Yacyretá alcanzó en 2016 una generación récord de energía

Por Ariel Rudistein - Telam

La central hidroeléctrica generó más de 21 millones de megawatts de energía. lo suficiente para abastecer al 15 % del país. Con las obras de ampliación sumará un 5 % más.

La central hidroeléctrica Yacyretá alcanzó en 2016 una generación anual récord de más 21 millones de Megawatts/hora de energía, lo cual permitió abastecer de electricidad al 15% del país, expresó a Télam el director ejecutivo de la Entidad Binacional, Humberto Schiavoni, quien anticipó que "entre 2020 y 2023" concluirán las obras de mejora que ampliarán "un 5% más" la oferta energética de la Argentina, con una inversión de u$s 400 millones.

"Pusimos en marcha en 2016 un Programa de Rehabilitación Integral de las turbinas de la central para que puedan volver a funcionar a plena potencia", describió el funcionario y estimó que las obras de mejora demandarán una "inversión total de u$s 400 millones". "Se produjeron 21.630.000 MWh en todo el año, lo cual equivale al 15% de generación eléctrica del país", precisó Schiavoni en diálogo con Télam.

Los trabajos desarrollados en el marco del Programa de Rehabilitación Integral permitieron alcanzar "un récord absoluto de generación desde que funciona Yacyretá", en 1994, remarcó.

La central, que se construyó entre Argentina y Paraguay, a 220 kilómetros de la ciudad de Corrientes y 90 de Posadas, posee 20 turbinas tipo Kaplan, que tienen la forma de una hélice con 5 álabes o palas. Los 9,5 metros de diámetro del rodete por donde giran las palas, permiten el paso de un caudal de 800 m3/s (800.000 litros de agua por segundo) y la fuerza que produce el salto de agua posibilita que giren las turbinas y se transforme en energía eléctrica.

Más allá del logro de producción que se obtuvo, Schiavoni juzgó que "lo más importante es la política que está llevando a cabo el Gobierno de diversificar la matriz energética y no quedarse solamente con la generación térmica, sino apostar a todas las fuentes donde la Argentina tiene ventajas comparativas muy importantes". "No es sólo la energía hidroeléctrica sino también las nucleares, eólicas, fotovoltaicas, biomasa, lo que se hace con residuos de aserradero. Es una decisión política muy importante", reafirmó.

Mencionó "importantes avances" en proyectos como los de "Aña Cuá, Garabí, las centrales del sur, Chihuido" y especificó que, varios de ellos, "están en proceso licitatorio y van a obtener financiamiento genuino".

Advirtió, no obstante, que "habrá que esperar el enlace en el tiempo, porque estos proyectos tienen un proceso de maduración hasta que entran en funcionamiento".

Schiavoni mostró su "enorme satisfacción" por el récord alcanzado y atribuyó la histórica baja productividad energética a que la central Yacyretá "funcionó casi 15 años con un nivel de salto inferior para el que estaba diseñada".

"Como se demoraron mucho las obras complementarias, puntualizó el director ejecutivo de la EBY, no se podía subir el embalse porque había que hacer defensas costeras, viviendas, relocalizar rutas y líneas eléctricas en el eje Posadas-Encarnación". "Eso -prosiguió Schiavoini- recién se consiguió en el año 2011 y a partir de ese momento se pudo generar a la cota de diseño".

Schiavoni señaló que "la perspectiva es seguir incrementando" la generación de energía eléctrica de Yacyretá, en tanto anticipó que "cuando se complete todo el proceso de rehabilitación, vamos a tener cerca de un 5% de productividad adicional y, lo que es más importante, de confiabilidad".

"Ese plazo es progresivo porque (las obras de mejora) se hacen en etapas. No se puede detener el 100% de las turbinas, hay que ir parando de a 2 por vez, por eso calculamos que entre el 2020 y el 2023 va a estar completo el programa de rehabilitación integral de la Central", detalló el titular de la EBY.

