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viernes, 11 de agosto de 2017

De basura a energía: cómo es el proceso para generar energía y abastecer a 25.000 hogares

Por Ignacio Repetto - Clarin.com
Lo consiguen a través del procesamiento de los gases que se generan con los resiudos orgánicos que llegan al relleno de José León Suárez. También obtienen agua apta para riego. 
De basura a energía: cómo es el proceso para generar energía y abastecer a 25.000 hogares
Planta. En José León Suárez, se procesan 15.500 tolenadas de basura por día. Foto: Diego Díaz.

Es confuso entrar a un predio donde cada día llegan 15.500 toneladas de residuos y encontrarse con un espacio que se parece a un campo. En el Complejo Ambiental Norte III de la Ceamse, sobre el Camino del Buen Ayre, entre los partidos bonaerenses de San Martín, San Miguel y Tigre, hay árboles, tranqueras de madera, estanques con patos y cuidados senderos de tierra que conectan los que a la distancia parecen simples galpones y estructuras de formas industriales.

Se trata de 500 hectáreas que alojan la basura de 32 municipios de la Provincia y la Ciudad. Debajo de la foto campestre descansan 61 millones de toneladas de residuos.
Aquí, a partir de lo que se tira al tacho se genera energía eléctrica y se obtiene agua, que no sirve para tomar porque tiene un alto contenido de sales, pero sí para riego y puede ser volcada a un curso de agua natural.

Las 15.500 toneladas ingresan a diario en 1.600 camiones y prácticamente el total tiene como destino final el relleno sanitario.

Mientras que países como Noruega colocan bajo tierra menos del 20% de la basura, la estrategia de la Ceamse es obtener el máximo provecho posible de los desechos sepultados hasta que sea posible ampliar la cantidad de residuos que son procesados, que hoy es el 13%. En ese plan comenzará a funcionar en noviembre una planta con capacidad para procesar el 100% de los residuos generados en La Plata, Berisso, Magdalena, Brandsen y Ensenada, donde se encuentra.
De basura a energía: cómo es el proceso para generar energía y abastecer a 25.000 hogares
Planta. En José León Suárez, se procesan 15.500 tolenadas de basura por día. Se usan los gases para generar energía y se obtiene agua apta para riego. Foto: Diego Díaz.

Debajo de la tierra, los desechos orgánicos emanan gases mientras se pudren y a su vez producen un líquido fétido -que llaman "lixiviados"- al mezclarse con la humedad. A diferencia de un basural a cielo abierto, la Ceamse transforma esos gases en electricidad y el líquido en agua cristalina y sin mal olor, con posibilidad de ser empleada para diversos fines.

Es decir, por un lado evita que los gases (entre ellos dióxido de carbono y metano) vayan directo a la atmósfera y por otro les saca provecho transformándolos en energía. Lo mismo con el líquido: mediante un sistema de impermeabilización de los rellenos evita que se filtren y contaminen las napas y, un vez saneados, les atribuye una utilidad.
De basura a energía: cómo es el proceso para generar energía y abastecer a 25.000 hogares
Planta. En José León Suárez, se procesan 15.500 tolenadas de basura por día. Se usan los gases para generar energía y se obtiene agua apta para riego. Foto: Diego Díaz.

A través de dos sistemas de cañerías en el interior de los rellenos los gases y los líquidos son captados por separado y destinados a las usinas donde se los procesa.

En el caso de los gases, o “biogás” como dicen los expertos, se lo somete a una depuración para extraerle la humedad y las partículas sólidas, se lo quema en unas usinas que trabajan las 24 horas y mediante un alternador se convierte el movimiento generado en energía. “El metano es 21 veces más generador de efecto invernadero que el dióxido de carbono, al quemarlo lo bajamos a dióxido de carbono y dañamos menos la atmósfera”, explica Marcelo Rosso, gerente de Nuevas Tecnologías y Control Ambiental.
De basura a energía: cómo es el proceso para generar energía y abastecer a 25.000 hogares
Planta. En José León Suárez, se procesan 15.500 toneladas de basura por día. Se usan los gases para generar energía y se obtiene agua apta para riego. Foto: Diego Díaz.

Luego, la energía es conducida por un electroducto de 12 kilómetros por debajo del río Reconquista, Camino del Buen Ayre y el arroyo Güemes, hasta la subestación Rotonda, en José León Suárez, y empalma con el sistema interconectado nacional, desde donde abastece el consumo promedio de 25.000 hogares.

Los lixiviados, por su parte, son tratados en cuatro plantas con inmensos piletones llenos de un líquido oscuro y espumoso como cerveza negra. Allí se los somete a una digestión aeróbica, para que bacterias se consuman el material biodegradable, y a un sistema de doble filtración que termina de retener sólidos y bacterias. Lo único que los filtros no alcanzan a depurar es una porción de sales. Por eso el agua no es apta para ser ingerida. Por día se tratan cuatro millones de litros.

Al igual que las plantas que generan energía, las de los lixiviados funcionan todo el día y están prácticamente automatizadas: el personal sólo hace control y mantenimiento.

Distinto sucede en la Planta de Tratamiento Biomecánico, donde 130 personas manipulan máquinas y usan sus manos para separar lo que se puede reciclar. En este inmenso cobertizo con cintas que transportan basura, y que no huele tan mal si se tiene en cuenta la variedad de desechos a la vista, se procesan 1.100 toneladas de las 4.500 provenientes de la Ciudad y se logra recuperar 600 que no terminan bajo tierra.

El complejo también recibe neumáticos y restos de poda que transforma en caucho granulado y compost. Con las 600 toneladas de caucho que logran por mes se puede hacer el césped sintético de seis canchas de fútbol 11. Y de las 800 toneladas mensuales de residuos verdes obtienen 200 de fertilizante que se dona a municipios y parques.

“El objetivo es reducir lo que se entierra para prolongar la vida útil de la tierra que usamos”, explica el técnico Gustavo Rocca. De ahí la importancia de separar los reciclables. Una botella de vidrio, por ejemplo, no terminaría en relleno y no ocuparía espacio, un problema latente en la Ceamse, que al ritmo de 15.500 toneladas diarias tiene capacidad para 13 años más.

Sin embargo, esos tiempos pueden prolongarse con cambios de hábitos y políticas públicas.

Desde la Ceamse, el presidente Gustavo Coria asegura que de cara a 2030 pasarán a procesar el 100% de lo recibido. Países avanzados en el tema como Alemania hoy procesan el 80%.

jueves, 10 de agosto de 2017

El Gobierno licitará 2.825 kilómetros de líneas de alta tensión con una inversión prevista de u$s 3.000 millones

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(Telam) - El gobierno nacional licitará en el primer semestre de 2018 las obras destinadas al tendido de líneas de transmisión eléctrica, con los que se espera responder a las necesidades del sistema ante la nueva oferta de generación por la incorporación de proyectos de fuentes térmicas y energías renovables.

Se tenderán 2.825 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, con los que se espera responder a las necesidades del sistema ante la nueva oferta de generación por la incorporación de los proyectos de fuentes térmicas, cierres de ciclo combinado y de energías renovables que comenzarán a operar en 2021.

Así lo anticipó esta tarde el secretario de Energía Eléctrica, Alejandro Sruoga, al precisar que se trata de 9 proyectos por 2.825 kilómetros de tendido de líneas por unos 4.800 Mv asociados, y un requerimiento estimado en 3.000 millones de dólares que serán de exclusiva inversión privada, ya que se analiza un repago de obra mediante un canon anual a 10, 15 o 20 años.

El funcionario, tras el acto de presentación de ofertas para la generación eléctrica mediante cierre de ciclos combinados o cogeneración, adelantó la decisión del Ministerio de Energía de atender la demanda futura del sistema de transporte eléctrico tras el análisis e informe técnico que recibió del sistema por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Las recomendaciones de la empresa mayorista precisaron las obras que se requerirán para asegurar la sustentabilidad del sistema antes de 2021.

Ofertas por US$ 3000 millones para producir electricidad

Resultado de imagen para Ofertas por US$ 3000 millones para producir electricidad(La Nación) - Nueve empresas presentaron proyectos para aumentar la capacidad de generación en el país; superaron la expectativa oficial.

El Ministerio de Energía y Minería, a cargo de Juan José Aranguren, recibió ayer las ofertas técnicas y económicas de las empresas interesadas en instalar plantas de generación de energía eléctrica mediante el cierre de ciclos combinados, algo que permitiría aumentar la eficiencia del sistema.

