Sube el déficit energético y llega a US$ 3124 millones

(La Nación) - Es el rojo en 11 meses de 2017 y el 41% del saldo negativo total de la balanza comercial; cae la producción de petróleo y gas.

El déficit comercial energético en los primeros once meses de 2017 alcanzó un saldo negativo de US$ 3124 millones, lo que representó el 41% del déficit total de la balanza comercial en el mismo período de tiempo.

Así lo destacó un informe de Tendencias del Sector Energético del Instituto Argentino de la Energía (IAE), que también resaltó que los subsidios energéticos acumularon una baja del 35,5% en el mismo período.

El déficit comercial energético fue un 177,3% mayor en noviembre respecto del mismo mes de 2016: pasó de -44 millones de dólares a -122 millones, según el instituto que preside el ex secretario Jorge Lapeña. Así, el cálculo acumulado a los once meses de 2017 muestra un déficit 7,3% mayor que el de igual período del año anterior. Esto implica que el déficit comercial energético acumulado a noviembre representa el 41% del déficit total de la balanza comercial.

Con relación a los subsidios energéticos, el informe detalla que en noviembre resultaron 17,7% mayores en términos interanuales, pero acumularon una disminución nominal de 35,5% en el período que fue de enero a noviembre de 2017. Durante el año pasado Cammesa recibió transferencias por $ 48.000 millones, un monto 52,7% inferior al otorgado en el mismo período de 2016.

El Plan Gas, en tanto, tuvo una ejecución acumulada a noviembre pasado de $ 21.903 millones, un 23,2% inferior respecto del recibido en igual período de 2016.

Al vincular los resultados de los subsidios energéticos y los niveles de importación, el informe planteó que mientras cae la producción de petróleo y gas se incrementa la demanda del mercado local. "En un contexto de precios internacionales en recuperación, los precios internos tenderían a aumentar y la solución a esta cuestión sólo puede hacerse por dos vías: aumentando los precios en el mercado interno o incrementando los subsidios a la demanda", advierte el informe.

La producción local de gas natural disminuye 0,9% en el acumulado a octubre de 2017 y la demanda crece 0,6% en el mismo lapso respecto del año previo. De mantenerse estos niveles de producción, con su tendencia ya declinante, el país continuará importando gas natural desde Bolivia y gas natural licuado (GNL) en iguales o mayores cantidades que al presente.

En hidrocarburos, el instituto señala que la producción de petróleo disminuyó en términos interanuales en octubre de 2017. En ese mes, la baja fue de 4,3% interanual y acumuló en 10 meses de 2017 una retracción del 7,2% respecto de igual período de 2016.

Río Turbio exporta

Como parte de las tareas de recuperación productiva para proveer de combustible a su central termoeléctrica, aún en construcción, el yacimiento de Río Turbio anunció que comenzará en las próximas semanas a exportar unas 30.000 toneladas mensuales de carbón a Chile.

Argentina, en la vanguardia nuclear

Por Carlos Terrado - Infobae.com

La construcción de la cuarta y quinta central nuclear, a partir de los contratos firmados con China, permitirán consolidar el Plan Nuclear que nació en 1950. La política seguida en este sector estratégico ha permitido reforzar el perfil internacional de nuestro país y su acceso a ámbitos de decisión global. 

(Fernando Calzada)

En línea de continuidad con el Plan Nuclear Argentino, las dos nuevas plantas nucleares van a agregar una potencia instalada mayor a la de la suma de las tres centrales actualmente en operación, Atucha I, Atucha II y Embalse; aportando al Sistema Interconectado Nacional 1821 MW más de potencia instalada durante 60 años. Esto totaliza aproximadamente una producción de 814 millones de MWh durante el período mencionado, que además evita lanzar a la atmósfera 606 millones de toneladas de CO2, la cantidad de gas que hubiera producido la misma generación de energía mediante combustibles convencionales.

El gobierno nacional acordó con el gobierno de China la construcción de estas centrales. Del lado argentino la negociación la lleva adelante Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA), la empresa de capital estatal operadora de las centrales nucleares argentinas, que se encuentra en la órbita de la Subsecretaría de Energía Nuclear del Ministerio de Energía y Minería. Del lado chino, la China National Nuclear Corporation (CNNC) y su subsidiaria internacional China Zhongyuan Engineering Corporation (CZEC).

