones y Secheep de Chaco, con $1.000 millones.

Llamativamente, lo dispuesto en el artículo 15 de la ley de Presupuesto no tiene fecha límite, así que se entiende que las distribuidoras podrán seguir acumulando deuda en los meses que restan del año. La norma con media sanción indica que "la presente autorización regirá hasta un monto máximo equivalente a las deudas que las distribuidoras del servicio público de electricidad de las jurisdicciones pertinentes tuvieran con Cammesa".

Futuro incierto para una central a carbón, símbolo del relato kirchnerista (V)

Por Diego Cabot - LA NACION
Se invirtieron US$ 700 millones, pero no se terminó la obra; la usina está parada desde hace un año; reclamos cruzados.

El 4 de septiembre del año pasado había mucho viento en Río Turbio, tanto que la entonces presidenta Cristina Kirchner sobrevoló varias veces la pista antes de poder aterrizar. Pero lo hizo gracias a la pericia del piloto presidencial.

Salía vapor de la chimenea principal de la central térmica a carbón ubicada a pocos metros de la mina. La ilusión generadora estuvo encendida 20 días, todo lo que duró el carbón; desde entonces, aquel elefante blanco en el que se invirtieron unos 700 millones de dólares se debate sin rumbo cierto. Nadie sabe si se terminará o no la obra de la central, pese a estar en un 93% de ejecución. Tampoco se conoce quién la operará y menos aun si alguna vez el carbón de la mina estará disponible para que las calderas quemen y empiece así el proceso de generación de energía. No hay obreros y sólo se hacen algunas tareas de mantenimiento. La deuda se acumula, y los interrogantes, también.


La usina está parada desde hace un año foto: Archivo La usina está parada desde hace un año. Foto: Archivo.
La historia de la puesta en marcha y posterior paralización de la central térmica que construyó la española Isolux es una muestra del imperio del relato por sobre los tiempos de la ingeniería. Fue en agosto de 2015 cuando Roberto Baratta, entonces subsecretario de Coordinación del Ministerio de Planificación Federal, dio la orden. Había que encender como fuese una caldera para que Cristina Kirchner la inaugurara en la campaña presidencial. El imperativo llegó a Isolux, y desde la empresa le dijeron que la obra no estaba terminada y que sólo tenían presupuestada una puesta en marcha para las dos turbinas. Se corrían varios riesgos si se aceleraban los plazos. "O la prenden o les cortamos todos los pagos", respondió el gobierno de entonces. La prendieron.

Alrededor de 100 técnicos, entre los que aportó la empresa española y los de la alemana Siemens, fabricante de las turbinas, llegaron de todas partes del mundo para satisfacer los pedidos de Baratta. La puesta en marcha es uno de los momentos más complejos en la construcción de una central térmica y de ahí la movilización de profesionales. Requiere precisión de relojero.

Exótica puesta en escena

A principios de septiembre, la comitiva comandada por Baratta llegó a Río Turbio a ultimar detalles para el acto de la jefa. Fue una convivencia compleja entre técnicos, constructores y funcionarios apurados por las urgencias. Entre los viajeros estaba José María Olazagasti, ex secretario privado de De Vido, que por entonces ya reportaba como espía en la Agencia Federal de Inteligencia (AFI). Sus tareas no le impidieron estar presente y llevar a dos secretarias para la ocasión.

En esos días frenéticos, Baratta, un símil Guillermo Moreno pero de la energía, se salió varias veces de sus cabales. Un técnico sueco de Siemens fue testigo de la imposibilidad de decir un no en aquellos días. Baratta revoleó una silla ante una posición irreductible del ingeniero frente a un capricho del funcionario.

Para aquel acto de encendido de la planta, nadie había previsto que la caldera necesitaba una arena especial, que hubo que importar vía camión desde Chile. El carbón de la mina, motivo fundacional de la central, tampoco sobraba. Se transportó por una cinta que une el yacimiento con la usina toda la producción del año; alcanzó para 20 días y para que funcionara una sola turbina.