En total, se recibieron 40 ofertas que, en caso de concretarse, representarían una inversión estimada en torno de US$ 3000 millones, por encima de las expectativas de Energía, según explicó en un comunicado ese ministerio.

Los proyectos fueron propuestos por nueve grupos empresarios localizados en 10 provincias. En el caso de las ofertas para instalar cogeneración (generación relacionada con un proceso industrial), los interesados pertenecen a las industrias aceitera, petroquímica, destilerías, química y gas.

El criterio para la selección de las mejores ofertas se basará en el cálculo de los beneficios que producen en el sistema eléctrico en su conjunto. La apertura de las ofertas económicas se hará el 30 de este mes y la adjudicación, el 22 de septiembre.

"Esta licitación se realiza en el marco de la emergencia eléctrica vigente hasta diciembre 2017 y tiene por objetivo dotar de seguridad y confiabilidad la generación del mercado eléctrico mayorista y mejorar la eficiencia en el uso de los combustibles que la operación del sistema requiere", explicó Energía.

Por otra parte, el ministerio informó que comenzó a regir la garantía del Banco Mundial para los proyectos de energías renovables que se adjudicaron en los últimos meses. Según fuentes del sector, se trata de un paso importante para esa industria, dado que algunas iniciativas estaban demoradas a la espera de ese aval, por unos US$ 480 millones.

Aranguren y su par de Finanzas, Luis Caputo, firmaron ayer por la tarde el Acuerdo de Indemnidad con el Banco Mundial (BM) para el Programa de Garantía al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (Foder).

A partir de estas adhesiones comienza a regir la garantía, con plazos de hasta 20 años para cada uno de los 27 proyectos de las rondas 1 y 1.5 del Programa RenovAr que la han solicitado, de los cuales 12 son eólicos (721 MW), 10 son de energía solar fotovoltaica (306 MW), cuatro son pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (4 MW) y uno de biogás (1 MW).

Emergencia eléctrica

La búsqueda de inversiones en generación eléctrica fue una de las primeras tareas a las que se lanzó Aranguren tras asumir, luego de declarar la emergencia del sector. En el marco de la denominada resolución 21, que creó condiciones atractivas para las empresas privadas, están en marcha con diverso grado de avance inversiones por entre US$ 2600 millones y US$ 3000 millones para instalar 2989,3 MW, de los cuales la mayor parte deberían estar listos este año (unos 2848 MW), para atender la demanda del verano próximo.

En julio pasado se puso en marcha la primera central en el marco de ese programa, con desembolsos por US$ 110 millones, a cargo de la empresa Genneia.

Los proyectos de la resolución 21, de diverso tamaño, están distribuidos por casi toda la geografía argentina. Hay en Buenos Aires, Santiago del Estero, Córdoba, Neuquén, Jujuy, Mendoza, Santa Fe y Tucumán, por caso.

Bajo un esquema similar avanzaron los contratos de energías renovables, en los que el Estado se compromete a cumplir un acuerdo en dólares a 20 años por el cual Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico, comprará la energía que produzcan esos proyectos. Tendrá un ajuste de 1,7% interanual para compensar la inflación en moneda extranjera. Se esperan desembolsos por US$ 3500 millones hasta 2019, para instalar 2423 MW.

La mayor parte de los proyectos no estará lista este año, sino en 2018 (por un total de 2411 MW).

martes, 8 de agosto de 2017

Río Turbio y otros muertos que quedaron en el placard de Energía

Por CLEDIS  CANDELARESI - Cronista.com
Energía tuvo un sueño muy osado, que podría honrarse con u$s 230 millones, casi una nimiedad si se consideran los montos comprometidos en grandes obras energéticas. Ese es el presupuesto estimado para poner en funcionamiento la usina térmica de Río Turbio y, de ser legalmente factible, con Isolux, la misma controvertida contratista que hasta ahora ejecutó el inconcluso y oneroso emprendimiento.
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Pero las fantasías oníricas del ministerio que comanda Juan José Aranguren deberían superar muchos obstáculos para concretarse, empezando por las dudas que aún subsisten en el Gobierno sobre el sentido de terminar esa central térmica, que según la Sindicatura General de la Nación hasta ahora costó el dislate de u$s 1624 millones, cinco veces por encima de un precio de referencia en el mercado.

La obra tiene escaso rédito económico general, pero es importante para la comunidad santacruceña, jaqueada por problemas económicos. Puesta en funcionamiento, integraría un combo con la mina homónima que permitiría mantener viva a la población en un punto de la frontera norte de Santa Cruz que, de otro modo, estaría condenado a la desolación.

Puertas adentro, el vicejefe de Gabinete, Gustavo Lopetegui, es categórico. Para él debería abandonarse la partida y cerrar la mina estatal. Esta producirá carbón para la central que apenas aportará al sistema 240 mega (0,6% de la potencia instalada).
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Sin embargo, los corazones sensibles del área energética concibieron una idea diferente, inspirados en el afán de garantizar la supervivencia de empleados mineros que no podrían hacer otra cosa. Y, por qué no, con aliento del mal menor: mejor gastar un poco más para terminar la usina térmica que tirar aquel monto a la basura.

La obra paralizada a poco de terminar fue ejecutada por la española Isolux Corsan y dio lugar a millonarios reclamos cruzados con el Estado, de los que deben ocuparse los abogados públicos. La constructora ibérica está en convocatoria, el pool de bancos liderados por el Santander aún no le encontró comprador y el juez Claudio Bonadío reabrió una causa por presuntos sobreprecios en Río Turbio.

Esos son los grandes obstáculos para consumar la otra parte del atrevido plan oficial, que sería contratar la terminación de la usina con la propia Isolux, más allá de cómo se resuelvan los entuertos con ella, escindiendo el pasado del futuro.

Mirando hacia adelante, la empresa tiene todo el know how y un nuevo concesionario podría resultar mucho más caro, al tomar recaudos por los posibles vicios ocultos de la obra, según especulan en algunos despachos públicos. Pero para esa eventual (y pragmática) contratación directa es necesario un dictamen jurídico oficial que la avale y, previo a ello, que la contratista resuelva su situación patrimonial. Ergo: idea en stand by.

Claro que si éste u otro plan para poner en marcha el complejo viera la luz, luego sobrevendrá un ajuste ineludible para Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT). La usina térmica cobraría por su energía unos 80 dólares el mega, según las actuales pautas de mercado. Eso es muchísimo menos de lo que necesita para pagar el carbón que usará como insumo. Carísimo por los altos costos de la mina, que nadie en el macrismo imagina subsidiar ad infinitum.

Hay otras obras de dudoso valor y opaca historia que ponen a Energía en el dilema de seguir gastando para no convertir en desperdicio total el esfuerzo fiscal pasado.
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El Gasoducto del Noreste es otro ejemplo. Enarsa es responsable de otra obra pública dificultosa y cara, que hace más de una década propuso construir Techint bajo el esquema de iniciativa privada pero que el ex ministerio de Planificación decidió llevar a cabo con licitaciones por tramos hoy sospechadas de irregularidades.

El Gobierno encomendó a la Sigen auditar en detalle esas contrataciones, mientras que la firma pública está relicitando un fragmento del ducto que se había adjudicado a Vertúa y quedó inconcluso a pesar de los pagos recibidos por la empresa. La idea es terminarlo más allá de su justificativo técnico.
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En realidad, el destino del millonario gasoducto nordestino, que prevé abastecer de gas natural a Salta, Formosa, Chaco y Santa Fe, es una incógnita a despejar. El ministro Juan José Aranguren apuesta a que Bolivia tendrá gas suficiente para venderle a la Argentina llenando esos caños.

Las productoras gasíferas de la cuenta norteña, buscan como acopiar el carburante que les sobre en el verano para inyectarlo en el ducto terminado durante el invierno. Mientras que el propio Hugo Balboa, presidente de Enarsa, plantea que será utilizado como un gran depósito para la época estival.

Una idea vanguardista de funcionarios exigidos por la herencia de mega obras que los incomodan con disyuntivas, alborotando sus conciencias.

