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viernes, 17 de enero de 2020

Finaliza construcción de El Borbollón: la primera planta que convertirá basura en energía

(El Constructor) - El Sistema Tecnológico Integrado para la Generación de Energía de El Borbollón entró en su etapa final, con la instalación de las líneas de media tensión para inyectar energía a la red.
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La planta es pionera en Argentina y logra solucionar dos problemas: el de la enorme cantidad de basura urbana acumulada en un clima seco y el de la diversificación de la matriz energética. Mendoza marcará un hito, ya que convertirá desechos en electricidad para 4.000 hogares y Pymes.

Su construcción, liderada por la Empresa Mendocina de Energía, tuvo la participación de la Municipalidad de Las Heras, la Universidad Nacional de Cuyo y la empresa de saneamiento TYSA.

Una idea innovadora
El Gobierno de Mendoza planteó una idea innovadora, en la que trabajaron codo a codo el sector público, el privado y el educativo.

El objetivo era solucionar el problema de los residuos urbanos en el centro oeste argentino, que tienen una baja tasa de degradación por las escasas precipitaciones y baja humedad relativa, y a la vez solucionar la demanda de energía respetando el medio ambiente.

Una vez que esté funcionando, la planta será capaz de generar energía mediante la optimización y aprovechamiento de los Residuos Sólidos Urbanos (RSU) a través de la inoculación de efluentes líquidos tratados. La energía, a su vez, será inyectada a la red mendocina, marcando un hito en todo el país.

El presidente de Emesa, Pablo Magistocchi, recordó que El Borbollón ha contado con mano de obra mendocina, y que la generación de energías renovables y de lucha contra el calentamiento global con nuevas estrategias es una prioridad de la provincia.

Los detalles técnicos

La planta tiene 2 turbinas Capstone C65 de 65kW cada una y un módulo de paneles solares de 5kW: combinando la tecnología del biogás de relleno sanitario con la solar tendrá una potencia total de 135kW.

“Esto trae aparejado la solución al problema de las emisiones de gases de efecto invernadero que la actividad produce. Además, se podrá asegurar un flujo constante de energía al desarrollo de un parque industrial que va a radicar actividades no convencionales en las cercanías del proyecto”, explicó Magistocchi.

La obra sentará precedente para toda la provincia y para todo el país, ya que a partir de las investigaciones y del trabajo mendocino, se podrá aplicar el modelo en otros puntos de Argentina.

Se reactiva la obra del Parque Eólico de Necochea

Resultado de imagen para Se reactiva la obra del Parque Eólico de Necochea(El Constructor) - La obra del parque eólico Vientos de Necochea, que se encontraba paralizada, continuará con la construcción tras el desembolso realizado por el banco de desarrollo holandés Nederlandse Financierings - Maatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. (FMO).

Recibieron ya "el primer tramo de un préstamo de 51 millones de dólares, otorgado por FMO, para la construcción y la puesta en marcha del Parque Eólico".

El Project Finance, celebrado por un plazo de 15 años, cuenta con la garantía de EKF, la Agencia de Crédito a la Exportación danesa. Estas instituciones de fomento al desarrollo ofrecen crédito de infraestructura pública y privada aun cuando el país no tiene acceso a los mercados de capitales.

 El parque en la zona de Campo de Cipriano, ubicado en la zona de Punta Negra y con sus 11 aerogeneradores será capaz de generar anualmente 158.000 MW, lo que equivale a producir energía limpia para más de 52 mil hogares, evitando la emisión de 79 mil toneladas de CO2

miércoles, 15 de enero de 2020

Expertise de Nielsen destrabó u$s150 millones para un parque eólico de YPF

(Ambito.com) - La empresa YPF Luz recibió un crédito internacional del BNP Paribas y la estadounidense DFC (ex OPIC) para generar energía "limpia y renovable" para 150.000 hogares.
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La empresa YPF Luz recibió un crédito internacional de hasta u$s150 millones para el desarrollo y construcción del parque eólico Cañadón León, ubicado en Santa Cruz, que generará energía “limpia y renovable” para 150.000 hogares.

En paralelo al financiamiento, arribarán este mismo martes a la localidad de Puerto Deseado 33 aspas y 40 tramos de torre que permitirán completar el equipamiento para los 29 aerogeneradores que conformarán el parque.

“Esta inversión de u$s160 millones totales, que cuenta con el apoyo de las entidades financieras, , es una clara señal de la capacidad de YPF para trabajar con los organismos crediticios de mayor exigencia del mercado, y demuestra también que estamos en un contexto de confianza hacia el futuro económico del país”, remarcó el presidente de YPF, Guillermo Nielsen.

El apoyo internacional es un crédito de BNP Paribas Fortis de hasta u$s100 millones, con garantía de Euler Hermes, una agencia de crédito a la exportación de Alemania,, y un préstamo de la U.S. International Development Finance Corporation (DFC, ex OPIC) por otros u$s50 millones.

Nielsen fue ex secretario de Finanzas durante la gestión de Roberto Lavagna en Economía, renegoció la deuda externa argentina y fue embajador argentino en Berlín, lo que le brindó una destacada experiencia y vínculos con fondos de inversión y entidades de préstamos extranjeras.

El Modelo de Aerogenerador seleccionado para el Parque Eólico Cañadón León, el GE 4.2-117 HH, tiene una altura de 85 metros y un diámetro de rotor de 117 metros, lo que resulta una altura máxima para las aspas de 143 metros.

El CEO de YPF LUZ, Martín Mandarano, se mostró “muy satisfecho por avanzar rápidamente con la obra de construcción del parque eólico Cañadón León y dar pasos concretos para generar energía eólica desde Santa Cruz para todos los argentinos”.

El Parque Eólico Cañadón León de YPF Luz en cifras:

  • Tendrá 1.870 hectáreas de superficie.
  • Generará 120 MW de potencia de fuente renovable
  • Es energía equivalente a las necesidades de unos 150.000 hogares
  • Provocará un ahorro de 312.000 toneladas de CO2
  • 99 MW será son para el Mercado Eléctrico Mayorista (RenovAR 2)
  • 21 MW serán para grandes usuarios industriales.
  • Tendrá 29 aerogeneradores 4,2 MW cada uno (General Electric)
  • Poseerá un factor de capacidad de 53%, un nivel de eficiencia de los más altos del mundo
  • Generará 400 empleos en etapa de construcción

La puesta en marcha del parque también implica la construcción de estación transformadora y una línea de interconexión en 132kv de 3 km de longitud, y otra línea de 50 km. Pero además, será necesario ampliar la subestación Santa Cruz Norte en Pico Truncado, para incrementar su capacidad de transformación en 150MW.