Fueron tres turnos para llegar a tiempo. Faltaban pocas horas cuando las dos secretarias de Olazagasti pidieron tubos de oxígeno para inflar los globos, marco adecuado para un festejo así. No hubo manera de hacerlas entrar en razón acerca de la peligrosidad de manipular oxígeno en una central térmica. Al fin y al cabo, ésa era una de las tareas por las que se habían movilizado a la frontera misma de la Argentina. Tubos de oxígeno llegaron importados desde Chile, más precisamente de Puerto Natale. Y los globos volaban.

Mientras los técnicos rogaban que los sistemas de sensores no pararan la turbina -la mínima falta de balanceo genera un freno automático-, la central se convirtió en un formidable escenario. Se montó un camarín para Cristina Kirchner y llegó la producción de televisión. Como el acto se iba a televisar en directo, el equipo audiovisual de la Casa Rosada montó el set. Unos 30 plasmas y varios equipos de audio le daban marco al anuncio, que se realizó en un galpón. En directo, las imágenes de la central humeando se reproducían en la pantalla.

El 4 de septiembre, y por cadena nacional, Cristina Kirchner inauguró una turbina. La usina empezó a quemar toneladas de carbón. Llegó a funcionar a poco menos del 50% de la capacidad de una de las turbinas -la otra estaba apagada- y entonces empezaron las llamadas a Cammesa, la mayorista eléctrica, para que la autorizara a llegar a la potencia máxima. Entre los requisitos de prueba está llegar al máximo para garantizar que todo funcione. Pero no hubo caso. "No aumenten la potencia que se termina el carbón. Que dure más", fue la respuesta.

Pese a la puesta en marcha, sin esta condición de probar a tope jamás se expidieron los certificados finales. Habrá que hacer todo el procedimiento de vuelta. A los 20 días, el carbón se terminó y la central se apagó. Parálisis en el Sur. Se instaló la desconfianza entre el Ministerio de Energía y la empresa española y las horas se pasan en eternos debates en los escritorios. Mientras, alrededor de 700 millones de dólares esperan algún destino.

La constructora, por pedido de este gobierno, despidió a todos los empleados. Cerca de 1500 trabajadores se marcharon, los contratos con las tercerizadas se cancelaron y sólo quedó una guardia. Los gastos de paralización insumieron alrededor de 300 millones de pesos que aún son motivo de entredichos entre el Ministerio de Energía y la constructora Isolux.

Hay obras que se hicieron este año, como la electrificación de la mina o la adaptación de la central para que la línea de alta tensión que iba a sacar la energía de la central térmica se convierta en receptora de electricidad. De esta manera, se dejaron de alquilar varios motores generadores que alimentaban el consumo de Río Turbio. Todos esos gastos son motivo de millonarias discusiones, mientras la Central Térmica Río Turbio espera un destino: usina o chatarra.

Cifras de un proyecto polémico

700 Millones de dólares - Fue la inversión que se hizo en la central térmica durante el gobierno de Cristina Kirchner; la obra tiene un 93% de ejecución, pero no está claro si volverá a operar, porque necesita que la mina produzca mucho más carbón

20 Días - Fue el tiempo que llegó a operar la central después de que la inauguró la presidenta Cristina Kirchner; luego se acabó el carbón que se usa como combustible, y hubo que apagarla

300 Millones de pesos - Fue el gasto que insumió la paralización de la central y de las obras; aún son motivo de discusión con los contratistas

El interventor descarta el cierre de la mina - El interventor en Yacimientos Carboníferos Río Turbio, Omar Zeidán, descartó que el organismo vaya a cerrar y precisó que este año tiene un presupuesto de $ 4200 millones para el yacimiento y 3000 millones para la usina generadora de electricidad. "El yacimiento venía con problemas estructurales muy grandes y un nivel de corrupción muy alto. Ahora estamos en un proceso de transición y reorganización", expresó Zeidán en declaraciones radiales.

"Se busca la racionalidad del yacimiento y ligarlo a la producción, es una empresa del Estado y debe convertirse en una empresa de todos los argentinos", agregó. De todas formas, admitió que "no es sostenible que los trabajadores tengan tres meses de vacaciones; los convenios colectivos deben estar ligados a la producción".