Atucha II volvió a generar energía después de cuatro meses sin ingresos

Por  SANTIAGO SPALTRO - Cronista.com
Terminó la primera parada técnica de la central, cuya construcción terminó en el 2014. La operadora Na-Sa dejó de facturar $ 1500 millones por el service. Atucha II está ubicada en la localidad bonaerense de Lima y tiene una potencia de 745 MW, el 5% de la demanda
Atucha II está ubicada en la localidad bonaerense de Lima y tiene una potencia de 745 MW, el 5% de la demanda
La Central Nuclear Atucha II volvió el sábado a generar energía eléctrica y ya se encuentra a un 85% de su capacidad, según informó la operadora Nucleoeléctrica Argentina S.A. (Na-Sa). Fuentes de la compañía dijeron que en el transcurso de esta semana empezará a operar al 100%.

Atucha II, que se terminó de construir en 2014 y tiene una potencia de 745 MW, había ingresado a mediados de marzo a su primera parada técnica programada, con un pronóstico de finalización para junio. Sin embargo, los técnicos encontraron problemas en los canales del reactor y demoraron su puesta en funcionamiento.

"Se detectaron comportamientos inesperados que llevaron a realizar nuevas inspecciones y completar los trabajos necesarios para normalizar la situación, en coordinación con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y la Autoridad Regulatoria Nuclear. Participaron 600 personas de la empresa, 489 contratistas y 30 especialistas de las firmas internacionales Siemens, Areva, AEG, KSB y SINIM", comunicó Na-Sa.

La planta es un símbolo de las promesas incumplidas de los diferentes gobiernos en relación a la obra pública. La construcción se inició en 1982, se frenó en 1994 y se reactivó en 2006. El kirchnerismo quiso tenerlo listo para 2010, pero lo terminó en 2014, según dicen en el sector, con "demasiado apuro" y, por eso, hubo que tenerla parada en los meses más complicados de este invierno.

El proyecto original contemplaba un costo total de u$s 1900 millones. La finalización se estimaba en u$s 700 millones y terminó costando más de u$s 3000 millones. El ex presidente de Na-Sa, José Luis Antúnez, afirmó en 2013 que se debía a "la recuperación del poder adquisitivo del salario en Argentina".

Meses atrás, el subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, había estimado que por cada mes sin entrar en servicio, la central deja de recibir unos $ 340 millones, su facturación. Es decir, la pérdida fue cercana a los $ 1500 millones. La central ubicada en la localidad bonaerense de Lima es la que mayor potencia tiene de las tres plantas nucleares que hay en el país y volvió a entregar energía al Sistema Interconectado Nacional el sábado a la noche.

Por su parte, Atucha I opera al 100% con una potencia de 362 MW y Embalse, en Córdoba, está parada desde el año pasado por reacondicionamiento para extender su vida útil. Al respecto, desde Na-Sa aseguraron que Embalse estaría lista recién en julio de 2018.

La generación nuclear aporta alrededor del 2% de la producción de energía. Atucha II tiene una potencia que cubre cerca del 5% de la demanda en un día con temperaturas promedio, pero apenas el 3% en los días más calurosos (el 24 de febrero de este año se marcó el récord de demanda de potencia, por 25.628 MW).

En mayo, durante su paso por China, el presidente Mauricio Macri confirmó que los asiáticos financiarán la construcción de dos nuevas centrales nucleares por aproximadamente u$s 14.000 millones. Una estará ubicada en Buenos Aires y se empezará a construir en 2018, y la otra, en Río Negro, con fecha de inicio estimada para 2020.

La semana pasada, el presidente de la empresa pública Corporación Nuclear China (CNNC) visitó las instalaciones de Atucha, donde se construirá durante siete años Atucha III, la cuarta central nuclear argentina. 

sábado, 5 de agosto de 2017

Cuatro nuevas plantas de energía renovables abastecerán a 22.000 usuarios

(Telam) - El conjunto de emprendimientos aportará al sistema eléctrico una potencia instalada de 57 Mw, suficiente para abastecer a más miles de usuarios.

El gobierno nacional autorizó el ingreso de cuatro nuevos agentes generadores del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM) sustentados en energías renovables, tres de ellos de fuente fotovoltaica (solar) y el restante con aprovechamiento de biomasa.

El conjunto de emprendimientos aportará al sistema eléctrico una potencia instalada de 57 Mw (Megavatios), suficiente para abastecer a más de 22.000 usuarios.

Las autorizaciones recayeron en Kalue Energía S.A., para su Parque Solar General Alvear, de 20,2 Mw, instalado en la localidad homónima de Mendoza, donde se vinculará con instalaciones de Edeste (Empresa Distribuidora de Electricidad del Este).

viernes, 4 de agosto de 2017

Cómo son los surtidores eléctricos que YPF ya instaló en Buenos Aires

(La Nación) - Ya fueron colocados en la sede del ACA de Godoy Cruz y estarán operativos a partir de octubre
Los nuevos surtidores eléctricos en la estación de servicio YPF ACA Palermo
Los nuevos surtidores eléctricos en la estación de servicio YPF ACA Palermo. Foto: YPF
YPF instaló está semana los primeros surtidores para autos eléctricos de la Argentina en la estación de servicio YPF ACA Palermo, en la intersección de las calles Godoy Cruz y Demaría, en la ciudad de Buenos Aires.

El plan de expansión contempla, para octubre de este año, la instalación de surtidores eléctricos en las estaciones de servicio YPF en la Autopista La Plata y, para antes de fin de año, otros 20 en ocho estaciones.

YPF dio inicio así a la primera fase de un plan que proyecta la habilitación de más de 200 puestos de recarga en 110 estaciones de servicio de su red en todo el país, a través de la alianza firmada en abril de este año con el grupo internacional ABB y QEV Argentina.
YPF ya comenzó a instalar surtidores para autos eléctricos.
YPF ya comenzó a instalar surtidores para autos eléctricos.. 
Los dispositivos, que estarán operativos en un plazo estimado de 60 días, fueron desarrollados por ABB. Son de carga rápida DC (15 - 30 minutos por término medio para el 80% de la batería) y, además, cuentan con los tres protocolos estándar y dominantes del mercado (CCS, CHadeMo y AC). También poseen un soporte digital multimedia que permitirá al usuario una experiencia de carga ágil y segura mediante la geolocalización del punto de recarga más cercano, la reserva de turno de carga y el pago mediante la aplicación con tarjeta de crédito.

La instalación está a cargo de QEV Argentina en asociación con el grupo ABB (ASEA Brown Broveri) y demandará 13 millones de dólares.

jueves, 3 de agosto de 2017

Pyme lanza proyecto para generar energía a partir del oleaje marino

Por  MARÍA GABRIELA ENSINCK - Cronista.com
Con una inversión de $ 4 millones, la firma QM de Mar del Plata instalará convertidores que transforman en energía limpia las olas del mar. El desarrollo se hizo junto con la UTN
Pyme lanza proyecto para generar energía a partir del oleaje marino
La Argentina tiene más de 5000 kilómetros de costa pero no aprovecha la fuerza del mar para generar energía, algo que es posible tanto a partir de las mareas (energía mareomotriz) como del oleaje (undimotriz). Una empresa marplatense, QM Equipment, se puso en la cresta de la ola al lanzar el primer proyecto a escala de energía undimotriz en el país.

El desarrollo comenzó hace dos años, cuando la firma, creada en 2004 como fabricante de equipos para la industria petrolera, decidió diversificar su negocio hacia las renovables y para esto firmó un acuerdo con el grupo de investigación undimotriz de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN).

"La inversión proyectada es de $ 4 millones, y trabajarán 40 personas", comentó a El Cronista la ingeniera Sofía Díaz Velez, a cargo del proyecto en QM. El primer parque de convertidores que transforman ondas marinas en energía eléctrica, constará de 200 boyas (de 3 metros de diámetro) y tendrá 6 MW de potencia, suficientes para abastecer a 5000 hogares.

"Es una energía poco explorada, pero tiene grandes ventajas, incluso respecto a otras renovables", explicó Alejandro Haim, del departamento Undimotriz de la UTN Regional Buenos Aires. "Su densidad energética es superior a la eólica y solar, y se puede instalar en cualquier zona costera con olas de más de 50 centímetros, desde San Clemente a Tierra del Fuego", detalló. Además se basa en ondas marinas que son más predecibles y constantes que el viento, y pueden trasladarse grandes distancias con pérdidas mínimas de energía.

En el caso de los convertidores desarrollados por los investigadores de la UTN para QM, "se trata de un prototipo adaptado al tipo de oleaje local, que se basa en boyas flotantes, diferentes a las que se fabrican, por ejemplo en Australia, que van sumergidas a 30 metros", destacó Díaz Velez.