Ponderó además el "desempeño laboral y de primer nivel" de los profesionales y técnicos que prestan servicio en la Central, y aseguró que "sin ese grupo de trabajadores de Argentina y Paraguay no podríamos haber alcanzado el récord de producción".

Schiavoni especificó que "la gestión anterior había empezado con la reparación de las partes fijas y nosotros arrancamos con las partes móviles, es decir en las turbinas propiamente dichas".

Seguidamente diferenció la gestión actual de aquellas que la precedieron. "Ahora estamos garantizando más eficiencia y transparencia absoluta, Las compras y contrataciones se estás haciendo por concurso o licitaciones públicas", subrayó. Puso como ejemplo la adquisición de las partes móviles de las turbinas, donde, "al revés de lo que se venía haciendo, hicimos un concurso de precios con todos aquellos que participaron en la fabricación".

"Y la oferta más baja -detalló Schiavoni- correspondió al Consorcio Impsa (Pescarmona)-CIE (del Paraguay), quienes cotizaron los sistemas Kaplan para dos turbinas en u$s 28 millones contra u$s 35 millones de Andreitz y u$s 66 millones de la empresa Voith, el fabricante principal".

El año pasado, Argentina importó gas por la mitad de lo que pagó en 2015

Por Martín Bidegaray - Clarin.com

Fueron US$ 1.023 millones contra US$ 2.145 millones del período anterior según datos de Enarsa.

Argentina empezó a importar gas hace una década.

Hace una década, comenzaron las importaciones de gas. Las primeras compras a Bolivia (por US$ 69 millones) despuntaron en 2006. Pero la dependencia extranjera se fue agudizando y entre 2013-2014 el país giró US$ 10.688 millones para pagar energía extranjera frente a la escasez propia.

El año que terminó -2016- fue más frío que el anterior (2015). Sin embargo, el desembolso para pagar importaciones de gas por barcos se redujo a más de la mitad. En 2015, fueron US$ 2.145 millones, mientras que en 2016 alcanzaron los US$ 1.023 millones, según datos publicados por Enarsa.

Durante el año pasado, se trajeron casi 80 barcos, según la información pública de Enarsa. En la web de esa empresa estatal están todos los nombres de los vendedores, el precio de cada transacción y la fecha de arribo de cada barco. Esto es inédito. Durante la gestión de Julio De Vido (ministro de Planificación entre 2003-2015), ninguno de esos datos fue público y había que recurrir a consultores para tratar de reconstruirlos.

Para lograr una comparación entre las compras de 2015 y 2016, se necesitan los datos de los barcos de gas traídos durante el último año del kirchnerismo en el poder. Pero la gestión anterior le puso un candado a esos números. Clarín supo que las compras fueron de US$ 2.145 millones en 2015, tras un pedido de acceso a la Información Pública. Es el doble que los US$ 1.023 millones destinados a las importaciones de gas en barcos de 2016.

Gas Natural Fenosa fue la empresa que más cargamentos de gas trajo en 2016, con un 22% de participación sobre el total de las importaciones. La siguieron Trafigura (19%), Gazprom (11%), Vitol (11%) y British Petroleum (10%). Shell, la anglo-holandesa de la que fue ejecutivo el ministro Juan José Aranguren antes de ser funcionario, quedó sexta entre 16 proveedores. La lista está en la página web del ministerio de Energía. Tampoco se lo puede contrastar con las de 2015 o años anteriores, porque Planificación ocultó la información.

De todas formas, también hubo una caída en el precio internacional del petróleo, que disminuyó lo que pagó el país en 2016. Desde mayo, el Ministerio de Energía decidió la importación de gas desde Chile. La medida generó cuestionamientos de la oposición, pero fue la salida elegida por el Gobierno para paliar la menor entrega de gas por parte de Bolivia.

En 2015, Bolivia le vendió a la Argentina 5.970 millones de metros cúbicos de gas. En 2016, estuvo por debajo: 5.750 millones. Entre el 14 de mayo y el 26 de agosto, Bolivia incumplió el promedio de entrega diaria de 19,6 millones de metros cúbicos casi a diario, según los datos públicos del ministerio de Energía. En julio, el peor mes para el termómetro local, Bolivia despachó 72 millones de metros cúbicos menos que los comprometidos. En abril (cuando el frío sorprendió) la petrolera boliviana también entregó 74 millones de metros cúbicos menos de los pautados.