Qué derroche. Un obra impresionante pero sin planificación. Estuve adentro de la mina hace dos años y encontré voluntarismo de los obreros pero con abandono político...Me lleve la sensación que lo que interesaba era hacer el proyecto pero nunca intereso explotarla y generar electricidad.

domingo, 13 de noviembre de 2016

El Gobierno recibió más ofertas para invertir en energías renovables

Juan José Aranguren y Sebastián Kind en la conferencia de prensa de Energías Renovables. DYNCLARIN - Recibió una oferta para producir energía eólica y solar cuatro veces superior a la
que se buscaba.


Juan José Aranguren y Sebastián Kind en la conferencia de prensa de Energías Renovables. DYN.
El Gobierno recibió ayer cuatro veces más cantidad de ofertas que las buscadas en una nueva etapa de la licitación de energías renovables. Se presentaron  47 propuestas para la contratación de potencia por 600 MW en seis módulos de 100 MW cada uno (cuatro para energía eólica y dos para energía solar). El total de las subastas alcanzó los 2.486 MW.

Cuando las ofertas sean concretadas, se estima que la inversión de las empresas rondará los US$ 1.000 millones. Las firmas que participaron de esta ronda habían presentado precios por encima del promedio en la primera ronda de licitaciones de energía renovable. El ministerio de Energía  las convocó a mejorar sus ofertas,  en lo denominó "1.5". Son  contratos que el Gobierno debe pagar por el lapso de 20 años.

Se licitaban 400 MW de energía eólica, repartidos entre el Comahue, Patagonia, Buenos Aires y el resto del país y 200 MW de solar (100 para el Noroeste y 100 para el resto). 

Los precios no podían superar los US$ 60 MWh, aunque la oferta económica que presentaron se conocerá el miércoles 23. Dos días después se realizará la adjudicación.

De las 47 empresas, 19 presentaron proyectos para energía eólica, principalmente en Buenos Aires y por 1561,3 MW y otras 28 lo hicieron para emprendimientos de energía solar, por 925,12 MW. En este caso, San Juan  y Catamarca fueron los destinos más solicitados.

En  la primera ronda de licitaciones del programa Renovar de energías renovables, que buscó  captar 1.000 MW de potencia, también se excedieron las expectativas. El ministerio de Energía adjudicó 1.109 MW a 17 proyectos (de 11 compañías), que demandarán una inversión de US$ 1.800 millones. El concurso representa 2,9% del consumo eléctrico del país y apunta a sumar oferta para llegar a 2018 con 8% del consumo energético de fuentes renovables, que hoy se ubica en 1,8%.

YPF, Invap, la eléctrica mendocina Emesa o la italiana Enel (Edesur) se quedaron afuera en la primera vuelta y se espera que mejoren en esta convocatoria.

Hasta ahora, el precio mínimo ofertado por energía eólica fue de US$ 49,01.  Los valores de renovables están siendo inferiores a los promedio de generación eléctrica del país (US$ 75).

sábado, 5 de noviembre de 2016

El Gobierno quiere que los hogares le vendan electricidad a la red

Por Pablo Fernández Blanco - LA NACION
Espera que antes de fin de año se apruebe una ley que lo habilite; habría créditos y un estímulo económico para quienes instalen paneles solares en sus casas
Cómo funciona el sistema
Cómo funciona el sistema

Un consumidor acostumbrado a derrochar la energía que producen otros debido a los bajos precios que paga deberá transformarse en un productor atento al gasto energético de su hogar y a las oportunidades comerciales que consiga para volcar al sistema nacional la energía que genere en el techo de su casa. Esa es la gigantesca metamorfosis que, según imagina el Gobierno, se producirá en la Argentina en un período relativamente corto.

Para muchos puede parecer una quimera, pero el cronograma oficial indica que el plan se pondrá en marcha el año próximo. Hay motivos que sostienen esa predicción. Por ejemplo, de manera silenciosa la figura del productor-consumidor comenzó a proliferar en algunas provincias, como Santa Fe.

La clave de la transformación tiene que ver con el desarrollo de las energías renovables, uno de los sectores que hasta ahora le trajo las mejores noticias del sector privado al presidente Mauricio Macri, con promesas de inversión por casi US$ 2000 millones en grandes proyectos.

En el caso de los hogares, el objetivo del Ministerio de Energía, a cargo de Juan José Aranguren, es tentar a los consumidores para que instalen en los techos de sus viviendas paneles solares que permitan tomar la radiación del sol para convertirla en electricidad, algo que podría aplicarse en casas y viviendas de propiedad horizontal (PH).