miércoles, 8 de enero de 2020

El parque solar más importante de Mendoza generó más energía que la esperada

(El Constructor) - El PASIP es el parque solar más importante del Este provincial. El lugar cuenta con más de 4.000 paneles que generan 1,5 MW de potencia instalada que se inyectan al sistema interconectado eléctrico. Inaugurado en septiembre pasado y con tan sólo tres meses de operatividad muestra indicadores de mayor eficacia en comparación con los análisis estadísticos proyectados antes de su funcionamiento.
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Pablo Magistocchi, presidente de la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) explicó que “en el marco del programa RenovAr, cada proyecto se compromete a entregar una determinada cantidad de energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), bajo cierta probabilidad de ocurrencia. Esto se fija en Reportes de Producción de Energía (RPE) fundados a su vez, en información meteorológica y programas de simulación, que bajo la carga de determinadas variables (como localización, tecnología a utilizar, ubicación en plano, etc.), entrega una muy buena aproximación de la energía que se generará. En el mes de noviembre, la generación neta del Parque Solar PASIP (esto es, la energía bruta generada disminuida en los consumos del parque), alcanzó más de 300.000 kWh y un ahorro aproximado de 118 tn de CO2 que evitamos liberar a la atmósfera”.

“En lo que respecta a diciembre y en función de los datos obtenidos, la generación del parque solar ha superado un 5% lo estimado, por lo que podemos decir que la tendencia se mantiene. Este incremento sólo durante el mes de diciembre, ha permitido abastecer más casas de las previstas”, finalizó el funcionario.

El parque solar de San Martín se emplaza en un terreno de 4 hectáreas aproximadamente, en Palmira. Las características propias del suelo, la radiación recibida, la inexistencia de sombras provocadas por construcciones o vegetación y la cercanía con los polos industriales provinciales fueron los factores que hacen del terreno seleccionado un lugar propicio.

Entre sus beneficios, el sistema tiene un costo de mantenimiento nulo, luego de la inversión inicial de US$ 2,5 millones financiados por la sociedad conformada entre Emesa y la Cooperativa Eléctrica de Godoy Cruz. 

Cuenta con 4.000 paneles solares y 62 trackers para seguir la orientación del sol y optimizar la generación de energía. El parque solar fotovoltaico PASIP tiene la particularidad de ser el parque solar con mayor cantidad de equipamiento provisto por empresas argentinas (89%) y es el único ubicado dentro de un parque industrial. Tiene un contrato de venta de energía por 20 años.

Para su construcción y puesta a punto trabajaron 14 empresas argentinas que suministraron equipamiento y otras 46 Pymes fueron contratadas para los servicios necesarios. Este parque solar es completamente telecomandado de manera remota, con conexión al Cerro Arco y al Centro de control de la Cooperativa Eléctrica de Godoy Cruz, empresa que ha participado desde el inicio junto a EMESA en el desarrollo del parque fotovoltaico.

jueves, 2 de enero de 2020

Exportación de energía renovable a Chile

Por José Brillo (*) - Rio Negro - EnergiaOn
El Norte neuquino tiene una posibilidad histórica para remitir al vecino país tanto generación hidráulica y geotérmica. Algunos de los proyectos están listos para ser licitados.
El aprovechamiento de la geotermina podría tener en el vecino país la clave para su desarrollo.
El aprovechamiento de la geotermina podría tener en el vecino país la clave para su desarrollo.

La zona norte de la provincia de Neuquén cuenta con dos grandes fuentes de energía renovable, una es la hidráulica y la otra la geotérmica. Las centrales de energía geotérmica e hidráulica se consideran centrales de base y son fundamentales para darle estabilidad a los sistemas interconectados.

El conjunto de proyectos hidráulicos y geotérmicos situados en la región norte de la provincia, desarrollados por la Agencia de Inversiones del Neuquén (ADI NQN), es denominado “Polo Hidrogeotérmico”. Se compone de los proyectos hidráulicos Colo Michi Có, Los Guiones, Butalón Norte y del proyecto geotérmico Domuyo.

Los proyectos de Colo Michi Có y Butalón Norte se encuentran sobre el río Neuquén con potencias de 38,4 MW y 23,9 MW, respectivamente. En cambio, Los Guiones se encuentra en el río Nahueve y cuenta con una potencia instalada de 24,3 MW.

El proyecto geotérmico de Domuyo se localiza en las cercanías del volcán Domuyo en el departamento Minas. Los estudios realizados le otorgan una capacidad del campo geotérmico superior a los 90 MW.

El objetivo principal es la conexión eléctrica del Polo Hidrogeotérmico con el sistema interconectado de Chile, desde el proyecto de Colo Michi Có hasta la Estación Transformadora Entre Ríos, a 15 km de la ciudad de Charrúa, en Chile.

La República de Chile fijó como objetivo que al 2025 se deberán reemplazar las centrales de generación de energía eléctrica a carbón, y que para el 2050 el 70% de su matriz energética sea de energías renovables.

De acuerdo a la decisión adoptada, Chile deberá reconvertir al 2025 unos 5.000 MW de su matriz. Es una gran oportunidad para Neuquén.

Este proyecto contribuirá a: mejorar el actual abastecimiento de energía eléctrica en la zona norte de Neuquén, caracterizada por un bajo nivel de confiabilidad y seguridad del servicio; promover el desarrollo económico y socio-ambiental en el área de influencia de los proyectos, lo cual se alinea con los objetivos de desarrollo sostenible (ODS) en lo que respecta principalmente al acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna y adoptar medidas urgentes para combatir el cambio climático y sus efectos.

También contribuirá a generar nuevos puestos de trabajo en los diferentes proyectos, y a generar recursos financieros que podrán ser reinvertidos en el proyecto junto a los que provengan de eventuales inversores privados interesados en la expansión de las energías renovables, y sus usos indirectos, tales como el riego, climatización, piscicultura, invernaderos, etc.

Butalón Norte

El proyecto “Aprovechamiento Multipropósito de Butalón Norte” se sitúa sobre el río Neuquén, a 10 km de Las Ovejas. Se encuentra en etapa de factibilidad con proyecto ejecutivo y la central tendrá una capacidad instalada total de 23,9 MW.
Se vinculará Butalón Norte con la estación transformadora de Colo Michi Có, por medio de una línea de 33 kV, que cruzará la margen del río, y se extenderá por 8 kms.

A partir de la ET Colo Michi Có, el sistema de transmisión se integra con líneas provenientes de las futuras centrales de Domuyo (geotermia) y Colo Michi Có y Los Guiones por medio de una línea de 500 kV o 220 kV hasta la ET-Entre Ríos en Chile.

Colo Michi Có

El proyecto “Aprovechamiento Multipropósito de Colo Michi Có” se sitúa sobre el río Neuquén, en la parte alta de la cuenca a 18,4 km de Las Ovejas. Se encuentra en etapa de factibilidad con proyecto ejecutivo, listo para licitar.