La magnitud y complejidad de estos contratos ha insumido mucho tiempo de análisis y negociaciones entre las partes. El monto total de alrededor de 15.000 millones de dólares lo convierte en uno de los proyectos más importantes de la actualidad. La obra será financiada en un 85 % por créditos chinos con 8 años de gracia, que permiten el repago con la generación de nucleoelectricidad, y el 15 % restante a cargo del tesoro nacional.

La selección de los modelos de centrales más convenientes demandó meses de estudios, finalmente se optó por construir un CANDU de uranio natural y agua pesada en primer término y un HPR 1000 de diseño chino, agua liviana y uranio enriquecido como quinta central.

La construcción de ambas centrales se hará en paralelo, con un desfasaje de dos años entre ambas. La quinta, aunque con menor participación nacional, utilizará la misma tecnología que se está aplicando en el reactor de diseño argentino CAREM, y permitirá entrar de lleno en el manejo de las centrales PWR, que se caracterizan por usar agua liviana presurizada con uranio enriquecido como combustible y son las más difundidas actualmente en el mundo.

La Central CANDU de Embalse está atravesando un proceso de extensión de vida que la repotenciará. Foto: Emmanuel Bocchi.

La elección del CANDU atendió a múltiples razones: permite aprovechar la experiencia argentina obtenida en la operación de la Central CANDU de Embalse, aumentada por el trabajo en el actual proyecto de extensión de vida de esa central; continuar con un diseño canadiense conocido e incorporar la participación indispensable de China. Implica transitar por el camino más complejo, con contratos que integran acciones, fijan alcances y determinan responsabilidades de tres actores principales: Nucleoeléctrica Argentina S.A., el dueño y responsable del proyecto; China National Nuclear Corporation, contratista; y Candu Energy Inc., subcontratista nominado.

Se eligió este camino para hacer un uso intensivo de todos los recursos humanos y materiales disponibles dando máxima participación a la industria local y, muy importante, continuar con el abastecimiento de combustible fabricado en el país, el verdadero núcleo de la generación atómica. Esta visión nacional estratégica que excede el sólo rendimiento económico va en línea con los antecedentes del Plan Nuclear Argentino, cuyo desarrollo posicionó a la Argentina entre las 10 potencias más avanzadas en la materia.

Una política de Estado no declarada

Vale la pena hacer un paréntesis: ¿Cómo se explica que Argentina sea uno de los pocos países en desarrollo que ha alcanzado un notable progreso en el campo nuclear? ¿Se pueden extraer enseñanzas? ¿Podría haber evolucionado de la misma manera algún otro sector, como por ejemplo la industria aeronáutica?

El Plan Nuclear nació en 1950 con la creación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y continúa hasta el presente. Para analizarlo en el contexto en que se desarrolló podemos repasar cuál fue la evolución de Argentina en ese mismo período. Si tomamos las principales áreas que son competencia exclusiva del Estado, como Justicia y Defensa, nadie podría afirmar que mejoraron, todo lo contrario. Si vemos los sectores donde el Estado es protagonista pero convive con la actividad privada, como educación, salud o seguridad, es evidente el avance de la demanda de prestaciones privadas sobre las públicas, y no es porque la gente quiera pagar sus propios servicios, es por las falencias de los servicios públicos. Las tres áreas mencionadas empeoraron notablemente, la seguridad y la salud se notan a diario, pero la educación es más grave, hipoteca el futuro. Mi generación es mayoritariamente producto de una educación pública de excelencia, pero nuestros hijos son en igual medida producto de la escuela privada.

¿Cómo es que en ese contexto general se destaca el Plan Nuclear? Un escéptico diría que es la excepción que confirma la regla. Prefiero tratar de sintetizar las que entiendo como causas.

La primera explicación que surge es la estabilidad. En la época en que toda la actividad se centraba en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), o sea desde 1950 hasta 1994, hubo sólo 6 Presidentes de la CNEA. En ese mismo período hubo 19 Presidentes de la República. El desarrollo del área nuclear se comportó como una política de Estado no declarada, que atravesó con mínimos cambios y manteniendo sus objetivos épocas con gobiernos de distintos partidos políticos y diferentes ideologías, incluyendo gobiernos constitucionales y de facto.

Esa estabilidad dio pie a políticas de mediano y largo plazo, a la adopción de decisiones estratégicas e inversiones que permitieron el desarrollo en el tiempo de las industrias asociadas al exigente requerimiento nuclear.

Pero esto solo no garantiza el éxito, si no estaríamos de acuerdo con la simple perpetuación de autoridades en sus cargos, como ocurrió en otras organizaciones como las sindicales o deportivas, o en Provincias o Municipios, sin que esto evitara la decadencia.