El Gobierno le compró 350 millones de metros cúbicos a Chile. De esa forma, suplantó lo que no consiguió de Bolivia (220 millones menos que en 2015). Tampoco se podía traer gas a través de los barcos, ya que los puertos (Bahía Blanca y Escobar) estaban a pleno, sin capacidad para que ingrese ningún cargamento.

El precio del gas comprado a Chile fue de entre US$ 6,90 y US$ 7,20 por millón de BTU (la unidad de medida en este sector). Tanto Bolivia como el GNL por barcos ofrecían importes menores. Pero ninguno de los dos estuvo disponible en pleno invierno. La alternativa era gasoil importado, pero su valor oscilaba entre US$ 9,70 y US$ 10,40, según explicó un consultor de empresas a Clarín en su momento.

Energías renovables: se firmaron los primeros contratos por 315 megavatios

(Cronista.com) - Son siete contratos, que aportarán energía eléctrica a través de fuentes limpias. Están ubicados en varias provincias del país.

El Ministerio de Energía y Minería anunció hoy que se firmaron los primeros siete contratos correspondientes a proyectos para producir energías renovables adjudicados en la Ronda 1 del Programa RenovAr. Estos proyectos, se indicó, representan el 28% de la potencia total adjudicada en dicha Ronda, que totalizó 1.142 megavatios.

Cada proyecto suscribió su respectivo Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), y su acuerdo de adhesión al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) con el Ministerio y el Banco de Inversiones y Comercio Exterior (BICE).

Los contratos firmados hoy totalizan 314,95 megavatios. Cinco de ellos son a partir de fuente eólica y están ubicados en las provincias de Buenos Aires, Chubut y La Rioja; uno de biomasa en Corrientes; y uno de biogás, en Córdoba. Las empresas desarrolladoras de estos proyectos son Biomass Crop, Papelera Mediterránea, Genneia, PAE, Central Puerto, y Parque Arauco.

El Ministerio puntualizó además que "se ha notificado al resto de las empresas para proceder a la suscripción de sus respectivos contratos durante las próximas semanas".

El Programa RenovAr cerró el 25 de noviembre con un total de 59 proyectos adjudicados entre las Rondas 1 y 1.5, por un total de 2.423,5 Megavatios de potencia a instalar, con un precio promedio ponderado de 57,44 dólares por megavatio hora.

La inversión privada será de unos 4.000 millones de dólares y se crearán 20.000 nuevos puestos de trabajo, según estimaciones del ministerio de Energía. El plazo de ejecución será de dos años para la primera ronda, por lo que las empresas que firmaron hoy ya comenzaron a recorrer ese lapso de tiempo para aportar energía a la red eléctrica nacional.

Esta nueva energía se sumará a la generada por los proyectos renovables en operación comercial a la fecha y a la de otros proyectos en marcha, para en conjunto aportar el 9% de la matriz eléctrica nacional hacia finales de 2019.

Instalan un gasoducto en el estrecho de Magallanes

(La Nación) - El consorcio integrado por la compañías Enap Sipetrol Argentina -la filial local de la petrolera chilena Enap- e YPF inició el tendido de un gasoducto desde Faro Vírgenes (en la provincia de Santa Cruz) hasta la plataforma AM2, ubicada a 18 kilómetros de la costa.

La obra forma parte del Proyecto Incremental Área Magallanes (PIAM), que tiene por objetivo aumentar la producción de gas natural y petróleo del yacimiento Magallanes. ubicado sobre el estrecho homónino, y demandará una inversión conjunta de US$ 315 millones. El objetivo del PIAM es incrementar en un 60% ciento la producción de gas natural, pasando de los 2,4 millones de metros cúbicos/día actuales a unos 4 millones. También aumentará en un 25% la producción de petróleo asociado, de los 800 metros cúbicos/día actuales, a 1000 metros cúbicos/día. 