La central tendrá una potencia instalada de 38,40 MW y se vinculará con la ET - Colo Michi Co 132/33/13,2 kV, mediante una línea subterránea de 33 kV.
Los Guiones

El proyecto “Aprovechamiento Multipropósito de Los Guiones” se sitúa sobre el río Nahueve, en la parte alta de la cuenca. Se encuentra en etapa de factibilidad con proyecto ejecutivo, listo para licitar. La central tendrá una potencia de 24,30 MW y se vinculará con la ET-Colo Michi Co 132/33/13,2 kV, mediante una línea área de 33 kV de aproximadamente 18 km de longitud.

Domuyo

Ubicado a 35 km al norte de Varvarco, es uno de los proyectos de generación de energía geotérmica más desarrollados y con mayor potencial de Argentina. Cuenta con un campo geotérmico con una capacidad superior a 90 MW definidos en base a estudios superficiales.

Hoy se encuentra en la última de la fase de exploración, que consiste en la perforación de los pozos exploratorios que permitan confirmar el potencial del recurso y evaluar los parámetros de producción del yacimiento para la generación de energía eléctrica a escala comercial.

Se construirá una línea de transmisión de 132 kV que vinculará el área del yacimiento geotérmico con la estación transformadora de Colo Michi Có de unos 45 km de longitud.

Entre el ministerio de Energía de Chile, el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile y la Agencia de Inversiones del Neuquén (ADI NQN), se mantuvieron reuniones y se analizó la viabilidad de inyección de energía a la ET-Entre Ríos, para la cual, la línea de transmisión pasaría por el paso Lagunas Epulafquen, ubicado en el norte de la provincia de Neuquén.

Se eligió este punto estratégico, ya que se encuentra en las cercanías del Polo Hidrogeotérmico, además la ET-Entre Ríos permite un máximo de inyección de 1000 MW, dato consultado al Coordinador Eléctrico Nacional de Chile.

Solo se tienen en cuenta los proyectos desarrollados por ADI NQN, por lo cual se proyecta una línea de 220 kV. Pero podrían incorporarse también los grandes proyectos hidroeléctricos del río Neuquén, en virtud de lo cual la línea deberá ser de 500 kV.

La conexión con Chile se realiza por el paso de Lagunas Epulafquen, empieza en la ET-Colo Michi Có, y se dirige en dirección suroeste hacia la localidad de Las Ovejas, a partir de allí, continúa paralela a la Ruta 43 hacia el sur hasta el cruce con la Ruta 45 y paralela a esta ruta hasta las Lagunas de Epulafquen.

A partir de este punto, se continúa por camino de tierra cruzando el paso hasta el inicio de la Ruta 55 del lado de Chile, pasando por la localidad de Las Latas, hasta llegar a la línea de 500 kV Carrua-Ancoa. La traza continúa paralela a dicha línea hacia la ET-Entre Ríos pasando por las localidades de La Capilla, Loma Blanca, Los Manios y Pemuco.

(*) El autor es actualmente el presidente de la Agencia de Promoción y Desarrollo de Inversiones de Neuquén, ADI-NQN

lunes, 23 de diciembre de 2019

Genneia recibe fondos por u$s97 millones para proyectos eólicos

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(Ambito.com) - El desembolso se destinará a financiar la construcción de dos parques de generación ubicados en Chubut, que estarán operativos durante 2020.



Genneia, una de las firmas líderes de la Argentina en la generación de energías renovables recibió un desembolso de u$s97 millones del Banco de Desarrollo alemán KfW, que será destinado a la construcción y puesta en marcha de los proyectos eólicos Chubut Norte III y IV.

El desembolso se encuadra en un crédito por un total de u$s131 millones otorgado a las firmas Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A, subsidiarias de Genneia y de Pan American Energy.

Según informó Genneia, este Project Finance, celebrado por un plazo de 15 años, cuenta con la garantía de la agencia alemana de créditos a la exportación Euler Hermes. Ambos parques eólicos están actualmente en construcción y ya fueron adjudicados en la Ronda 2 de RenovAr.

Se encuentran ubicados muy cerca de la ciudad de Puerto Madryn, en la provincia de Chubut; y se conectarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en 2020.

Los parques funcionarán con 32 aerogeneradores Nordex (modelo 149, de 4,5 MW cada uno), entregando energía a más de 197.000 hogares y reduciendo en 453.000 toneladas la emisión de dióxido de carbono al medio ambiente.

En este marco Genneia está también muy activa en el mercado de capitales local, donde la semana pasada colocó Obligaciones Negociables en dos tramos: la Clase XXIII en dólares, a una tasa fija del 10% anual, por un monto de u$s6,8 millones con vencimiento en diciembre 2020; y la Clase XXV, en pesos, a una tasa de 10% nominal anual sobre Badlar, con vencimiento en junio 2020, por $441,8 millones equivalentes.

Los fondos recaudados también serán destinados a financiar sus proyectos de generación de energías renovables en la Argentina.

En los últimos once meses, Genneia inició la operación de diez proyectos renovables: siete eólicos en las provincias de Buenos Aires (Villalonga I y II), Chubut (Madryn I, II y Chubut Norte I), Río Negro (Pomona I y II) y tres solares en la provincia de San Juan (Ullum I, II y III).

viernes, 20 de diciembre de 2019

Comenzó la obra del nuevo gasoducto clave para Vaca Muerta

POR VICTORIA TERZAGHI   (EnergiaON) - La línea permitirá captar el gas de los nuevos desarrollos de Vaca Muerta que se ubican al norte del río Neuquén. Demandará una inversión de entre 20 y 40 millones de dólares.
En Loma La Lata la compañía realiza la separación de los componentes ricos que forman parte del gas natural.
En Loma La Lata la compañía realiza la separación de los componentes ricos que forman parte del gas natural.

Compañía Mega puso en marcha hace pocas semanas la construcción de un nuevo gasoducto que cruzará el río Neuquén para unir sus instalaciones con la zona caliente de Vaca Muerta. 

La obra tiene una complejidad importante dado que en los 9,2 kilómetros de extensión deberá atravesar la ruta provincial 7, los dos brazos del río Neuquén y 39 interferencias.
El diámetro será de 36 pulgadas y partirá de la zona de Tratayén, en donde se encuentra el gasoducto del área Fortín de Piedra de Tecpetrol, cruzará la ruta y el río, atravesará territorio de la comunidad mapuche Kaxipayiñ y culminará en las instalaciones de Mega en Loma La Lata.

La obra demandará una inversión de entre 20 y 40 millones de dólares y con un plazo de ejecución de 9 meses.

La crema del shale

De momento, la mayor producción de gas no convencional que llega a la planta separadora de Mega de Loma La Lata proviene de El Orejano y también del condensado de yacimientos como Loma Campana, un área con una relación de gas y petróleo alta.