Aunque esta forma energética aún no fue contemplada en las licitaciones del plan Renovar, el objetivo de la firma marplatense es desarrollar parques o granjas undimotrices para comercializar la energía a empresas y municipios, una vez que se apruebe la Ley de Energía Distribuída. A partir de otra ley, la de Energías Renovables, para fin de año un 8% de la electricidad consumida en el país deberá provenir de fuentes limpias.

miércoles, 2 de agosto de 2017

Capitales privados invertirán US$ 60 millones para producir energía renovable

Virasoro tendrá la mayor planta de generación eléctrica con biomasaPor César Sánchez Bonifato - LA NACION
Se utilizarán residuos forestales que hoy se desechan; la obra se emplaza en Virasoro, Corrientes.

Virasoro tendrá la mayor planta de generación eléctrica con biomasa. Foto: Gentileza Pomera Madera

POSADAS.- La apuesta oficialista a la obra pública no se detiene. El próximo viernes el presidente Mauricio Macri participará de un acto vinculado con la instalación de la mayor planta de generación de energía renovable de la Argentina. Se trata de un proyecto que funcionará en Virasoro, Corrientes, y que planea reemplazar la quema del gasoil en la región NEA.

La inversión privada será de 60 millones de dólares en su primera fase, proveniente de capitales encabezados por el Grupo Ionsud. Del encuentro que celebrará la iniciativa participarán el gobernador Ricardo Colombi, autoridades y empresarios de la zona.

El secretario provincial de Energía Eduardo Melano, comentó que el proyecto -apoyado por el Estado nacional y por el gobierno de Corrientes- prevé producir 40 megavatios. Por su parte, la Secretaría de Energía de la Nación junto con la firma Camessa supervisan los estudios pertinentes.
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El ministro destacó que la central va a utilizar residuos forestales disponibles que al quemarse generan vapor y el movimiento de una turbina eléctrica. "El impacto será muy grande, ya que además de la etapa de construcción y de infraestructura, habrá personal calificado y requerirá la logística necesaria para proveer materia prima no utilizada por fábricas y aserraderos madereros", expresó.

La usina de Virasoro impulsará le economía de la Región NEA, remplazando la quema del caro gasoil. La empresa Pomera, integrante del Grupo Ionsud, aporta la inversión primaria de 60 millones de dólares, para generar 40 megavatios por hora de energía sustentable.

martes, 1 de agosto de 2017

Realizarán obras eléctricas en los Valles Calchaquíes de la provincia para beneficiar la producción

Resultado de imagen para Realizarán obras eléctricas en los Valles Calchaquíes(Telam) - El gobierno de Salta, la empresa Edesa, el municipio de Molinos y representantes del sector productivo local acordaron la construcción de una línea de media tensión, siete subestaciones transformadoras y otras obras complementarias.

La construcción de una línea de media tensión, siete subestaciones transformadoras y otras obras complementarias por un presupuesto de 40 millones de pesos fueron acordadas hoy por el gobierno de Salta, la empresa Edesa, el municipio de Molinos y representantes del sector productivo de los Valles Calchaquíes, que se verán beneficiados junto a 200 familias.

“El Estado debe brindar las condiciones para que las empresas, los productores y la gente puedan trabajar y vivir mejor”, expresó el gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey. El mandatario encabezó este lunes el acto de firma del acuerdo de colaboración para el desarrollo eléctrico de los Valles Calchaquíes, que se desarrolló en la sede gubernamental de esta provincia norteña.De esta manera, la empresa Edesa iniciará la construcción y puesta en servicio de tres obras, por un presupuesto de 40 millones de pesos y un plazo de ejecución de nueve meses.

miércoles, 26 de julio de 2017

Patagonia: Desarrollan proyecto de energía eólica

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(Tiempo Patagonico) - La Patagonia argentina apuesta por energías renovables. ¿De qué se trata este proyecto?

Grenergy, la compañía productora de energía a partir de fuentes renovables y especialista en el desarrollo, construcción y operación de proyectos fotovoltaicos y eólicos, ha dado un nuevo impulso a su expansión internacional en Latinoamérica con su entrada en Argentina a través de la compra de un proyecto eólico de 24 MW ubicado en la Patagonia. De este modo, el grupo suma un nuevo mercado en la región de Latam, donde ya está presente en Chile, México, Perú y Colombia.
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El proyecto de parque eólico Kosten con el que se ha hecho Grenergy está ubicado a 50 kilómetros al oeste de la localidad de Comodoro Rivadavia, perteneciente a la provincia de Chubut, y se enmarca en el programa RenovAr, destinado a la generación de energías renovables para sumarlas al sistema eléctrico del país.

Esta geografía de la Patagonia cuenta con unas condiciones meteorológicas excepcionales para la generación de este tipo de energía, pues disfruta de más de 5.000 horas netas de viento al año, a lo que se ha sumado una tarifa de generación de 69,5 dólares por MW (60 euros por MW) para el primer año de producción. De este modo, se instalarán seis aerogeneradores de 3,4 MW cada uno y otro aerogenerador más de 3,6 MW que conformarán esa potencia eólica de 24 MW.

Por su parte, el CAPEX estimado del proyecto es de aproximadamente 40 millones de dólares (34,5 millones de euros) y el EBITDA en el primer año completo de operativa de la planta superará los 7 millones de dólares (6 millones de euros). Precisamente, la adquisición del proyecto se ha cerrado en dólares, de modo que no tiene exposición a las fluctuaciones del peso argentino. Además, cuenta con garantía del Banco Mundial para cubrir el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (Foder), creado expresamente para facilitar la financiación de estos proyectos.

Latinoamérica, motor del negocio

Este proyecto confirma el objetivo de las diferentes administraciones latinoamericanas de dar la vuelta a su modelo energético y apostar decididamente por las renovables. En este caso, la meta del Gobierno argentino es incorporar más de 1.281 MW producidos por energías renovables al sistema nacional y que las energías limpias tengan cada vez más peso en la matriz energética del país, hasta ahora muy dependiente del gas natural y el petróleo. De este modo, Grenergy se suma a la estrategia argentina para impulsar las energías limpias en su mix energético.

martes, 25 de julio de 2017

Inauguran un parque fotovoltaico que abastece parcialmente a Salto

Por MARÍA GABRIELA ENSINCK - Cronista.com
La central de energía solar fue construida por una Unión Transitoria de Empresas de tres firmas locales dentro del programa bonaerense de Energía Distribuida Proinged
Inauguran un parque fotovoltaico que abastece parcialmente a Salto
Un parque solar de 400 kilowatts ya se encuentra en pleno funcionamiento en la localidad de Inés Indart, partido de Salto, provincia de Buenos Aires, con capacidad para abastecer de energía a una población de 4000 habitantes. El pueblo tiene 1000 pobladores, por lo que parte de la energía sobrante será volcada a la red para abastecer a la ciudad cabecera del partido.

Se trata de la segunda central fotovoltaica inaugurada en la provincia como parte del programa bonaerense de Generación Eléctrica Distribuida (Proinged), un fideicomiso conformado por la provincia y las cooperativas eléctricas cuyo objetivo es abastecer de energía eléctrica segura a pueblos considerados "punta de línea" (que están en el límite del tendido eléctrico y suelen sufrir cortes de suministro cuando crece la demanda).

La obra se adjudicó a una Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por tres firmas locales: las desarrolladoras Sustentator y Wadeh y la ensambladora de paneles solares LV Energy, y fue completada en cinco meses (a fines de enero se adjudicó y el 22 de junio fue inaugurado el parque).

En total, se instalaron 1540 paneles fotovoltaicos, ensamblados en San Luis por LV Energy, una compañía fundada en 2013 para el desarrollo de las energías renovables. Asimismo, se instaló un sistema de cámaras , iluminación de emergencia y pararrayos para dar mayor seguridad a la obra.

"Al contrario de lo que ocurre en las licitaciones como las del programa Renovar, para estos proyectos a escala más pequeña no se pueden importar equipos con arancel cero, así que decidimos proveernos con una empresa local", contó a El Cronista el ingeniero Rodrigo Herrera Vegas, socio fundador de Sustentator.

En su primer mes de funcionamiento, "la central ayudó a inyectar 1,72 MWh diarios de energía limpia, a pesar de que estamos en invierno", comentó el desarrollador.