En noviembre de 2014, YPF y Enap Sipetrol acordaron extender el contrato de la unión transitoria de empresas (UTE) hasta 2027, manteniendo ambas petroleras la participación del 50% cada una sobre la producción de hidrocarburos obtenida en el área Magallanes. Para llevar adelante este proyecto, cuentan con tecnología, equipos y maquinarias provenientes de China y Bélgica.

Frenan un polémico proyecto energético que había reactivado De Vido

Por Hugo Alconada Mon - LA NACION

El Ministerio de Energía quiere anular las obras por presuntos sobreprecios y pidió a la OA que evalúe una denuncia.

El Ministerio de Energía impulsó la anulación de un convenio que reactivó Julio De Vido poco antes de marcharse del Ministerio del Planificación y que conllevaba destinar al menos $ 1000 millones del Estado nacional a una obra en Santa Cruz sospechada de arrastrar un sobrecosto general de al menos 100 por ciento, según surge de documentos oficiales y privados y de testimonios que recopiló LA NACION durante semanas.

El proyecto cuestionado se centra en la tercera y última etapa del Fideicomiso Sistema de Expansión de Gasoductos de la Provincia de Santa Cruz. Y la cartera que lidera Juan José Aranguren avanzó hacia su anulación durante los últimos días de 2016, cuando le consultó al gobierno de Alicia Kirchner si le interesaba continuar con ese proyecto y, en caso de ser afirmativo, si lo financiaría por su cuenta.

El equipo de Aranguren, sin embargo, ya dio otro paso que refleja su posición sobre el proyecto, cuyas obras están paradas. Requirió a la Oficina Anticorrupción (OA) que evalúe radicar una denuncia penal por presuntos sobreprecios. Para eso se basó en un informe interno del Ministerio que concluyó que el monto evaluado es "como mínimo un 100% mayor" que el correcto.

Las sospechas se concentran en la última etapa del fideicomiso, destinada a conectar a la red la localidad santacruceña de Los Antiguos. Y apuntan contra las anteriores autoridades del Enargas, que convalidaron ese supuesto sobrecosto.

El proyecto quedó bajo sospecha porque la "tercera etapa" se reactivó a pesar de que había sido ya calificada por técnicos oficiales como "no económicamente viable", a lo cual se sumaron las objeciones de una gerente de Nación Fideicomisos, según reconstruyó LA NACION. Pero aun así se destrabó sobre el final del kirchnerismo en el poder.

La obra en manos de la constructora BTU, ante la consulta de LA NACION, rechazó las sospechas por "infundadas". "Esta obra estuvo parada varios años porque Santa Cruz se quedó sin financiamiento y nosotros tuvimos serios problemas económicos; hablan de promover la creación de empleos, pero ahora hacen esto", reclamaron.

El fideicomiso patagónico acumuló años de avances y retrocesos. Tomó forma con el arribo de Néstor Kirchner a la Casa Rosada. Pero en 2005 quedó paralizado, a pesar de los sucesivos anuncios, los reclamos de los vecinos y las huelgas de los operarios de BTU.

Diez años después, con Máximo Kirchner en plena campaña por toda la provincia, volvieron los anuncios. Y en agosto -cuando se llevaron a cabo las PASO-, Planificación y el Enargas dieron el primer paso para resucitar la obra.

Esa resurrección se concretó, no obstante, con aumentos en múltiples rubros, que fueron informados por la línea técnica del área de Energía, según reconstruyó LA NACION. Entre otros, en los valores que fijó el Enargas para comprar cañerías (US$ 3600 por tonelada cuando Santa Cruz quería comprar a US$ 1000 y Tenaris vendió las tuberías para un gasoducto en Córdoba a US$ 1500 la tonelada).