La segunda explicación es la incorporación y generación de recursos humanos de excelencia. Desde el principio la virtud ordenadora de jerarquías y respeto en el área nuclear fue el conocimiento, la integridad y honestidad intelectual. Las opiniones siempre se valoraron por sus fundamentos y no por su atractivo. La integridad, palabra desgraciadamente más utilizada en inglés que en español, es la que por ejemplo entiende que falsear un dato para sostener una hipótesis es tan grave como robar dinero. Los recursos humanos siempre fueron el corazón del desarrollo nuclear, obtenerlos y mantenerlos. El Instituto Balseiro fue pionero en ese aspecto, buscando los mejores estudiantes de cada universidad para formar profesionales de excelencia, reconocidos en el mundo, que son el ejemplo palpable de los resultados posibles con una educación pública bien gestionada.

Si estas simples reglas se aplicaran en todos los órdenes de la vida nacional, sería lógico esperar buenos resultados en otros campos, y no sólo en el nuclear. Afortunadamente la sociedad argentina parece haber tomado conciencia que, igual que en el método experimental, no se puede esperar obtener distintos resultados repitiendo siempre los mismos procedimientos, y hoy parece dispuesta a seguir estos caminos.

Por último es importante mencionar que el desarrollo nuclear permite al país reforzar su protagonismo internacional y trae beneficios que exceden lo estrictamente específico. Aparte de exportar tecnología y bienes con alto valor agregado, desde reactores de investigación hasta fuentes de cobalto para uso médico, abre las puertas a oportunidades y asociaciones de interés nacional. En ese sentido actualmente, como parte de la política de inserción de Argentina en el mundo, el país se postula para ingresar a la OCDE, Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, que agrupa a un selecto grupo de 35 países. Con ese objetivo se decidió aprovechar el desarrollo logrado en el campo nuclear para iniciar el camino de ingreso, concretando en 2017 la admisión argentina en la NEA (Nuclear Energy Agency) que es precisamente la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE.

El autor es ingeniero nuclear. Vicepresidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA)

Rusia prepara la primera planta nuclear flotante

(Forbes) - El gigante marítimo de 21.500 toneladas comenzó a construirse en 2007 y hoy se encuentra en su fase final en la ciudad de San Petersburgo.

En Rusia se gesta uno de los proyectos energéticos más audaces y polémicos del siglo XXI: una central nuclear flotante para electrificar zonas remotas del mundo.

Bautizado como Académico Lomonósov en honor al científico ruso del siglo XVIII Mikhail Lomonósov, este gigante marítimo de 21,500 toneladas comenzó a construirse en 2007 y hoy se encuentra en su fase final en la ciudad de San Petersburgo, al noroeste del país.

El proyecto, que comenzará operaciones en 2019, se pensó para abastecer de energía a territorios al norte de Rusia con temperaturas extremas bajo cero, donde el equipo industrial puede trabajar en esas condiciones, explicó a Forbes México un representante de Rosenergoatom, subsidiaria de la corporación estatal rusa, Rosatom.

La embarcación (Rompehielos), que mide 144 metros de largo, 30 de ancho y 10 de alto, albergará dos reactores KLT-40S con una capacidad de generación eléctrica de 35 MegaWatts (MW) cada uno, que abastecerán a la región ártica de Chukotka.

La energía generada por el Akademik Lomonosov alcanza para electrificar 250.000 personas y calefacción para hasta 100,000 personas, según el representante.

Para dimensionar dicha capacidad, la generación de la planta flotante equivale a la de uno de los huertos solares más grandes de México, Eosol TAI en Durango, con 207.000 paneles.

Incluso la central flotante puede ahorrar el uso de 200,000 toneladas de carbón y 100,000 de petróleo, además de aportar otros beneficios, como la desalinización de agua.

El costo de la nave será de 480 millones de dólares (mdd), aunque el precio es para el proyecto concreto en las condiciones del Extremo Norte, reveló Sergey Zavyalov, titular de la administración constructiva de la planta de Rosenergoatom, a la agencia informativa Sputnik.

Miedo sobre las olas

No todo el mundo se muestra entusiasta con el proyecto. Organizaciones no gubernamentales como Greenpeace y Bellona se han opuesto al Académico ante los riesgos que merodean a una central nuclear flotante.