"Proyectos como éste permiten abastecer de energía limpia a zonas relegadas, que tenían por falta de un suministro seguro, una seria limitante a su crecimiento. "Además, se genera energía cerca del lugar donde se consume, evitando importantes pérdidas durante el transporte que hoy representan casi un 14% de lo generado", destacó por su parte Margherita Salmaso, de LV Energy.

lunes, 24 de julio de 2017

Con biogás de maíz, empezó a funcionar a pleno el primer proyecto del plan Renovar

Por  ESTEFANÍA POZZO - Cronista.com
Es una planta de productores asociados que lo elabora en Río Cuarto. Aporta un megavatio a la red, suficiente como para proveer de electricidad hasta a 4000 personas
Con biogás de maíz, empezó a funcionar a pleno el primer proyecto del plan Renovar
Con biogás de maíz, empezó a funcionar a pleno el primer proyecto del plan Renovar
A sólo seis meses de haber firmado el contrato, el sábado a las 0:00 comenzó a funcionar a pleno el primero de los 59 proyectos adjudicados por el Ministerio de Energía en el programa Renovar: una planta que produce biogás a partir de maíz y que aporta la suficiente energía eléctrica como para abastecer a un pueblo pequeño, de hasta 4000 personas.

La planta, ubicada en la localidad cordobesa de Río Cuarto, es un desarrollo de la empresa Bioeléctrica, y en el primer minuto del sábado comenzó a aportar su producción al sistema eléctrico nacional.

Por ahora, la capacidad de generación es de un megavatio por hora y es lo que inyecta al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Además, están terminando la construcción de otra planta, ubicada al frente, que sumará otros dos megavatios más en los próximos doce meses.

"Nos habíamos puesto como objetivo cumplir todos los plazos antes de lo comprometido", dice, emocionado, Germán Di Bella presidente de la empresa, en diálogo con Cronista.com. "Proyectos como éste son fundamentales para el desarrollo del campo, porque no hay mayor valor agregado que transformar una planta de maíz en un electrón", asegura.

El proyecto formó parte de la Renovar 1.0 y de la primera tanda que firmó el contrato durante la primera quincena de enero. En la adjudicación, el ministerio que conduce Juan José Aranguren garantizó un precio de u$s 160 por megavatio.

El proyecto tiene impacto en la generación de empleo capacitado. La planta de Río Cuarto emplea a 25 personas, entre técnicos e ingenieros químicos, mayormente menores a 30 años.

De acuerdo con Di Bella, el trayecto de la compañía hasta la actual planta comenzó hace cinco años, cuando comenzaron a importar la tecnología para la construcción y a aprender cómo llevar adelante la producción de biogás. Luego del cambio de gobierno, asegura, las cosas se aceleraron, sobre todo después del lanzamiento del programa Renovar en 2016.

Hacia el futuro la compañía espera poder presentarse a una nueva ronda de proyectos de Renovar la ansiada y demorada Ronda 2, que se lanzaría en agosto, aunque Di Bella remarca que el Ministerio debería convalidar un precio más alto. "Queremos presentar un proyecto de 20 megavatios distribuidos en 12 plantas, pero debería tener un mejor precio. Si es menos de u$s 200 por megavatio, sería imposible", dijo.

Energía comunicó este fin de semana: "El proyecto fue adjudicado a Biomass Crop S.A. y es el resultado del asociativismo de productores agropecuarios, sumándose así al sistema interconectado nacional y abriendo una nueva etapa para las energías limpias en el país".

domingo, 23 de julio de 2017

Anularán obras de un polémico programa eléctrico

Anularán obras de un polémico programa eléctricoPor Cledis Candelaresis (Clarin.com) - El Ministerio de Energía audita de cerca el programa Más Cerca para la realización de obras de electricidad. Muchas irregularidades y juicios en puerta.

La decisión del Ministerio de Energía es dar de baja las obras sin documentación u objetadas. Foto: EFE.

El Gobierno decidió terminar con un millonario programa de obras eléctricas que ejecutan los municipios de todo el país con recursos nacionales por considerarlo un proceso poco transparente y viciado de irregularidades. Pero la erradicación del Más Cerca, plan ideado por la gestión anterior para mejorar las líneas de baja tensión y luminarias, será gradual y este año todavía se prevé el desembolso de más de 2.000 millones de pesos para inversiones en comunas que hasta ahora se manejaron con mucha discrecionalidad.

La decisión del ministro de Energía, Juan José Aranguren, de desmantelar el programa ideado por el extinto Ministerio de Planificación es firme, pero la mecánica para efectivizarla, compleja.

El comportamiento de las intendencias fue disímil. Mientras algunas honraron sus compromisos con alguna demora, otras recibieron el anticipo del 40% del presupuesto y no avanzaron ni un centímetro y hasta confesaron haber desviado el dinero para atender otras urgencias. O reformularon de facto los convenios firmados con la Nación, sustituyendo trabajos caros por otros de menor valor para beneficiarse con la diferencia. Un ejemplo nítido que ofrecen fuentes ligadas al tema: tender líneas de alumbrado aéreas en lugar de soterrar los cables, tarea que cuesta ocho veces más.

Las obras con principio de ejecución, amparadas por la firma de contratos específicos —más allá del convenio marco que cada intendente suscribió con el ex ministro y actual diputado Julio De Vido—y en intendencias que pueden acreditar el uso correcto del dinero recibido desde la Nación, se terminarán. Las objetadas, con documentación no perfeccionada o que no hubiesen iniciado, quedaron anuladas.

En base a ese parámetro, abortaron obras por un valor presupuestado de unos 6.000 millones de pesos, pero que se iniciaron sin que se hubieran rubricado los convenios particulares. Otro paquete, por 1.600 millones, no llegó a iniciarse.

Para trazar una línea depuradora definitiva, Energía acaba de intimar a varias decenas de comunas a que den cuenta de cuál fue el destino del dinero recibido para mejorar la infraestructura eléctrica.

Para intimar, el área jurídica del ministerio de Aranguren se basó en la resolución 268 del 2007 del ex Ministerio de Planificación. Por esa norma, si el jefe comunal no hace una rendición adecuada, su jurisdicción podría quedar inhibida de recibir fondos nacionales para costear cualquier tipo de emprendimiento. Un golpe letal para cualquier comuna, sobre todo en etapa electoral.

El original Según su diseño original, el Más Cerca Eléctrico implicaba que la Nación destinara en sucesivos ejercicios 15.000 millones de pesos para mejorar el alumbrado público y algunos tramos de las redes de distribución, eximiendo a las concesionarias privadas de esa tarea. Formalmente, arrancó en el 2010, pero los desembolsos más importantes comenzaron en el 2014 y hasta fines del 2015 se habían girado al interior 4600 millones de pesos, según un detalle oficioso de fuentes públicas.

El gasto no fue mayor presuntamente a instancias de las auditorías a cargo de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), que durante el kirchnerismo evaluó la viabilidad técnica y económica de los emprendimientos, aunque sin competencia sobre los pagos efectuados.

Según aseguró al Económico el director de los auditores de la UTN, Ariel Garbarz, “se objetaron los proyectos por sobreprecios o cambios con el fin de abaratar las obras y disponer del sobrante de fondos. De cada diez casos nueve eran rechazados por sobrecostos”, asegura. El auditor hasta ofició de testigo en una causa judicial por presuntos pagos irregulares a ex colaboradores de Planificación, por obras que se habrían realizado en el municipio de Córdoba.

Después de unos meses de parálisis, la administración macrista renovó el convenio con los auditores de la UTN que dirige Garbarz, pero la tarea se focalizaría ahora en constatar que lo ejecutado hasta el momento se corresponda con lo pautado en origen, en particular cuando se paran las obras o se pretende introducir modificaciones. Los reportes llegan a mano del subsecretario de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica, Osvaldo Rolando.

“En este programa siempre hubo mucha impunidad para fijar precios desmedidos con relación a los de mercado. Y ahora hay discrecionalidad para decidir a qué municipio se le paga”, sentencia el técnico, quien derrocha anécdotas ilustrativas de la dilapidación de fondos públicos. Un municipio del Conurbano Sur compró veinte camionetas Hilux Premium para trasladar personal para el tendido de cables, cuando una estándar era suficiente. El modelo elegido costó el triple que el adecuado.

Según da cuenta Energía formalmente, el Más Cerca Eléctrico “fue un plan de 148 obras a realizar en 109 municipios para extender o mejorar el alumbrado público, tender nuevas redes de media y baja tensión, equipar y repotenciar subestaciones. Este desarrollo tendría como beneficiarios a un universo de 7,7 millones de argentinos”.