Es por esto que el gerente de Mega, Alejandro Fernández, remarcó que “estamos esperando con mucha ansiedad que se pongan a perforar la zona de volátiles que a mi juicio es la más rentable desde el punto de vista de Mega”, dado que explicó que “el gas que pueda salir de esos volátiles o condensados medianos es la crema para Mega, son los productos que mayor contribución marginal te pueden dar”.

Fernández aclaró que los pozos tienen menor cantidad de gas pero ese gas tiene más líquidos ricos para separar.

lunes, 16 de diciembre de 2019

Sorpresa en YPF: Nielsen mantiene a Gutiérrez y arma un directorio con macristas

Sorpresa en YPF: Nielsen mantiene a Gutiérrez y arma un directorio con macristas
(LPO) - Sumó a un asesor de Lacunza y dejaría como CEO al Newman Boy Daniel González.



Nielsen asumió la presidencia de YPF y sorprendió al armar un Directorio repleto de funcionarios macristas que incluso mantiene al ex presidente de la compañía Miguel Gutiérrez.

El ex Telefónica llegó a la petrolera por un pedido expreso de Nicky Caputo e inmediatamente adoptó un perfil militante. Tal es así, que en plena euforia por el triunfo electoral de Cambiemos en 2017, pidió no volver a la inseguridad jurídica del pasado y en el Coloquio Idea de ese año acusó a Néstor Kirchner de echarlo de la compañía ibérica en el 2004.

Otra de las sorpresas fue la incorporación de Arturo Giovenco, un abogado especialista en asesoramiento de asuntos corporativos y financieros que se desempeñó como asesor de Hernán Lacunza en su reciente paso por el ministerio de Hacienda.

A su vez, Nielsen mantuvo al menemista Daniel Montamat, uno de los líderes del autodenominado "grupo de ex secretarios energéticos" que operó como un think tank para cuestionar la política energética de Cristina Kirchner. Ahora, será uno de los dos encargados del "Comité de Auditoría", junto a Giovenco.

En tanto, si bien todavía no han sido anunciados los cargos gerenciales, fuentes allegadas confirmaron a LPO que es probable el actual CEO Daniel González también permanezca en su cargo.

González llegó a la petrolera de bandera de la mano de Galuccio y se mantuvo en el gobierno de Macri, cuando sacó a relucir sus pergaminos del Cardenal Newman y fue aceptado por Cambiemos.

De todos modos, se trata de un ejecutivo con un perfil mucho más valorado por el sector que el de Gutiérrez. Durante la campaña presidencial, desde su entorno señalaron a este medio que "se mantendrá afuera de esas discusiones para proteger al equipo de esa exposición que no le sirve a YPF". De cara al futuro, dijeron que "el Presidente de YPF es una posición política que tiene que ocuparla alguien de confianza del Poder Ejecutivo de turno" y que González "se adaptará a cualquiera que venga si esa persona quiere que se quede y si comparte su plan de hacer lo mejor para YPF".

Según pudo saber LPO, la estrategia de Nielsen es imitar el esquema de salida de Miguel Galuccio, cuando permaneció en la petrolera de bandera durante los primeros cuatro meses de la gestión Cambiemos.

De esta manera, se buscaría "una transición ordenada" que sea bien recibida por el mercado. No obstante, como anticipó LPO, para ocupar el cargo de CEO a mediano plazo suena el Director de Operaciones de Vista Juan Garoby, Carlos Alfonsi, vicepresidente ejecutivo de YPF y Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream.

La llegada de Garoby sería un gesto de Galuccio a Cristina, que pretendía su regreso a YPF. Lo rechazó porque está concentrado en Vista y podría generarle algún conflicto. Ahora le cedería a su hombre más importante.

lunes, 9 de diciembre de 2019

Se firmaron ocho proyectos del RenovAr 3

En agosto se adjudicaron los 38 proyectos en la Ronda 3 MiniRen y entre todos suman los 259,08 MW. (Rio Negro.com) - Se trata de ocho desarrollos renovables de pequeña escala de biogás, hidroeléctricos y fotovoltaicos. Serán instalados en Mendoza, San Luis, Santa Fe y Buenos Aires. Los proyectos cobrarán entre 104,5 y 160 dólares por MW.

En agosto se adjudicaron los 38 proyectos en la Ronda 3 MiniRen y entre todos suman los 259,08 MW.

La semana pasada, la subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética otorgó ocho proyectos renovables pertenecientes a la Ronda 3 del programa RenovAr 3, en lo que fue casi uno de los últimos movimientos de la cartera en la administración de Mauricio Macri.

Se trata de cuatro microcentrales hidroeléctricas, tres proyectos de biogás y un parque solar, que en total comprenden los 11 MW. Mendoza fue la provincia más beneficiada en la firma de contratos y es que todos los desarrollos hidroeléctricos y el parque fotovoltaico se instalarán en la provincia de Cuyo, mientras que los tres proyectos de biogás estarán repartidos entre San Luis, Buenos Aires y Santa Fe.

El grupo empresario mendocino Ceosa, que agrupa un conglomerado de 7 empresas y está ligado a la industria de la construcción, es quien está detrás de los cinco desarrollos renovables a pequeña escala en Mendoza.

En números
11 MW - es la potencia total que representan los ocho proyectos que se firmaron la semana pasada.
En concreto, las microcentrales son Tupungato I, Tupungato II y Salto 9 de 0,99 MW de potencia cada una y La Copa de 0,5 MW. Según precisó el sitio especializado Energía Estratégica, el grupo empresario mendocino recibirá 104,5 dólares por MWh generado durante 20 años. La misma suma que cobra el magnate multimillonario Joseph Lewis por su central en Lago Escondido.
Por su parte, el parque solar Capdeville estará ubicado en Las Heras y tendrá una capacidad de 2 MW y se le pagará la suma de 58 dólares por MW/h.
Los contratos de los proyectos de biogás son aún mayores. Para el desarrollo de 2MW de la empresa Adecoagro en la provincia de Santa Fe, la empresa cobrará 160 dólares por MW/h.

En números
38 proyectos de energías renovables fueron los que se adjudicaron en el MiniRen.
La firma de San Luis, Diaser, será la encargada de realizar otro de los proyectos de biogás de 2 MW y por la generación cobrará 156,5 dólares por MW/h.

El último de los que se firmó el lunes será el desarrollo bonaerense de biogás del frigorífico Gorina que generará 1,5 MW y por lo generado recibirá 152,6 dólares por MW/h.

En números
US$ 104,5 por MW/h es la suma que recibirá el grupo empresario mendocino Ceosa en sus proyectos hidráulicos.
En agosto el gobierno nacional adjudicó 38 proyectos de energías renovables que en total suman los 259,08 MW en la Ronda 3 MiniRen del programa de Abastecimiento de Energía Eléctrica a partir de Fuentes Renovables (RenovAr) que estaba destinada exclusivamente al desarrollo de microrredes y al aprovechamiento de las capacidades disponibles en las redes de media tensión de las distribuidoras.