Tanto la topografía como el clima en Santa Cruz son muy diferentes de Córdoba. Pero los valores acordados para la obra quedaron muy por encima de los trazados para las anteriores etapas del mismo fideicomiso. Así, los valores de la tercera etapa resultaron seis veces más altos que los fijados para la segunda y diez veces más caros que los registrados durante la primera etapa.

Esa disparidad queda expuesta al revisar cada rubro. Por ejemplo, el de los costos salariales. Se fijó que cada chofer cobraría unos US$ 25.200 por mes, más viáticos y alojamientos. ¿Un ayudante de la Uocra? Algo menos: US$ 18.700 más viáticos y alojamientos. ¿Y un director de obra? US$ 43.100 por mes, más viáticos (US$ 1700) y alojamiento (US$ 2000 al mes). ¿Total? Casi US$ 47,000 al mes. Es decir, unos $ 725.000 cada 30 días al cambio vigente, lo que equivale a algo más de cuatro veces el salario bruto del presidente de la Nación.

Hay más datos llamativos. El Enargas dispuso valores para el "sistema de comunicaciones" que quintuplican la alternativa técnica más cara del mercado: US$ 32 millones, incluido IVA. ¿Y el rubro "campamentos"? Se aprobaron otros US$ 29,8 millones.

Los posibles sobrecostos abarcan más rubros. Así, el Enargas aprobó destinar casi US$ 15.000 por mes a cada "carpa" para soldar las tuberías. Un total de US$ 1,2 millones para desplegar ocho carpas de lona durante ocho meses.

La orden de Planificación de destrabar la obra a fines del año pasado y girar los fondos a Santa Cruz se canalizó a través de Nación Fideicomisos, es decir, la misma empresa del Grupo Banco Nación que albergó el fideicomiso bilateral con Venezuela que controló De Vido durante la última década.

El último paso se concretó el 16 de diciembre pasado. Es decir, seis días después de que Macri asumió como presidente. Pero para entonces Nación Fideicomisos (NF) actuó como si continuara la gestión anterior, con los mismos responsables. Y tres días después, el 19, sin que mediara una orden de aviso previo, se libró la orden por $ 1000 millones a BTU. La impartió un director saliente, el ingeniero Roberto Mandolesi, a pesar de las objeciones de una gerente que se negó a firmar los instrumentos o pagar.

Las claves de la operación

Julio De Vido - Ex ministro de planificación - Una decisión clave - Antes de dejar su cargo, el ex ministro kirchnerista reactivó el proyecto que se encontraba paralizado desde hacía años. Pero el Ministerio de Energía sospecha que lo hizo con un 100% de sobrecosto

Carlos Mundin - Titular la firma BTU - Acusación "infundada": Desde la empresa rechazaron las sospechas por "infundadas". "Esta obra estuvo parada varios años porque Santa Cruz se quedó sin financiamiento y nosotros tuvimos serios problemas económicos". El fideicomiso tomó forma cuando Néstor Kirchner asumió como presidente, para quedar luego paralizado en 2005

Diez años después, y con Máximo Kirchner en plena campaña para ganar una banca de diputado, volvieron los anuncios. Y en agosto de 2015, Planificación y el Enargas dieron el primer paso para reactivarlo. Se terminó de impulsar en plena transición con el gobierno de Mauricio Macri

La línea técnica del Ministerio de Energía detectó aumentos en múltiples rubros; entre ellos, los valores de las cañerías, los costos salariales, las comunicaciones, las carpas para soldar

La emergencia energética local seduce a una compañía finlandesa

Por Pablo Fernández Blanco - LA NACION (Extractado)

La empresa Wärtsilla busca convertirse en proveedor de motores para las plantas de generación eléctrica que entrarán en operaciones en los próximos meses en el mercado argentino

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

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

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

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

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

Francia inaugura el primer tramo de ruta solar del mundo

(La Nación) - Son 2800 metros cuadrados de paneles solares integrados al pavimento, servirán para el alumbrado público de un pueblo de 5000 habitantes

En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados. Foto: Reuters 

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

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

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

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

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

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

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

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

En Normandía, Francia, inauguraron el primer tramo de pavimento con paneles solares incorporados. Foto: Reuters.