Pero a pesar de esa descripción auspiciosa, el Ministerio paralizó el plan todo durante el primer semestre del año pasado, lapso en el que la cartera de Juan José Aranguren quiso mirar en detalle tareas en curso y pagos a realizar, alerta ante un sistema que le resultaba opaco y que ahora está bajo la lupa de la Sindicatura General de la Nación.

Fuentes de esa cartera confirmaron en privado los vicios acusados por los auditores. Pintura de postes a 2.200 pesos la unidad, aportes de la Nación que no tuvieron contrapartida; empresas improvisadas para estos emprendimientos y sin la debida pericia técnica o capacidad patrimonial, entre otras irregularidades.

Mientras se revisaron papeles y se abrió una etapa de negociación oficiosa con intendentes que reclamaban el dinero que tenían previsto recibir, se congeló el programa, incluyendo las obras en jurisdicciones que habían hecho bien los deberes. Esto implicó que el año pasado, de más de 4500 millones de pesos presupuestados, apenas se ejecutaron 122 millones del Más Cerca Eléctrico.

El Gobierno intentó en el último año corregir situaciones en negociaciones mano a mano con cada intendente, so pena de llevar los casos a los tribunales. De hecho, hay más de uno que ya está tramitando en el área de Legales. Villa Gesell, entre ellos.

La línea oficial es que, con el aumento de tarifas, sean las empresas prestadoras del servicio las que mejoren la infraestructura con sus propios recursos, lo que implica el fin de millonarios programas de inversión estatal. El Más Cerca Eléctrico es sólo uno de ellos.

sábado, 22 de julio de 2017

Avanza la construcción de la Central Termoeléctrica de San Pedro

(Telam) - La empresa Siemens quedó a cargo de la construcción de una de las cuatro centrales proyectadas en la región, tras lo cual también quedará a cargo de las tareas de operación y mantenimiento durante los primeros diez años.

El secretario general del gobierno de la provincia de Buenos Aires, Fabián Perechodnik, recorrió las obras de construcción de la Central Termoeléctrica San Pedro, que, con una inversión de 700 millones de dólares, busca ampliar la capacidad de generación y reducir los costos de energía del país.

La empresa Siemens quedó a cargo de la construcción de una de las cuatro centrales proyectadas en la región, tras lo cual también quedará a cargo de las tareas de operación y mantenimiento durante los primeros diez años.

Perechodnik, que estuvo acompañado por el intendente local, Cecilio Salazar, sostuvo que la gobernadora María Eugenia Vidal habla siempre de "hacer y estar y que el hacer son las cosas concretas que se están viendo, lo que se trabaja para el desarrollo del país en el que el privado hace y el Estado acompaña y ayuda".

miércoles, 19 de julio de 2017

Gas: Cuatro petroleras invertirán US$ 1.150 millones en el desarrollo de Vaca Muerta

Por Martín Bidegaray - Clarin.com
Será de aquí hasta 2021. Las firmas que acordaron fueron YPF, Total, Pan American y la alemana Wintershall.
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Las tres principales empresas productoras de gas del país -YPF, Total y Pan American Energy- acordaron con otra gran compañía dedicada al gas (la alemana Wintershall) para desarrollar hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. La unión de estas cuatro empresas será para las áreas de Aguada Pichana y Aguada del Castro, en Neuquén.

La unión de estas cuatro compañías destinará US$ 1.150 millones hasta 2021. La negociación fue inusual ya que cada una de las empresas realizó cesiones o intercambios de participaciones accionarias. El objetivo es acelerar la producción de gas que la Argentina importa para pasar el invierno.

La provincia de Neuquén otorgó tres concesiones por 35 años. Su gobernador, Omar Gutiérrez, acaparó los anuncios. Aunque estaba previsto que asistiera el ministro de Energía -Juan José Aranguren-, el funcionario declinó su participación.

El Poder Ejecutivo estableció un precio estímulo para el gas que extraigan de Vaca Muerta. Pagará US$ 7,50 por millón de BTU (la unidad de medida) ahora y luego descenderá a US$ 6 (en 2020). Tecpetrol -de Techint- ya anunció una inversión de US$ 2.300 millones por ese atractivo económico.
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Aguada Pichana estaba conformada por un unión de empresas en las que participaban YPF (27,2%), Total (27,2%), Wintershall (27,2%) y Pan American Energy (18,8%). Las compañías, con la aprobación de la provincia de Neuquén, dividieron el área en dos y se repartieron responsabilidades de otra manera.

En Aguada Pichana Este serán socios Total (45%), junto con YPF y Wintershall, ambas con 22,5% de ese bloque. Pan American Energy participa con un 14%. Pero el operador será Total. La compañía francesa es la segunda mayor productora de gas del país. Tiene 761 kilómetros cuadrados.

En cambio, en la nueva Aguada Pichana Oeste (fruto de la subdivisión), el operador y mayor accionista será Pan American Energy (PAE), con 45% de la propiedad. Sus socios son YPF (30%) y Total (25%). Su extensión es de 605 kilómetros cuadrados. A ese bloque se le añade Aguada de Castro. que posee 163 kilómetros cuadrados.

Las compañías desembolsarán US$ 1.150 millones adicionales a los US$ 500 millones que ya invirtieron, lo que implica un compromiso total de US$ 1.650 millones.

En el Aguada Este, se perforarán 48 pozos horizontales -que son los de mayor rendimiento- mientras que en el Oeste serán otros 30, también de las mismas características técnicas.

En marzo, Clarín informó que se iban a destinar US$ 300 millones a esta formación. Pero ese desembolso quedó para 2017-2018, mientras que se decidieron adicionales para el período 2018-2021.

Miguel Angel Gutiérrez, presidente de YPF, ofició de anfitrión, ya que el anuncio se hizo en el edificio corporativo de la compañía con mayoría estatal. También estuvieron Marcos Bulgheroni (de Pan American Energy), Gustavo Albrecht (Wintershall) y Jean –Marc Hosanski (Total).

El gobernador neuquino Gutiérrez consideró que este es un paso para recuperar el autoabastecimiento energético, aunque esa meta recién se alcanzaría hacia 2020/2021. "Después de Buenos Aires, Neuquén es la provincia que más inversiones viene recibiendo", agregó el mandatario.

jueves, 13 de julio de 2017

Invierten $ 160.000 millones para paliar la crisis eléctrica

Las energías alternativas, una de las grandes apuestas del GobiernoPor Pablo Fernández Blanco - LA NACION
Están en marcha obras en generación térmica, renovable, transporte y distribución; aumentó la presencia de los privados, pero el Estado sigue participando.

Las energías alternativas, una de las grandes apuestas del Gobierno. Foto: Archivo 

El secretario de Energía Eléctrica, Alejandro Sruoga, lanzó hace meses una promesa poco habitual: "Los cortes de electricidad dejarán de ser noticia para los medios de comunicación", anticipó en una conferencia de prensa en la que se anunciaron aumentos de luz. Si bien el anhelo se puede resumir en esas pocas palabras, implica la puesta en marcha de inversiones millonarias, tanto públicas como privadas, para paliar la crisis eléctrica, una amenaza que acechó a la economía y a los hogares en los últimos años.

Un documento oficial que vio LA NACION puntualiza, con alto grado de detalle, cuáles son los proyectos en marcha para combatir los cortes de electricidad. Contemplan desembolsos en generación térmica, nuclear y renovable que aumentarán en más de 20% la capacidad real de producción de energía, así como el tendido de nuevas líneas de transporte en alta tensión y desembolsos en distribución para mejorar la prestación a los hogares, uno de los principales argumentos que esgrimió el Ministerio de Energía, a cargo de Juan José Aranguren, para justificar los aumentos de tarifas.

Una parte sustancial de los desembolsos están orientados a la generación sobre la base de gas u otros combustibles, en el marco de la denominada resolución 21, que creó condiciones atractivas para las empresas privadas. Están en marcha con diverso grado de avance inversiones por entre US$ 2600 millones y US$ 3000 millones para instalar 2989,3 MW, de los cuales la mayor parte deberían estar listos este año (unos 2848 MW) para atender la demanda del verano próximo. Por eso el Gobierno los sigue de cerca.