Quienes elijan esa opción tendrán dos beneficios inmediatos en términos de su economía cotidiana: como producirán parte de la energía que utilizan (habitualmente las instalaciones no alcanzan para cubrir todas sus necesidades), se les achicará la factura que reciben de las distribuidoras, como Edenor y Edesur.

Además, en los períodos que no usen la energía (cuando se van de vacaciones, por ejemplo) tendrán una pequeña producción excedente, que se les remunerará de una manera que aún no está definida.

En otros términos: funcionarán como inversores que harán un desembolso inicial y tendrán un ahorro y un ingreso en base al capital que pusieron. "Está la decisión de llevar el plan adelante y queremos que las leyes salgan antes de fin de año", explicó a LA NACION el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind.

El proyecto legal del futuro desarrollo energético en los hogares ya está en el Congreso. El diputado nacional Cali Villalonga (Cambiemos), ex titular de Greenpeace en el país, presentó un proyecto para regular la generación en las casas. Es probable que la iniciativa sume propuestas de otras alternativas que también buscaban dictamen de la Comisión de Energía de Diputados.

Semanas atrás, Kind le mandó una carta al presidente de ese cuerpo para pedirle que acelere su tratamiento. Se trata nada menos que del ex ministro de Planificación, Julio De Vido. "La ley permitirá que sea legal la generación distribuida, que puedas tener paneles solares en la terraza. Desde que esté reglamentada la ley, las casas podrían vender luz. También habría que contemplar algunos incentivos para que eso pase, hay varias alternativas", sostuvo Kind, quien no quiso dar más precisiones sobre los planes oficiales.

Las alternativas, de todas maneras, se pueden resumir: es probable que contemplen financiamiento especial para esa clase de proyectos y una conveniencia económica para quien haga la inversión.

El futuro de la iniciativa depende de ese punto. Según Pablo Ilincheta, gerente de Ventas de Solartec, para abastecer el consumo promedio de una vivienda en la Capital y el Conurbano bonaerense sin el uso del aire acondicionado se necesita un equipo de paneles solares de 1500 vatios nominales. Eso generará un promedio de 6000 watts hora/día. Su costo: US$ 4500, es decir, casi $ 70.000.

Muchas compañías industriales eligieron unidades más grandes y también más costosas, pero se pueden instalar equipos más chicos que abastezcan parcialmente las necesidades de un hogar (como la iluminación exterior, por caso). "En los hogares, por ahora el que lo instala lo hace por una cuestión de filosofía. Hasta que no esté la ley, no es viable en términos económicos en lugares donde hay red", completó.

Experiencia local

Santa Fe es pionera en generación distribuida. Desde 2013, cualquiera tiene la posibilidad de conectarse a la red y vender la energía que le sobre en el marco del programa Prosumidores (un acrónimo que surge de combinar las palabras productores y consumidores, la versión en español del prosumer en inglés). Sin embargo, pocos lo hicieron. Hoy hay unos 10 productores, en su mayoría hogares, que comercializan su energía, y otros 10 que están completando los trámites para hacerlo, según Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia. Para convencer a los potenciales interesados, Santa Fe paga a los productores residenciales $ 5,5 adicionales por kilovatio, algo que facilita el recupero de la inversión.

La funcionaria explicó a LA NACION por qué decidió subsidiar esa clase de iniciativas: "Me reuní a principios del año con funcionarios del Gobierno y me dijeron que iban a apoyar la energía distribuida. Previendo eso, queríamos desarrollar proveedores en Santa Fe, algo que está empezando a ocurrir", sostuvo.

En Europa, España, Australia, e Italia tienen en marcha iniciativas para que los usuarios que tengan instalados sistemas de generación puedan vender el excedente, pero los países nórdicos, como Dinamarca, llevan la delantera. En la región, Uruguay dio el primer paso y Chile tiene desde hace años una ley que reglamenta el sistema.