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

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

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

Agencia EFE

En 2017 comenzará la construcción de un parque eólico en Miramar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Biocombustibles: Pocas ideas, pero fijas

Por Héctor Huergo - Clarin.com
El lector consecuente habrá contabilizado el profuso espacio que esta columna le asignó a los biocombustibles en el último cuarto de siglo. Arrancamos con aquél “Ponga un choclo en su tanque”, la primera nota (en 1991) sobre etanol de maíz que por entonces hacía sus pininos en los EEUU.
 
Un tiempo después proponíamos el biodiesel (“ponga un poroto en su tanque”), contando cómo se abría paso el Diester (B30) en Francia. La soja era la cuarta parte de lo que es hoy, pero se veía un aluvión en el horizonte.

Eran años en los que se acumulaban grandes excedentes agrícolas, fruto del avance tecnológico motorizado por los enormes subsidios que recibían los productores de los países desarrollados. Había más vendedores que compradores. Sufríamos. La esperanza estaba en la aparición de nueva demanda.
 
La imaginábamos en los biocombustibles. Más allá de proponer una oportunidad de negocios para los “first movers” (los pioneros, que son los que siempre hacen la diferencia), nos seducía la posibilidad de que el mundo comprendiera los beneficios ambientales de sustituir energía fósil por renovable.
 
Era duro, porque el petróleo valía apenas 12 dólares el barril. Recuerdo que en 1994, cuando me tomé un sabático para aceptar la presidencia del INTA, intenté convencer al Consejo Directivo (integrado por las entidades del campo y las universidades) de aceptar la donación de una planta piloto de biodiesel. No tuve éxito.
 
Volví a Clarín Rural y seguí con la saga. A principios del siglo XXI, el petróleo se fue a 100 dólares. Estados Unidos impuso el corte de la nafta al 10%. Hoy, un tercio de la cosecha de maíz, que no para de crecer, se destina a etanol. El petróleo bajó a 50 dólares, pero las plantas de etanol siguen a pleno.

En la Unión Europea se avanzó con el biodiesel, que digiere el 20% de la producción mundial de aceite. No quisiera imaginar el volumen de los excedentes agrícolas si esto no hubiera ocurrido.
La Argentina agarró pronto la onda. Como principal productor mundial de aceite, estaba cantado que convenía sacar aceite del mercado internacional, para defender su precio. Además del corte obligatorio, establecido por la ley 26.093, los grandes actores del complejo soja invirtieron en plantas de biodiesel.
 
Un proceso que rompe la molécula del aceite por medio de un catalizador (metóxido) que pronto se empezó a producir en el país. El subproducto de la elaboración de bio es la glicerina de soja, que hoy sustituye a la tradicional derivada del petróleo.
 
Las gigantescas plantas de crushing se convirtieron en verdaderos parques industriales, donde la producción de bioenergía se integra con la refinación de biomoléculas de extraordinario interés. Hoy la Argentina sigue siendo el principal exportador mundial de aceite, pero también de biodiesel y de glicerina. Además de liderar la oferta global de harina de soja.
 
Tomás Hinrichsen, un reconocido broker del mercado agroindustrial, sostiene que el biodiesel local significó en los últimos años un “premio” del 3% para el precio de la soja en la Argentina. Por su oficina pasó esta semana Michael Whitney, Gerente General de Musket, una compañía de Houston (Texas) que compra más de la mitad del biodiesel que la Argentina exporta a los EEUU.
 
El total que se embarca a ese destino en 2016 totalizará 1.500.000 toneladas, por un valor cercano a los 1.500 millones de dólares. Y es hoy por lejos el principal mercado. Musket tiene una extensa red de estaciones de servicio que abastece fundamentalmente a flotas de camiones.
 
En los últimos días, el precio del aceite en Chicago se disparó, fortaleciendo a todo el complejo. Fue porque la EPA (agencia ambiental de los EEUU) incrementó el standard de uso de biodiesel. Por suerte, la saga continúa.