A principios de mes se puso en marcha la primera central en el marco de ese programa, con desembolsos por US$ 110 millones, a cargo de la empresa Genneia. La asistencia oficial fue nutrida. Estuvieron Aranguren y otros funcionarios nacionales y provinciales.

Los proyectos de la resolución 21, de diverso tamaño, están distribuidos por casi toda la geografía local. Hay en Buenos Aires, Santiago del Estero, Córdoba, Neuquén, Jujuy, Mendoza, Santa Fe y Tucumán, por caso.

La buena respuesta de las empresas obedece al manual de la inversión privada: el Gobierno les garantizó la colocación de la energía con contratos a largo plazo y un precio que promete ganancias.

Con la misma letra se escribieron los contratos de energías renovables, una de las grandes apuestas del Gobierno para captar desembolsos. El Estado se compromete a cumplir un acuerdo en dólares a 20 años por el cual Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico, comprará la energía que produzcan esos proyectos. Tendrá un ajuste de 1,7% interanual para compensar la inflación en moneda extranjera. Se esperan desembolsos por US$ 3500 millones hasta 2019 para instalar 2423 MW.

A diferencia del caso térmico, la mayor parte de los proyectos no estará listo este año, sino en 2018 (2411 MW), por lo que llevarían calma a la demanda eléctrica en el último verano a cargo de la administración actual. Fuentes del sector privado advirtieron en los últimos días que algunos proyectos podrían demorarse por dificultades de acceso al financiamiento. Fue uno de los temas que se discutieron en el Congreso de Energía Renovable, que se hizo a fines del mes pasado.

Poco después del cambio de Gobierno, Aranguren declaró la emergencia eléctrica hasta este año. Justificó la decisión en el precario estado general del sistema, en el que remarcó la escasez de generación para la demanda local. Eso justifica la búsqueda de inversiones en ese sector.

Aunque la gestión de Macri intentó poner en manos privadas el riesgo inversor, al menos en esta administración el Estado continuará desembolsando fondos millonarios, una orientación que llevó al extremo el kirchnerismo. El mejor ejemplo es el sector nuclear.

En las inmediaciones de las centrales Atucha I y II se construirá el Carem 25, la primera central nuclear de potencia íntegramente diseñada y construida en el país. Esta semana se le adjudicó a la constructora de Techint la obra civil del edificio del reactor, que deberá realizarse en 25 meses por unos US$ 70 millones.

El proyecto comenzó en el kirchnerismo, pero tiene un avance físico magro, de 0,39%. El organigrama oficial contempla que debería estar terminado en julio de 2019, algo que lo convertiría en un prominente anuncio en las vísperas de la campaña presidencial.

El Estado también invertirá $ 983 millones en una planta procesadora de uranio en Formosa. La obra también fue anunciada en el kirchnerismo, pero sólo avanzó en términos físicos 0,271 por ciento. Los documentos sostienen que debería estar terminada en enero de 2020.

Otro paquete de obras que finalizarán entre junio de este año y enero de 2019 apuntan a mejorar la capacidad de transporte de energía eléctrica a nivel nacional. Suman desembolsos por $ 1761 millones.

A eso se suman los planes quinquenales de Edenor y Edesur, que se comprometieron a poner unos $ 40.000 millones para mejorar el servicio.

Un antídoto contra los problemas

Los principales desembolsos en marcha

$ 160.000 millones: Son los desembolsos totales en marcha en el sector eléctrico según figura en un informe oficial con fecha de mayo pasado y datos privados. Se reparten en generación térmica, renovable y nuclear, en transporte y en distribución (Edenor y Edesur)

US$ 754 millones: El Gobierno continúo con algunos proyectos en energía atómica que habían sido anunciados en el kirchnerismo, pero que tenían un avance casi nulo. Incluyen una planta de procesamiento de uranio, un reactor de diseño local y la ampliación de Embalse.

Hasta US$ 300 millones: Están en marcha varios proyectos en el marco de la denominada Resolución 21, que otorgó mejores condiciones para la inversión privada en generación eléctrica. A principios de mes se inauguró el primer emprendimiento. Será clave el verano próximo.

US$ 3500 millones: La licitación de energías renovables estuvo entre las mejores noticias que dio el primer año de gobierno, con contratos en dólares a largo plazo. Algunos especialistas temen que no todas las empresas consigan financiamiento.

$ 1761 millones: Según el plan oficial, es el desembolso que se está realizando en las redes de alta tensión a nivel nacional y en transformadores, principalmente. Busca llevar la energía eléctrica a los grandes centros de consumo.

$ 40.000 millones: Edenor y Edesur prometieron inversiones por esa cifra en el siguiente lustro en el marco de la revisión tarifaria integral, que les garantizó un marco de negocios estable para los próximos cinco años.

miércoles, 12 de julio de 2017

El fin de la era del petróleo abre nuevas oportunidades

Resultado de imagen para Emilio J. ApudPor Emilio J. Apud - LA NACION
Con su capacidad para el desarrollo de energías renovables y sus riquezas naturales, el país puede salir beneficiado.

El mundo se dirige indefectiblemente hacia una energía sin hidrocarburos. Es decisión de las principales potencias mundiales, apremiadas por la voluntad creciente de sus ciudadanos, que consideran los gases de combustión de los fósiles como causa principal del calentamiento global generado por el hombre.

Más allá de las conclusiones que puedan arrojar rigurosos análisis científicos sobre las causas de ese fenómeno, como hecho político prevalece la percepción de la gente que influye directamente sobre la decisión de sus gobiernos, incluso por encima de intereses económicos sectoriales. Y esto es así porque la mayoría de los países responsables de la matriz global de consumo energético son democracias -o están en vías de serlo- y, en consecuencia, dependen del voto popular.

¿Cuándo y cómo se producirá este hecho trascendental que obligará a cambios profundos en las industrias, principalmente petrolera, automotriz y bélica y al replanteo de costumbres, negocios, relaciones geopolíticas e hipótesis de conflictos? En los medios y organizaciones especializadas se manejan distintos plazos para el deadline del consumo de combustibles de origen fósil -carbón, petróleo y gas natural-, plazos íntimamente relacionados con los desarrollos tecnológicos asociados para producir sustitutos que funcionen. Seguramente, habrá un proceso de transición durante los próximos 50 a 70 años, es decir, antes de que termine este siglo.
Foto: LA NACION

Durante ese período habrá un proceso de electrificación creciente de la matriz energética en el que se irá sustituyendo la combustión en la industria, en la calefacción y en el transporte. Habrá una caída acentuada del uso de carbón, algo menor en derivados del petróleo, y un vertiginoso crecimiento del gas natural en los próximos 30 años para reemplazar los anteriores y producir la electricidad complementaria a la renovable, que, como se sabe, es de funcionamiento intermitente: cuando no hay viento o sol, no funciona. Este proceso de crecimiento acelerado del gas natural, combustible protagonista en la transición, luego decaerá hasta dar por finalizado el extenso ciclo de 200 años de combustibles fósiles.

En esa etapa también jugará un rol importante la energía de origen nuclear para generar electricidad, ya que no produce emisiones y se han logrado elevados estándares de seguridad en toda esa industria. Recordemos que en la actualidad hay 449 reactores funcionando en todo el mundo, 60 en construcción y otros tantos en proyecto.

Pero ¿qué recursos energéticos reemplazarán a los hidrocarburos, que hoy producen el 75% de la energética global? Una visión simplista, pero muy arraigada en la opinión pública, basa la solución en las energías renovables como el viento y el sol, casi con exclusividad. Sin embargo, ambos recursos presentan problemas técnicos y económicos aún no resueltos. Hoy, si quisiéramos reemplazar toda la energía por eólica y solar, deberíamos complementar esa capacidad instalada con otro tipo de generación para cubrirlas cuando no haya sol o viento. Esta situación ocasionaría costos imposibles de pagar con la tarifa y obligaría a los Estados a subsidiarla parcialmente, como está ocurriendo ahora en Alemania, donde cuentan con unos 90.000 MW entre energía solar y eólica, pero se requieren subsidios por más de 20.000 millones de euros al año. Afortunadamente, este problema será transitorio ante los avances en el desarrollo de acumuladores eléctricos de dimensiones adecuadas, gran capacidad y costo decreciente.