Números de la energía limpia

2000 Millones de dólares - Es la promesa de inversión que recibió el Gobierno de diversas empresas para instalar grandes proyectos de energías renovables, entre las que se destacan la eólica y la solar. Fue en la primera licitación de esa clase de insumos

10 Hogares conectados - Son las casas que le venden energía a la red, todas emplazadas en la provincia de Santa Fe, que reglamentó la actividad en 2013. El Gobierno considera que ese ejemplo se puede reproducir a escala nacional, para lo que contempla la sanción de una ley que reglamente la actividad y dé estímulos a los interesados

Del editor: cómo sigue. ?El Gobierno quiere que el proyecto sea aprobado antes de fin de año; es clave para suavizar el efecto del fuerte aumento de tarifas

martes, 1 de noviembre de 2016

YPF firma acuerdo con petrolera noruega para explorar el Mar Argentino


El CEO de YPF, Ricardo Darré, y el vicepresidente ejecutivo de Exploración de la petrolera noruega Statoil, Tim Dodson, firmaron este viernes un acuerdo de cooperación para profundizar el conocimiento que YPF posee sobre el offshore argentino. Según informaron desde YPF, el convenio que se suscribió en la sede de Statoil en Oslo, Noruega, permitirá “realizar estudios conjuntos en un área de interés mutuo, que cubre principalmente el talud continental del offshore argentino”.


El área en cuestión se extiende sobre unos 360.000 kilómetros cuadrados que van desde el límite con Uruguay hasta los 45° de latitud (norte de Comodoro Rivadavia, Chubut), en donde las profundidades del agua varían entre los 500 y 3.500 metros. Desde la petrolera argentina precisaron que “es una zona de frontera, es decir de alto potencial y alto riesgo, donde ambas compañías consideran que pueden existir varios prospectos hidrocarburíferos a ser investigados en las cuencas del Salado, Colorado y Argentina”.

Tanto para YPF y como para Statoil el acceso a nueva información será fundamental para mejorar el conocimiento del potencial del área. El acuerdo firmado hoy prevé el estudio de nueva sísmica 2D a ser adquirida en un área de interés en común.

La sísmica 2D es una práctica habitual en la industria de los hidrocarburos que consiste en el envío y recepción de ondas sonoras desde una embarcación equipada con tecnología para tal fin. En una segunda etapa, se procede al procesamiento, análisis e interpretación de la información obtenida.

Hasta ahora, los esfuerzos exploratorios en el Mar Argentino estuvieron focalizados en aguas someras de la plataforma continental, en las cuencas del Salado y Colorado; además de otros realizados en las aguas de la cuenca del Golfo San Jorge y de la cuenca de Malvinas.

En los últimos años, YPF realizó un estudio integral del offshore del Atlántico Sur (Uruguay y Argentina) que cubre todas las cuencas e incluye el potencial en aguas profundas, aspecto que se incorporó a la estrategia de la compañía hacia finales de 2012. La firma del acuerdo le permitirá a YPF sumar a estos esfuerzos la experiencia en el offshore profundo de Statoil, construida principalmente en Brasil y el Mar del Norte. (El Inversor on line)

Vidal anunció la puesta en marcha de la obra de un parque eólico en Bahía Blanca

(ANDigital) - El proyecto demandará una inversión de 150 millones de dólares y brindará 100 MW de energía limpia y renovable. La gobernadora bonaerense subrayó que “es el camino a seguir” para “un mundo distinto que tenemos que empezar a cuidar”.
El mensaje de la mandataria.
La gobernadora de la provincia de Buenos Aires, María Eugenia Vidal, anunció la puesta en marcha de la obra del Parque Eólico Pampa I de Bahía Blanca, que demandará una inversión de 150 millones de dólares y brindará 100 MW de energía limpia y renovable para “un mundo distinto que tenemos que empezar a cuidar”.

“Éste es el camino a seguir”, destacó Vidal durante el acto, que compartió junto al secretario general del Gobierno, Fabián Perechodnik; el ministro de Educación, Alejandro Finocchiaro; el director de Desarrollo de Servicios Públicos, Edgardo Volosín; el intendente local, Héctor Gay; y el presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin.

Cabe reseñar que Pampa Energía destinará, además, otros 100 millones de dólares para la ampliación en 100 MW adicionales en la Central Térmica Piedra Buena de Bahía Blanca y otorgará cien becas a alumnos de escuelas secundarias, técnicas y estudiantes universitarios para instruirse en el campo de la energía ecológica.