“La carga del combustible nuclear en el reactor dentro de San Petersburgo pone a la población de una ciudad de millones bajo un riesgo enorme”, afirmó Rachid Asimov, titular del proyecto del programa energético de Greenpeace Rusia, en un comunicado.

Pero la central nuclear flotante es una instalación de energía que corresponde a las normas más estrictas, está bajo el control constante y la supervisión del Organismo Internacional de Energía Atómica (AIEA, por sus siglas en inglés), brazo nuclear de las Naciones Unidas, asegura a Forbes el vicepresidente de la organización Green Cross International, Mijaíl Rílov.

Esta unidad flotante —que comprende un reactor, una turbina, un generador, que produce la energía eléctrica— se construye alrededor de la misma tecnología que los barcos rompehielos (en términos de dispositivos de energía nuclear) y Rílov no ve ningún problema técnico que podría conducir a averías técnicas. “Si los ambientalistas plantean requerimientos razonables, documentados y lógicos para cualquier condición técnica de las instalaciones en construcción, seguramente buscaremos el compromiso (…) La experiencia ha demostrado que pueden prestar atención a algo que no ha notado el grupo de expertos.”

Gueorgui Tijomírov, catedrático del Instituto de Ingeniería y Física de Moscú, explicó a la agencia EFE que los reactores están en bloques compactos y autónomos, y no son como los de Chernóbil. Además, el académico descartó una potencial amenaza terrorista, pues las instalaciones nucleares cuentan con altas medidas de seguridad para impedir el acceso a materiales fisibles. “Por el momento, no habido ataques contra instalaciones nucleares. Chukotka es además un lugar muy seguro, ya que está muy alejado”, añadió.

Más allá de Rusia

El representante de Rosenergoatom comentó que hay interés de otros países por la planta nuclear flotante, particularmente en Asia.

Uno de los lugares donde puede funcionar es en Indonesia, ante la geografía entre islas del país y su necesidad eléctrica. Esa posibilidad se ajusta con el interés de Rosatom por nuevos mercados.

Para 2030, la empresa estatal de Rusia espera que 65% de su facturación provenga de negocios internacionales y el 35% restante se obtenga desde Rusia. “Vamos a aumentar nuestros ingresos de exterior, que el año pasado subieron 49%. Históricamente, hemos establecido la tarea para que en 2030 llegué a dos tercios del total, pero pienso que vamos alcanzarla antes de lo previsto”, añadió Kirill Komarov, director general adjunto primero y director del bloque de desarrollo y negocios internacionales, durante su participación en el foro Atomexpo 2017 en Moscú.

Energías renovables: adjudican otros 22 contratos

(Clarin.com) - Son empresas que habían perdido en la Ronda 2 y aceptaron bajar el precio ofertado.

Se adjudicaron cinco proyectos de energía solar fotovoltaica por 259,5 Mw.

El Ministerio de Energía y Minería adjudicó una nueva serie de 22 proyectos de energía eléctrica renovable. Se trata de iniciativas que habían quedado afuera de la llamada Ronda 2 del programa Renovar por tener precios demasiado elevados y que habían sido invitadas a reducir sus ofertas para dejarlas en línea con los precios más competitivos.

Los nuevos proyectos suman 634,3 Mw (megavatios) de potencia proyectada. Así, en total, la Ronda 2 terminará adjudicando 88 proyectos en 18 provincias por 2.043 Mw.

El nuevo listado conocido hoy incluye cuatro emprendimientos de energía eólica a un precio adjudicado de $ 40,27 por Mwh y cinco de energía solar fotovoltaica, cuatro de ellos a $ 41,76 y uno a $ 40,8 por Mwh.

El precio adjudicado, de acuerdo con la Resolución 488-E publicada en el Boletín Oficial, incluye en los casos en que corresponde el 50% del Incentivo por "Escala Biomasa/Biogás" previsto en el pliego de la Ronda 2. Por ese motivo, Energía aceptó nueve proyectos de dichas tecnologías con precios de $ 156,85 por Mwh; dos emprendimientos por $ 164,35; uno por $ 117,76, y el restante por $ 106,73.

En el caso del proyecto eólico de Petroquímica Comodoro Rivadavia (El Mataco, de 100 Mw) se aclaró que la empresa asume a su exclusivo costo la obligación de ejecutar una obra de ampliación en transporte, con el fin de resolver la restricción en el sistema de transporte existente. Esa empresa, productora de cemento y petrolera, se adjudicó también otro parque eólico de 100 MW, denominado San Jorge, también en la provincia de Buenos Aires.