Fueron 10 proyectos de tecnología eólica por 128,7 MW; 13 proyectos solares por 96,75 MW; 6 proyectos de biogás por 12,75 MW; 2 desarrollos de biomasa por 8,5 MW; 6 hidroeléctricos por 7,38 MW y 1 de biogás de relleno sanitario con una capacidad de 5 MW.

Según trascendió es probable que antes de que termine la semana se realice la firma de más proyectos de la Ronda 3 Miniren.

jueves, 28 de noviembre de 2019

Avances en energía renovable

(Ambito.com) - El proyecto de la Central Térmica San Alonso, la segunda planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal de Grupo Insud, continúa avanzando en la etapa de construcción y adquisición de maquinaria. El objetivo es entrar en operaciones en los primeros meses de 2021.
Avances en energía renovable
Según la Subsecretaría de Energías Renovables, la participación de estas energías en el cubrimiento de la demanda eléctrica nacional pasó de representar un 2,2% en 2016 a un 7,9% en septiembre de 2019. El objetivo fijado por la Ley 27.191 para 2025 es alcanzar un 20% de los MW necesarios para proveer al sistema eléctrico argentino. En este contexto, Central Térmica San Alonso es uno de los 88 proyectos adjudicados del programa RenovAR 2, impulsado por el Gobierno nacional con el fin de diversificar la matriz energética para promover la seguridad de suministro y el cuidado ambiental.

Actualmente acaba de finalizar la obra civil del turbogenerador y se encuentran en proceso la obra civil de la torre de enfriamiento, la caldera y la estación transformadora. En paralelo, se encuentra próxima la entrega del turbogenerador Siemens y se están fabricando parte de los equipos necesarios para continuar con los tiempos planificados.

La central, ubicada en Gobernador Virasoro, Corrientes, producirá 37 MW de energía eléctrica para el Sistema Interconectado Nacional a partir de biomasa forestal. Al igual que FRESA, Central Térmica San Alonso se abastecerá de los subproductos de la cosecha y la industria forestal, como chips, cortezas y aserrín, que en la actualidad no tienen un uso industrial. La utilización de estos materiales evitará incendios y reducirá las emisiones de gases producidos por la descomposición de este material orgánico.

miércoles, 27 de noviembre de 2019

Yacyretá: se firmaron los contratos con Astaldi, Rovella y Tecnoedil para iniciar las obras civiles del brazo Aña Cuá

Yacyretá: se firmaron los contratos con Astaldi, Rovella y Tecnoedil para iniciar las obras civiles del brazo Aña Cuá(Misiones Online) - Yacyretá: se firmaron los contratos con Astaldi, Rovella y Tecnoedil para iniciar las obras civiles del brazo Aña Cuá

El director ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Martín Goerling, y su par del Paraguay, Nicanor Duarte Frutos, firmaron hoy los contratos con los apoderados del consorcio integrado por Astaldi, Rovella y Tecnoedil para iniciar las obras civiles y determinadas partes electromecánicas en el brazo Aña Cuá.

En las oficinas de la EBY de esta ciudad, a las 12, la EBY suscribió los contratos por los cuales a partir de ahora el consorcio que resultó ganador podrá comenzar la obra para el aprovechamiento hidroeléctrico en la margen izquierda del brazo Aña Cuá. Con la instalación de tres turbinas y su puesta en marcha, Yacyretá tendrá un aumento de la generación media anual del 9 por ciento.

Goerling destacó una vez más la transparencia con que se llevó a cabo todo el proceso y resaltó la baja del 45 por ciento en los precios previstos originalmente. «Dejamos en marcha una obra que significará más energía y mayor crecimiento para la Argentina», agregó.

De esta manera la EBY concretará la ampliación de la potencia energética con importantes cuidados medioambientales y sin aumentar la superficie del embalse. Además, en el proyecto se prevé sumar instalaciones para la transferencia de peces al embalse.

La tasa interna de retorno del capital invertido sobre 20 años será del 14,71 por ciento y se estima que las obras generarán 3000 nuevos empleos.

El inicio de las obras significa un paso más en las metas propuestas por la EBY en el cumplimiento del Objetivo de Desarrollo (ODS) de Naciones Unidas Nº 7, que establece generar energía asequible y no contaminante.

Río Negro: habilitaron el primer tramo del gasoducto en la Región Sur

Resultado de imagen para Río Negro: habilitaron el primer tramo del gasoducto en la Región Sur(El Constructor) - Hoy no es un día más y ellos lo saben. La vida de los pobladores de la Región Sur cambió para siempre. Es que el gas natural comenzó a correr por los caños troncales y en poco tiempo más llegará a los hogares para dejar atrás los crudos inviernos que caracterizan a la zona.

El gobernador, Alberto Weretilneck, inauguró hoy los primeros 86 kms de la emblemática obra del Plan Castello, que beneficiará a 17.000 rionegrinos de la Región Sur.


La obra no sólo llevará el servicio básico a hogares de Valcheta, Nahuel Niyeu, Ramos Mexía, Sierra Colorada, Los Menucos, Aguada de Guerra y Maquinchao, sino que también impulsará el desarrollo productivo de esta región con gran potencial. Su concreción es posible por decisión del Gobierno provincial, de destinar una inversión millonaria de $1.300.000.000 a través del Plan Castello para mejorar la vida de los habitantes de la región menos poblada de la provincia.

En tanto que continúan avanzando sin pausa los trabajos a lo largo de los 365 kms de la obra. En el tramo dos que se extiende hasta Ramos Mexía comenzaron a bajarse los 105 kms de cañería. Mientras que en los tramos tres y cuatro, que completan la traza hasta Maquinchao se realizan enfilamiento y soldaduras. Los distintos trabajos de esta gran obra provincial pueden observarse desde Ruta Nacional Nº 23.

lunes, 25 de noviembre de 2019

Argentina ahorra US$ 300 millones por menor importación de gas a Bolivia

(El Constructor) - La Argentina logró este año un ahorro de 300 millones de dólares a raíz de la adenda al contrato de importación de gas desde Bolivia, firmada en 2018, que permitió reducir casi a la mitad el suministro en los meses de verano, y se anticipa que el misma reducción de divisas se logrará en 2020.
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El gas de Bolivia este año representará el 11% del gas natural que consume Argentina, un 1% menos que el año pasado, mientras que el 84% proviene de fuentes locales, el 4% de GNL regasificado, y el 1% de combustibles líquidos alternativos pero mucho más costosos. "Hasta el momento Bolivia no dejó de cumplir ni un día con las entregas comprometidas de 11 mm3/d para los meses de verano", a pesar de las dificultades surgidas por la crisis institucional que provocó la caída del gobierno del presidente Evo Morales, explicaron lo voceros.