Además de remarcar que el proceso de instalación de 29 molinos de viento “va a dar trabajo a 300 personas”, la jefa del Estado provincial manifestó que la iniciativa “no es una obra de energía más: apuesta a la energía renovable, como en distintos lugares de la Argentina. El cambio climático hay que enfrentarlo con medidas concretas, para un mundo distinto que ya tenemos que empezar a cuidar”.

“El de la energía renovable es un camino que empezamos hace muy poco. Si se piensa en el futuro, es el camino a seguir”, sentenció la gobernadora. En el Parque Eólico se montarán 29 aerogeneradores de 3,45 MW cada uno. Tienen una altura de 87 metros hasta el buje - en donde se insertan las palas - y un diámetro del rotor (palas) de 126 metros. (ANDigital)

Edenor y Edesur pagarán multas si cortan o fallan en la prestación del servicio

Por Martín Bidegaray - Clarin.com
El Gobierno dice que hasta ahora no pagaban las multas. Con las nuevas tarifas estarán obligadas.
Cortes. Durante el gobierno anterior promediaron 30 horas por usuario.
Cortes. Durante el gobierno anterior promediaron 30 horas por usuario.
El Gobierno obligará a las empresas distribuidoras eléctricas (Edenor y Edesur) a pagar las multas por el incumplimiento de su servicio o las interrupciones en el suministro. “Iniciamos un camino de normalización que va a incluir que las empresas tengan un incentivo a hacer las cosas bien porque les vamos a cobrar las multas”, dijo Alejandro Sruoga, secretario de Energía Eléctrica, como una de las conclusiones de la audiencia pública de la luz que se realizó el viernes pasado.

El reclamo de mayor control por parte del ente regulador (Enre) fue una constante de las asociaciones de consumidores, intendentes y particulares que concurrieron al encuentro. El Gobierno entiende que, con mayor tarifa, las empresas contarán con fondos para realizar mejoras.

“Durante todos estos años, las multas se devengaban y no se cobraban”, explicó el funcionario. A partir de febrero regirá un nuevo cuadro tarifario, aunque la corrección todavía no fue determinada. Las empresas hablaron de un 30% “promedio” en el valor de distribución -lo que cobran por su servicio-pero en los casos que presentaron en la audiencia las subas van del 50% en hogares a más de 80% en comercios, como exhibió Edenor en sus ejemplos.

“Hay un objetivo político de regularizar la situación del sistema eléctrico antes del 1° de febrero de 2017”, planteó Sruoga. El objetivo es “empezar el próximo año con un régimen tarifario de equilibrio y multas que sean incentivos reales”, señaló. “Habrá un régimen en el cual si las empresas no cumplen el sendero de mejora de calidad, van a ser sancionadas y el usuario verá el efecto de esas multas en un descuento de su factura”, afirmó.

Edenor se comprometió a invertir $ 25.000 millones en el próximo lustro, mientras que Edesur destinará $ 14.000 a mejorar su red si se cumplen con sus expectativas de tarifas. En diciembre, se celebrará otra audiencia pública -de alcance nacional- que definirá los precios mayoristas de la energía. Allí se planteará si el Estado nacional seguirá subsidiando a la generación (como hace ahora) o disminuirá su intervención en ese sector.

“El ENRE le pidió a las empresas recuperar las 10 horas de corte por usuario y la frecuencia de cuatro cortes también al año (como sucedía hace 10 años)”, explicó Sruoga. Tras el kirchnerismo, el sistema está por encima de las 30 horas de corte de servicio por usuario al año.

El ministerio de Energía también apunta a una renovación del ente regulador. Se está realizando una convocatoria pública para los puestos directivos, donde los antecedentes laborales y académicos sean considerados para la conducción. Hasta aquí, la dirección del ENRE era política. El Gobierno hablan de una conducción “idónea”, sin la discrecionalidad que pueden tener los políticos cuando ocupan estos cargos.

Aún con los aumentos que planean, las empresas consideran que las tarifas locales serán más baratas que las de otros vecinos. Hablan de US$ 0,08 por kw/h, que es menos de la mitad que Brasil (US$ 0,18) y un tercio de lo que cobra Uruguay (US$ 0,24).
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