Enel Green Power, firma de los mismos accionistas que Edesur, hará un parque eólico también de 100 MW en Chubut y el otro proyecto de este tamaño está en cabeza de la firma Martifer Renewables, en San Juan. También, se adjudicaron proyectos Genneia, 360 Energy, la petrolera Capex.

La resolución que lleva la firma del ministro Juan José Aranguren, señala además que los contratos con cuatro proyectos eólicos y tres solares fotovoltaicos, deberán incluir la cláusula que obliga a tomar a su cargo o pagar las obras de expansión de redes asociadas a las respectivas ofertas.

Se trata de los corredores de 500 kV entre Puerto Madryn y Gran Buenos Aires (en un caso, con el adicional de la estación transformadora Comodoro Rivadavia Oeste); entre Nueva San Juan y La Rioja Sur; y entre Río Diamante y Gran Buenos Aires.

En total, el Ministerio de Energía y Minería admitió a la totalidad (13 casos) de proyectos de biogás y biomasa presentados, por una potencia acumulada de 47,2 Mw; a los cuatro eólicos mejor posicionados en la pre adjudicación (por 327,6 Mw); y a las cinco primeras posiciones asignables en solar fotovoltaica (por 259,5 Mw).

Los proyectos adjudicados corresponden en seis casos a Buenos Aires; tres son de Santa Fe; dos de San Juan, al igual que en Córdoba y Chubut; y uno en cada caso están ubicados en Santiago del Estero, Tucumán, San Luis, Mendoza, La Pampa, La Rioja y Catamarca.

110 años de petróleo argentino

Por Jorge Lapeña - Clarín.com

Semanas atrás se se realizó un Seminario en la Universidad UCES convocado por el Grupo de Ex Secretarios de Energía que, bajo el título “La Energía: lo hecho y lo que falta por hacer “, resultó una muy buena experiencia que mezcló opiniones de funcionarios, empresarios y expertos independientes para conocer el estado de avance en cada uno de los rubros energéticos cuyos resultados son de público acceso.

Me interesa, a modo de introducción al tema de este artículo, mencionar dos frases de dos especialistas independientes que se dijeron en ese encuentro. La primera del economista Francisco Mezzadri que afirmó: “Argentina tiene que decidirse entre un gas natural con un precio de 6,50 U$S/MMBTU o un gas natural con un precio de 2,70 US$/MMBTU,” y luego agregó en forma sintética y contundente: “Eso dará lugar a dos Argentinas distintas”. Aclaro dos Argentinas distintas se refiere a la competitividad de la economía energética Argentina y a la salud de sus cuentas públicas.

La otra afirmación pertenece a Jorge Hugo Herrera Vegas que preside el prestigioso Comité de Energía del CARI. Dicho comité reúne en un foro abierto a lo que yo llamaría la intelectualidad energética. Y analiza la problemática sectorial con la discreción propia de la diplomacia. La primera de sus grandes preocupaciones, aunque no la única, fue según lo expresó en su disertación “pérdida del autoabastecimiento energético de Argentina y cómo reconquistarlo”.

Quizás la síntesis de ambas ponencias podría ser: “Argentina necesita recuperar su autoabastecimiento energético pero con la condición que ello debe darse en el marco de una energía competitiva y sin subsidios ocultos”. Y ese es el problema a resolver que nos sigue desafiando a partir de 2010. ¿Cómo autoabastecernos de Energía y ser al mismo tiempo competitivos en los precios internos de nuestra Energía y sin complicar al Tesoro? Para resolver un problema primero hay que describirlo con crudeza y luego entender su mecánica. Argentina está en decadencia energética desde hacer varios lustros y esa decadencia se focaliza prioritariamente, aunque no exclusivamente, en los hidrocarburos. La estadística oficial dice que la decadencia no terminó el 10 de diciembre de 2015. Pero aclaro que no es fácil porque el problema es estructural y no se corrige con placebos.

Describamos los síntomas de la decadencia: 

a) Los excelentes informes del Ministerio de Energía recientemente publicados sobre la evolución de Reservas de Hidrocarburos en todas sus categorías en el período 2007-2016 indica un fuerte deterioro cuantitativo en todas las categorías de reservas (comprobadas; probables y posibles); y en todas las cuencas. Digamos que hasta el ahora el Siglo se compone de dos décadas perdidas en este tema.

b) La producción petrolera argentina cae en forma ininterrumpida desde 1998 hasta el presente y el ritmo de caída se acelera en el último año hasta un inadmisible y preocupante 6,5 % anual.

c) La producción gasífera doméstica -a pesar de los enormes subsidios a la oferta de Plan Gas- está prácticamente estancada y crece a menor ritmo que la demanda de gas, lo que se traduce en la necesidad de incrementar las importaciones en vez de disminuirlas. Con esto ya tenemos bastante.