La adenda firmada en febrero de este año que adapta el contrato original de octubre de 2006 y su adenda inicial de marzo de 2010, permitió una reducción de las compras de gas a Bolivia a raíz de la producción creciente que el país venía registrando desde la formación de Vaca Muerta.

De esta manera, la última negociación contempla el envío de al menos 16 mm3/d en mayo a septiembre con un pico de 18 mm3/d en julio y agosto, los meses de más demanda, y en el resto del año 11 mm2/d, frente a los 21,3 mm3/d vigente hasta este año para todos los meses por igual.

A pesar de la adenda que estará vigente hasta febrero de 2021 y que abrirá una nueva negociación hasta completar el contrato a 2026, el Gobierno estima que aún se contabilizan 6 mm3/d de "importaciones evitable desde Bolivia", por lo que en caso de una renegociación Argentina pediría reducir más sus compras.

Además, la postura Argentina estaría en condiciones de plantear no sólo la reducción de volúmenes sino la baja de precios de manera de converger hacia la actual coyuntura de mercado que reconoce costos menores.  Es que en la actualidad, la Argentina paga el gas boliviano a un promedio anual de US$ 6,7 por MBTU, en tanto que reconoce a la producción doméstica sin subsidio un precio de 3,4 por MBTU y de US$ 7 con subsidio.

Además del interés argentino en la readecuación de los términos del contrato, Bolivia también enfrenta dificultades de producción y de reservas por la falta de inversión en exploración, por lo que en los últimos años tuvo dificultades para cumplir con la demanda argentina.

Al mismo tiempo, Brasil encaró desde agosto una renegociación de contratos con Bolivia con el mismo fin de reducir los volúmenes que alcanzan los 30 mm3/d, con un mínimo de 24 mm3/dia, pero la futura adenda podría reducir a la mitad esos volúmenes. 

Catamarca: Inauguran el parque solar de Antofagasta de la Sierra

(El Constructor) - El primer Parque Solar Fotovoltaico de la localidad puneña de Antofagasta de la Sierra, construido con financiamiento de regalías mineras, será inaugurado el próximo martes, informó el gobierno de Catamarca.
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Con una inversión de $46.880.714,10, financiada por el fideicomiso minero "Salar del Hombre Muerto" creado en octubre de 2015 por un acuerdo entre el gobierno de Catamarca y FMC-Minera del Altiplano, generará una potencia eléctrica de 600,30 Kilowats, y podrá generar energía para 1.000 hogares.

 Se trata de un parque solar fotovoltaico híbrido, de 1.740 paneles, de montaje fijo; y contará con modernos equipos de generación diésel, que se usarán en caso de emergencia climática.

Es el primero de los cuatro que proyecta construir la empresa de Energía Catamarca Sapem en el departamento norteño de Antofagasta. Los otros tres se construirán en las localidades El Peñón, Antofalla y La Ciénaga.




25/11/2019 - 08:00 hs
Servicio de mantenimiento preventivo y correctivo del grupo electrógeno - Administración Provincial del Seguro de Salud (APROSS)

25/11/2019 - 08:00 hs

miércoles, 13 de noviembre de 2019

Techint paralizó obras del reactor nuclear Carem 25 y suspendió a 270 trabajadores

(Ambito.com) - Fuentes de la compañía informaron a Ámbito que se vio "imposibilitada" de ejecutar el proyecto por la entrega "tardía" de la documentación técnica, permanentes cambios a la obra y la falta de pago de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
La construcción del prototipo Carem 25 (Central Argentina de Elementos Modulares) permitiría al país tener en operación la primera central nuclear de potencia íntegramente diseñada y construida en la Argentina.
La construcción del prototipo Carem 25 (Central Argentina de Elementos Modulares) permitiría al país tener en operación la primera central nuclear de potencia íntegramente diseñada y construida en la Argentina.

La empresa Techint frenó las obras de construcción del reactor nuclear Carem 25 en el partido bonaerense de Zárate y suspendió temporalmente a 270 operarios por la falta de pagos del Gobierno nacional.

Fuentes de la compañía informaron a Ámbito que Techint Ingeniería y Construcción se vio “imposibilitada” de ejecutar el proyecto por la entrega “tardía” de la documentación técnica apta para construir (el reactor) y la existencia de permanentes cambios a la obra por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

Pero además, argumentaron un “atraso” en los pagos por parte de la CNEA. “Todo esto ha causado que el impacto acumulado en la duración de la obra estimado a la fecha haya casi duplicado el plazo original del proyecto”, sostuvieron desde la firma de Paolo Rocca.

Techint remarcó que solicitaron en reiteradas oportunidades al Gobierno de Mauricio Macri y a la CNEA en particular “medidas urgentes” para “mitigar la grave situación de quebranto financiero para el proyecto”, pero no tuvieron respuestas. “Ante esta situación nos vemos obligados a adoptar medidas de mitigación sobre el contrato con el objeto de no deteriorar más aún la ecuación económico-financiera”, señalaron desde Techint E&C.

“Por este motivo, se implementará un proceso de readecuación de costos operativos para minimizar ulteriores impactos y evitar mayores pérdidas para ambas partes”, concluyeron.

Los trabajadores vinculados al Carem 25 denunciaron que en total se paralizan 500 fuentes de trabajo y reclamaron que se reactive la obra. Entre los 500 eventuales suspendidos, 350 son afiliados a la Unión Obrera de la Construcción (UOCRA) y el resto realiza tareas diversas como seguridad, limpieza, gastronomía y transporte, todos residentes en la zona de Zárate y Lima. Techint confirmó que solo 270 son operarios del holding nacional.

¿Qué es el Carem 25?
El Carem 25 es el primer reactor nuclear de potencia íntegramente diseñado y construido en la Argentina, que pone al país como uno de los líderes mundiales en el segmento de reactores modulares de baja y media potencia.

El prototipo está siendo construido en Lima, provincia de Buenos Aires: el edificio que lo contendrá -y donde estaba trabajando los operarios suspendidos- comprende una superficie de 18.500 metros cuadrados, de los cuales alrededor de 14.000 metros corresponden al llamado "módulo nuclear".

Se trata del sector que incluye la contención del reactor, la sala de control y todos los sistemas de seguridad y de operación de la central; la obra civil comenzó el 8 de febrero de 2014 y ahora estará paralizada durante tres semanas, o más.

Por diversos conflictos sucedidos en lo que va del gobierno de Macri, la finalización de la obra civil que estaba prevista para 2020 ya pasó para 2022 y podría volver a extenderse si no se resuelve este nuevo parate.

Santa Fe: Autorizan la continuidad de dos centrales térmicas

Resultado de imagen para Santa Fe: Autorizan la continuidad de dos centrales térmicas(El Constructor) - El Ministerio de Hacienda autorizó la continuidad para actuar en calidad de agente generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a las compañías Industrias Juan F. Secco y Central Puerto, para dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Santa Fe, a través de las disposiciones 106 y 108/2019 publicadas hoy en el Boletín Oficial.