Le rescindieron contratos de obras al primo del Presidente

Por Mariano Obarrio, Pablo Fernández Blanco - LA NACION.(Extractado)
Enarsa llegó a un acuerdo para quitarle a un consorcio integrado por Iecsa, de Ángelo Calcaterra, la terminación de dos centrales eléctricas; pedía $ 8900 millones, le pagaron $ 510 millones.

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

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

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

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

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

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

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

Números millonarios

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

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


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

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

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

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

Emergencia eléctrica

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

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

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

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

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

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

Rehabilitan una central eléctrica clave para la Ciudad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(Telam) - Lo aseguró el ministro de Energía, Juan José Aranguren, al anunciar la adjudicación de 30 nuevos proyectos de tecnologías eólica y solar por 1.281,5 Megawatt de potencia.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(Telam) - Presentaron un dispositivo para generar energía mareomotriz. La misma se obtiene aprovechando el movimiento de las mareas y se utiliza para generar electricidad.

Una firma sueca presentó este jueves en Argentina un dispositivo para generar energía mareomotriz, “la próxima energía renovable”, ya que tiene ventajas respecto a la eólica y la solar porque “es absolutamente predecible y está allí día y noche”.

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

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

“Imaginemos un niño jugando con un barrilete, del mismo modo que el barrilete vuela más rápido que el viento, este dispositivo alcanza una velocidad 10 veces mayor a la de la corriente del mar, por eso funciona con corrientes de baja velocidad”, explicó Karlsson. Y agregó: “La energía eólica, en cambio, necesita de vientos a grandes velocidades, lo que limita los posibles lugares”.

Con uno de estos dispositivos, llamados Deep Green, se generan 500 kilovatios o 25 mega-vatio, y una instalación típica, de 100 dispositivos, puede abastecer a 33.000 hogares. El Deep Green flota a entre 80 y 120 metros del fondo del mar, por lo que no interfieren en la navegación ni genera contaminación visual, se mueve a 1,2 metros por segundo, aproximadamente, dibujando un ocho. Tiene 12 metros de longitud y pesa 10 toneladas, y puede ser instalado cerca de las áreas de consumo.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Llega la competencia

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

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

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

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

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

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

El desafío

El desafío de la industria solar es lograr extraer la energía de la mayor cantidad de longitudes de onda posibles. Snaith sintetizó un tipo de perovskita que captura la onda azul eficientemente y deja pasar la onda roja. Imprimió este tipo de perovskita sobre un vidrio y la combinó con otra capaz de capturar la roja. A pesar que hace tiempo que existen perovskitas capaces de capturar la onda azul, Snaith necesitó de su co-autor Dr. Giles Eperon de la Universidad de Washington para desarrollar la que es capaz de capturar el fin del espectro rojo. Utilizando una combinación de estaño, plomo, cesio, iodo, y materiales orgánicos, Eperon tuvo éxito, incluso captura la luz infrarroja casi visible.

Una muestra con las dos capas de perovskita, destinadas a capturar luz en diferentes longitudes de onda. Foto: Universidad de Stanford
Pero varios obstáculos se interponen aun entre las perovskita y su uso en tu techo para darte energía, como quiere Elon Musk. Para empezar, la perovskita tiende a perder performance cuando se expone a la humedad. Para evitarlo, se necesita del plomo, y eso abre la discusión a problemas ambientales y de salud. Hay varios investigadores tratando de hacer perovskita estable libre de plomo, pero aún no lo han logrado. De todos modos, esto no parece ser un impedimento para todos, y ya se está hablando de comercializar en poco tiempo celdas solares de perovskita con plomo.

Recuperar la inversión

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

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

Activan un plan contra los cortes de luz

Por Pablo Fernández Blanco - LA NACION
Anticiparon mantenimientos y habrá equipos de emergencia

Instalación de la central de MSU en General Rojo, Buenos Aires, una de las apuestas para pasar el verano. Foto: Ministerio de Energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Polémica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

Exótica puesta en escena

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cifras de un proyecto polémico

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

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

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

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

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

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