Hay otros recursos energéticos no contaminantes, en proceso de investigación y desarrollo, llamados también a sustituir los fósiles. Uno muy interesante es el hidrógeno (H), para combustionar con el oxígeno y producir como residuo vapor de agua y para generar electricidad por reacción química en celda o pila de combustible, muy utilizada en las misiones espaciales. Si bien el hidrógeno abunda en la naturaleza, dado que integra la molécula de agua junto al oxígeno, su obtención mediante la ruptura de esa molécula requiere de importantes cantidades de energía, que necesariamente deberá ser renovable.

Otra fuente de energía limpia e inagotable es la fusión nuclear, la reacción que mantiene vivo el sol. Se encuentra en proceso experimental, pero con problemas tecnológicos aún por resolver, que demandarán varias décadas antes de su uso comercial.

Como vemos, recursos energéticos para reemplazar los combustibles fósiles no faltan en el mundo. El timing depende ahora de las decisiones políticas de los países líderes y de los avances tecnológicos a nivel global.

La Argentina puede ser un gran beneficiario de estos cambios, para lo cual deberá pensar estratégicamente su inserción en el proceso. El país tiene gas para abastecer su demanda durante más de 300 años; sin embargo, el precio internacional del gas comenzará a declinar en algún momento de la transición, en unos 30 o 40 años, hasta dejar de tener valor económico cuando el mundo ya no lo use, en 20 o 30 años más. Es decir, todo el gas que no saquemos y exportemos en las próximas décadas quedará bajo tierra, sin valor. Nuestro país entonces enfrenta una situación paradójica y a la vez afortunada, si sabemos aprovecharla: que la demanda de gas natural a nivel mundial crecerá junto con el desarrollo de las energías renovables, que finalmente lo reemplazarán.

En estas circunstancias el shale gas aparece como una nueva ayuda del cielo para nuestro país que no debemos desaprovechar. Vaca Muerta, popularmente sinónimo de shale, aunque signifique el 70% del total de ese recurso, consiste en una inmensa roca madre compacta de superficie similar a Bélgica, enterrada a 3000 metros, llena de gas y petróleo atrapados en sus microintersticios, que se liberan mediante la tecnología de fractura hidráulica. Según los expertos, "es el único lugar en el mundo, fuera de Estados Unidos, donde se pueden lograr proyectos económicos de shale gas", y yo agregaría "por ahora". Este gobierno y los próximos diez gobiernos deberían comprometerse a remover los obstáculos que hoy frenan un desarrollo pleno de Vaca Muerta, como la infraestructura, la burocracia, la falta de reglas de juego adecuadas y perdurables, la ausencia de seguridad jurídica, el intervencionismo, la rigidez laboral, la escasa libertad económica, las desmesuradas cargas impositivas, entre otros frenos que padece el país luego de 70 años de populismo, exacerbado durante la gestión kirchnerista.

Pero además del gas de Vaca Muerta y de los inmensos recursos renovables para producir electricidad contamos con un gran potencial hidroeléctrico por desarrollar, que, hay que recordar, es energía renovable por naturaleza. Además, es ambientalmente sustentable y regulable, a diferencia de las otras energías renovables.

Esta gran ventana que significa la decisión mundial de terminar con los combustibles fósiles es una oportunidad que integra la agenda de los principales países del mundo. En ese contexto la Argentina puede obtener un gran beneficio, ya que las características de sus recursos energéticos encajan perfectamente en la transición. Debemos pensar entonces que en esto no jugamos solos y que no habrá lugar para todos. En consecuencia, deberíamos ya ir planteando las estrategias adecuadas para el mediano y largo plazo y adoptarlas como política de Estado.

Ingeniero industrial, director de YPF, ex secretario de Energía y Minería

martes, 11 de julio de 2017

Techint se quedó con la obra del reactor Carem 25 y reemplazará a Nasa

Resultado de imagen para Techint se quedó con la obra del reactor Carem 25Por  DAVID CAYÓN - Cronista.com
El grupo Techint se adjudicó la segunda etapa de la obra de ingeniería de la Central Argentina de Elementos Modulares, conocido como Carem 25. 
La empresa ganó en la sumatoria de puntos y se quedó con la construcción de la obra de ingeniería del primer reactor de baja potencia realizado en su totalidad con tecnología local, en construcción en la localidad bonaerense de Zárate.

El contrato, firmado ayer con la presencia del subsecretario de Energía Atómica, Julián Gadano y el titular de la CNEA Osvaldo Calzetta y de Gustavo Gallino, director general de Techint Ingeniería y Horacio Amartino, director de Planeamiento de Techint, establece que la obra es por un monto de u$s 70 millones y que la contratista deberá realizar la obra en 25 meses.

Según explicaron fuentes del Ministerio de Energía y Minería, "Techint no presentó la oferta más baja, fue segunda, pero la licitación era por una oferta técnica y otra económica y con el primer sobre sumó más que el resto" Techint se impuso a las ofertas de Cartellone, Caputo, Dycasa, Contreras y Rivas. Esta última presentó la oferta más barata, pero no contaba con experiencia nuclear.

La primera etapa de esta obra fue ejecutada por la Unidad de Gestión Atucha II (subsidiaria de Nucleoeléctrica Argentina). Pero un acuerdo entre la CNEA y NASA estableció el corrimiento de esta última. "Nasa no tiene por qué hacer obras de infraestructura", explicaron desde el Ministerio que comanda José Aranguren. Esto significó que Nasa dejara de trabajar con 11 subcontratistas y derivo en el conflicto sindical con la UOCRA de Zárate.

Ahora, mientras Techint se hace cargo de la obra de ingeniería civil que, según confirmó la empresa, comenzarán en dos semanas. Mientras tanto, el Ministerio de Energía comenzará a trabajar en la licitación del montaje del reactor nuclear.

Aunque la CNEA reconoció una "demora" en los plazos de las licitaciones, la idea es que el Carem 25 empiece a funcionar en el 2020, y la estrategia de este desarrollo local es la de participar del mercado de la generación nuclear con módulos de menor tamaño que permite el abastecimiento eléctrico de zonas alejadas de los grandes centros urbanos o polos fabriles con alto consumo de energía, en donde China emerge como uno de los grandes compradores.

jueves, 6 de julio de 2017

Con una inversión de US$ 110 millones, amplían una generadora eléctrica

Con una inversión de US$ 110 millones, amplían una generadora eléctrica(Clarin.com) - Genneia sumó 118,2 MW de potencia a la Central Térmica Bragado. Con una inversión de US$ 110 millones, amplían una generadora eléctrica.

Foto: Juan José Aranguren (centro) rodeado de ejecutivos de Genneia, en la inauguración de la Central Térmica Bragado.

El ministro Juan José Aranguren inauguró hoy la ampliación de la Central Térmica Bragado, de Genneia, que agregará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) 118,2 MW más de potencia. Esta obra terminó 37 días antes del plazo estipulado en la adjudicación, en el marco de la resolución del Ministerio de Energía y Minería 21/2016. La inversión fue de US$ 110 millones.

Jorge Pablo Brito, presidente de Genneia, expresó: “Estoy orgulloso por lo que hemos logrado. Corrimos para cumplir con los tiempos y las formas. Y lo logramos. Entregamos energía un mes antes de lo acordado.”

Por su parte, Aranguren contó que “hoy en la Argentina hay 69 proyectos en etapa de construcción, estamos trabajando con la verdad para medir, mejorar y transformar el país. Esta obra que se inauguró hoy en Bragado es el producto del esfuerzo del sector público y privado, una demostración de que se pueden hacer las cosas de manera responsable y transparente”.

La obra se realizó en dos etapas (la primera terminó en febrero) y sumó cuatro turbinas GE de 30 MW cada una, lo que permite garantizar a la red ahora una potencia total de 168 MW para toda la central. La CT Bragado tiene una generación estimada de 1000 GW/año, con lo que se podrá alimentar de energía a 335.000 hogares.

Gennia es dueña de 9 centrales de generación térmica (340 MW), del Parque Eólico Rawson (77,4 MW) y tiene planificado construir el Parque Eólico Madryn por 220 MW. En las recientes licitaciones Renovar 1 y 1.5, Genneia fue adjudicada con los proyectos Villalonga (50MW), Chubut Norte (28,35MW), Pomona (100 MW) y Necochea (38 MW). La compañía, además, ampliará en 24MW el Parque Eólico Rawson para destinarlo a la venta de energía a privados.

La firma es propiedad del fondo PointState Argentum (44%); Fintech Energy LLC (25%); Jorge Brito, Jorge Pablo Brito y Ezequiel Carballo (25%), y el resto es de LAIG Investments, a través de su vehículo Prado Largo.
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