En el caso de Secco la autorización es para actuar como nuevo titular de la Central Térmica Rufino, ubicada en Parque Industrial Rufino, Departamento de General López.

Para Central Puerto el permiso es para actuar como nuevo titular de la Central Térmica Brigadier López, ubicada en el Parque Industrial Oficial de Desarrollo de Sauce Viejo, de la capital provincial.

En ambos casos, el anterior operador de las centrales era la firma Integración Energética Argentina Sociedad Anónima (la estatal Ieasa).  En consecuencia, Hacienda dispuso también notificar de esta decisión a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) y al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

Producción y Energía modifican plazos de integración nacional en energía eólica

Resultado de imagen para Producción y Energía modifican plazos de integración nacional en energía eólica(El Constructor) - El Ministerio de Producción y la Secretaría de Energía modificaron los plazos para la integración de componente nacional en los aerogeneradores que se emplean en proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes eólicas, a través de la resolución conjunta 4/2019 publicada hoy en el Boletín Oficial.

Entre los beneficios fiscales contemplados en el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica, se establece el derecho a percibir un Certificado Fiscal que podrán obtener los beneficiarios que en sus proyectos de inversión acrediten determinado porcentaje de integración de componente nacional en las instalaciones electromecánicas, excluida la obra civil y los costos de transporte y montaje de equipamiento.

En setiembre de 2017 se dispuso que con el fin de determinar el carácter nacional de los aerogeneradores de potencia superior a 700 kilovatios, se deberá acreditar a la fecha de habilitación comercial del proyecto que la efectiva integración representa, como mínimo, hasta el 30 de junio de 2020, 35%; hasta el 31 de diciembre de 2021, 45%; y hasta el 31 de diciembre de 2023, 50%.

Sin embargo, en febrero de este año, Energía se estableció que los titulares de proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable que resultaron adjudicatarios de Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable en el marco de la Ronda 2 del Programa RenovAr, podrán solicitar una prórroga de hasta 365 días corridos de la fecha programada de habilitación comercial.

Esta medida fue adoptada debido a que se detectó un retraso generalizado del cumplimiento de los hitos contractuales de los Contratos de Abastecimiento suscriptos en el marco de la Ronda 2 del Renovar, motivados por distintos factores que inciden en el desarrollo de los proyectos.

Gobierno analiza opciones para reemplazar el gas de Bolivia

(El Constructor) - El gobierno argentino informó que podrá recurrir a las reservas de gas natural licuado almacenado en la terminal de Escobar, retomar las importaciones a través de Chile o incrementar la provisión doméstica desde el sur del país, ante la alternativa que se interrumpa el suministro de gas natural desde Bolivia, producto de la crisis social e institucional del vecino país.

Así lo planteó el Gobierno argentino a través de la empresa Integración Energética Argentina (Ieasa), que comunicó que hasta el momento no se registró "ningún inconveniente en la importación de gas natural de parte de YPFB –Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia".

El seguimiento de la situación se realiza de manera coordinada entre la Secretaría de Energía, Ieasa, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), de manera de poder dar rápida respuesta ante eventuales contigencias y minimizar su impacto en el sector energético.

La empresa del vecino país había comunicado que con motivo de "la creciente convulsión social" se registró la toma por parte de grupos de desconocidos del "campo Carrasco y estaciones de bombeo y compresión de hidrocarburos" y no se descartaba la posibilidad de "la toma de otras instalaciones de producción".

Por tal motivo, YPFB aseguró que se encontraba "trabajando para mitigar los efectos provicados por la situación actual" junto a las empresas YPFB Transporte, YPFB Transierra y Gas Transboliviano.

Ante la notificación, IEASA afirmó que "por el momento no se ve afectación en el suministro" de gas proveniente desde Bolivia, aunque confirmó el alerta preventivo que realizaron las autoridades de la empresa estatal boliviana que alega "causal por fuerza mayor".

La actual de importación de gas natural desde Bolivia es de 10,5 millones de metros cúbicos por día (mm3/d), los cuales brindan suministro a los clientes del norte argentino, en especial a distribuidoras y generación eléctrica, volumen acordado durante la renegociación llevada adelante en febrero que permitió reducir los 18 mm3/d del contrato inicial.

La primera alternativa mencionada es apelar a la reserva de GNL almacenada en la Terminal de Escobar, la cual se encuentra sin operación por la alta disponibilidad de gas nacional en verano. En los últimos años, IEASA realizó mejoras en esa terminal, que permitieron llevar la capacidad máxima de inyección de la terminal de 17 millones a 22,2 millones de metros cúbicos por día como valor máximo de operación. "Dicha terminal puede ser recargada con compras de GNL en caso de presentarse una contingencia que tuviese larga duración en el tiempo”, precisó la compañía estatal.

La segunda alternativa es la importación de GNL a través de la Terminal Mejillones, en la costa chilena, la que desde 2016 tiene la posibilidad de exportar gas natural a la Argentina mediante el gasoducto NorAndino.

Como última opción, IEASA planteó también que se podría recurrir a una mayor utilización de gas doméstico, en momentos en que el sistema cuenta con capacidad ociosa de transporte de gas desde el sur del país.

martes, 5 de noviembre de 2019

Exploración offshore: Equinor operará cuatro proyecto por u$s 142 millones

(Cronista.com) - Los operará la noruega Equinor, aunque en uno de los bloques lo hará de manera conjunta con Total Austral e YPF.
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El Gobierno otorgó nuevos permisos de exploración para buscar hidrocarburos en zonas o shore. En esta ocasión fueron cuatro los bloques asignados por un total u$s 142 millones, de acuerdo a las ofertas presentadas y adjudicadas en mayo pasado.

Según las resoluciones 691, 694, 695 y 696 publicadas hoy en el Boletín oficial, la Secretaría de Gobierno de Energía, dependiente del Ministerio de Hacienda, autorizó a la petrolera de origen noruego Equinor a comenzar las tareas exploratorias en estas áreas.

Los bloques asignados son:
- CAN_108: son aguas ultraprofundas, tiene una superficie aproximada de 2882,22 kilómetros cuadrados y está ubicada en la zona Cuenca Argentina Norte. Precisará una erogación de alrededor de u$s 16 millones. 
- MLO_121 y MLO_123: estos dos bloques de aguas profundas tienen ocupan una superficie de 4290,83 kilómetros cuadrados y 3786,58 kilómetros cuadrados, respectivamente. Ambos pertenecen a la Cuenca Malvinas Oeste. Para la primera se desembolsarán u$s 66,1 millones, mientras que para la otra serán más de u$s 44,4 millones.
- AUS_105: se trata de un área de aguas someras de 2156,66 kilómetros cuadrados ubicada en la Cuenca Austral Marina. Demandará una inversión de u$s 15,2 millones.
El único bloque que la firma no operará en solitario será MLO_123, para el cual constituyó un consorcio junto a la francesa Total Austral y la estatal YPF . En tanto, para todas las áreas, Equinor tendrá permiso de exploración durante ocho años, dividido en dos períodos iguales, excepto para AUS_105, en el que tendrá siete años, partido en una primera etapa de cuatro años y una segunda de tres.
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En septiembre de este año, la cartera comandada por Gustavo Lopetegui autorizó a Shell Argentina y Qatar Petroleum (QP) a explorar los bloques CAN_107 y CAN_109, con una oferta de inversión de más de u$s 67 millones. Un mes más tarde, ENI, la japonesa Mitsui y Tecpetrol, del Grupo Techint, recibieron luz verde para iniciar las tareas en MLO_124;y unos días después, QP y ExxonMobil consiguieron el permiso para MLO_113.

El Gobierno adjudicó 18 áreas en mayo, luego de que 13 empresas del sector presentaran proyectos por más de u$s 995 millones. A medida que autorizan el inicio de las tareas, las compañías tienen 180 días, a partir de la vigencia del permiso, para realizar la mensura del área correspondiente y presentarla ante la Secretaría de Gobierno de Energía. 

viernes, 1 de noviembre de 2019

Quiénes son los dueños de las hidroeléctricas del país

(Rio Negro) - Pampa Energía, la norteamericana AES y la italiana ENEL son las compañías que mayor porcentaje de las centrales poseen. Neuquén y Río Negro concentran 10 de las 31 represas fiscalizadas por el Estado Nacional.
La potencia instalada de la represa El Chocón es de 1.000 MW, junto con la de Piedra del Águila y Alicurá son las tres centrales más potentes del país.
La potencia instalada de la represa El Chocón es de 1.000 MW, junto con la de Piedra del Águila y Alicurá son las tres centrales más potentes del país.

La Argentina tiene 95 represas hidroeléctricas en todo su territorio. Algunas tienen concesión binacional, como Yacyretá (2746 MW de potencia con Paraguay) y Salto Grande (945 MW con Uruguay), otras tienen concesión nacional y privada y las restantes son controladas por los estados provinciales.

31 de las represas son fiscalizadas por el Estado nacional a través del Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP), que no tiene jurisdicción sobre las centrales hidroeléctricas binacionales o las controladas por estados provinciales. Incluso, algunas de estas 31 no generan energía, sino que compensan caudales.

En números
95 - son las represas hidroeléctricas que tiene Argentina dentro de su territorio.
De este total, diez están en el Comahue (Neuquén y Río Negro), entre las que se encuentra Planicie Banderita, la central que es propiedad de Orazul Energy y pone en peligro el agua potable y el riego de 60.000 hectáreas productivas en la región.

Dentro del complejo Cerros Colorados, al que pertenece Planicie Banderita, también están sobre el Río Neuquén las presas Portezuelo Grande, Loma de La Lata, El Chañar y Marí Menuco para atenuar crecidas y fortalecer el riego en las áreas que las rodean.

En números
1.400 MW - es la potencia instalada que tiene la represa de Piedra del Águila.
Ya en la cuenca del Río Limay están tres de las centrales más potentes del país: Piedra del Águila (1400 MW), El Chocón (1200 MW) y Alicurá (1000 MW), cuyos dueños son SADESA (que comparte directorio con Central Puerto), la multinacional italiana Enel y Pampa Energía. Empresarios de alto perfil como Marcelo Mindlin y Nicolás Caputo y otros no tan conocidos como los banqueros Guillermo Reca y Eduardo Escasany participan en este negocio.

Las otras, menores, son las de Pichi Picún Leufú (261 MW, Pampa Energía) y Arroyito (120 MW, Enel).

La región patagónica

En la Patagonia, en cambio, solo hay dos centrales hidroeléctricas de gran potencia: Futaleufú (472 MW sobre el Río Grande o Futaleufú, que continúa su curso desde Chile) y Florentino Ameghino (60 MW sobre el Río Chubut).
Las dos están en la provincia de Chubut. La primera es propiedad en la parte mayoritaria de Aluar (firma dedicada al aluminio, pero con negocios en energía) y el Estado provincial, que a su vez comparte propiedad con Hidroeléctrica del Sur en la otra planta.
El complejo Piedra del Águila está 230 km de la ciudad de Neuquén y 240 km de Bariloche.
Los proyectos hidroeléctricos en Santa Cruz (Cóndor Cliff y La Barrancosa), financiados por China, estarán controlados por la empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA) y sumarán 1310 MW de potencia de base al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La región cuyana

Mientras tanto, en Cuyo, ocho de las nueve presas son operadas por Pampa Energía y están en Mendoza. Son las cuatro ubicadas sobre el Río Diamante: Los Reyunos (224 MW), Agua del Toro (150 MW), El Tigre (14 MW) y el arco de protección de Los Reyunos, que sirve solamente para cuidar la sala de máquinas de esa central; las otras cuatro están sobre el Río Atuel: Aisol (136,2 MW), El Nihuil (74 MW), Tierras Blancas (52 MW) y Valle Grande (25 MW).

En números

2.746 MW - es la potencia que tiene la represa Yacyretá. Es de concesión binacional entre Argentina y Paraguay.
La restante está bajo control de la multinacional estadounidense AES (la constructura del parque eólico Vientos Neuquinos) y es Derivador Punta Negra, de 45 MW, en las cercanías de Ullum, San Juan.

Las centrales del norte

En la región Norte se ubican las restantes 10 presas fiscalizadas, caracterizadas por ser de media o baja potencia. Las tres que están en Salta son de la citada AES: General Manuel Belgrano, de 102 MW y Peñas Blancas, que compensa a Belgrano en el complejo Cabra Corral; y General Martín Miguel de Güemes, de 10,8 MW; las tres sobre el Río Juramento - Salado.
La semana pasada las autoridades de Yacyretá acordaron sumarle 276 MW al complejo.
En Tucumán y Santiago del Estero, en tanto, opera Hidroeléctrica Tucumán y la subsidiaria Hidroeléctrica Rio Hondo, que son propiedad de Holdec Inversora, cuyo presidente es José Darío Clebañer, procesado en la causa de los “Cuadernos de las Coimas” y hermano de Raúl Héctor, que se suicidó en 2011 en Corrientes mientras estaba siendo investigado por la Justicia.

Allí están Dr. Celestino Gelsi (13 MW), los derivadores Los Reales y La Horqueta en el complejo Pueblo Viejo, la presa de Escaba (18 MW), la contención Batiruana en Tucumán; y Río Hondo (17 MW) y Los Quiroga (2 MW) en Santiago del Estero.

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