Mi conclusión es que esto ocurre porque Argentina ha cometido un error estratégico hace aproximadamente 25 años y que no hemos sido capaces de corregir en este lapso: ha abandonado la inversión de riesgo en exploración de hidrocarburos en cuencas convencionales; la estadística lo refleja en forma clara por la disminución de los pozos exploratorios perforados anualmente en los últimos lustros. Debo hacer notar que las cuencas sedimentarias en los 110 años de historia petrolera han sido exploradas apenas en un 25 % sobre el total disponible. Es notoria nuestra virginidad hasta el talud oceánico en nuestros espacios marítimos. ¡Hay mucho por hacer!

Como resultado de esta falta inexplicable no se descubren nuevos yacimientos de bajo costo y estamos obligados a producir de los viejos yacimientos ya agotados con costos crecientes. Esto pone a las petroleras en una situación de “atrapado sin salida”, que desde 2014 las obliga a demandar al Estado un monto subsidios crecientes; un espectáculo lamentable, y nunca visto,.

Las petroleras tienen pánico al riesgo exploratorio y se refugian exclusivamente en Vaca Muerta, la apuesta pasar por el Shale gas; pero -un dato no bien explicado- sólo el 5 % de la producción nacional de gas es Shale gas genuino, y piden subsidios. El Gobierno da subsidios pero los acota en el tiempo y advierte que nos los prorrogará. Me parece bien, pero también me parece un juego peligroso en términos estratégicos; y además de final incierto.

Creo que hay que cambiar el paradigma y ese cambio debe proceder de la administración y se debe implementar con acuerdos con las empresas privadas. La salida se dará por la aplicación de una receta que combine a Vaca Muerta con la Exploración Convencional olvidada en cuencas convencionales inexploradas. Muy importante es seguir el consejo sano de los ex secretarios de Energía. Hacer una auditoría independiente de todas las Reservas de Hidrocarburos; que sigue siendo una asignatura pendiente.

Jorge Lapeña es ex secretario de Energía.

Relanzan la búsqueda de petróleo en el mar

(La Nación) - Lo dijo Aranguren en una reunión con hombres del sector; se licitará en 2018.

El ministro de Energía, Juan José Aranguren , anunció ayer el lanzamiento de la Ronda 1 del Plan de Exploración de hidrocarburos costa afuera (offshore) para julio del año próximo, un llamado que abarcará tres áreas del litoral marítimo sobre una superficie de 225.000 kilómetros cuadrados.

Así lo precisó el funcionario en el marco del almuerzo organizado ayer para celebrar el Día del Petróleo, que convocó a más de 1200 directivos de todas las empresas de la industria hidrocarburífera.

Aranguren destacó que la Argentina tiene en su plataforma continental "una de las áreas menos exploradas del mundo". Pese a eso, hay producción de hidrocarburos en el mar, especialmente gas, frente a las costas de Tierra del Fuego, en los proyectos denominados Carina, Aries y Vega Pléyade.

Con el objetivo de expandir la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, esta primera ronda va a incluir una vasta región de la Plataforma Austral Norte (5000 km2), la Cuenca Malvinas Oeste (90.000km2) y la Cuenca Argentina Norte (130.000 km2).

Para los bloques incluidos en la Ronda 1 se espera recibir las ofertas en noviembre de 2018 para adjudicar los permisos exploratorios a fines del mismo año. El ministro también destacó que "esta primera etapa será seguida en 2019 por una segunda ronda en la cual se incorporará la Cuenca Argentina Sur, que cuenta con un área aproximada de 120.000 km2".

Nuevas inversiones

El litoral marítimo es uno de los espacios más extensos con potencial de recursos hidrocarburíferos y para el sector configura una oportunidad para la atracción de nuevas inversiones al país y una posibilidad de extender el horizonte de las reservas de gas y petróleo.

Aranguren anunció que se abrió el Concurso Público Nacional para la selección de la empresa que dará el apoyo al Ministerio de Energía en la realización de la Sala de Datos Virtual y el sitio web de la futura ronda, para facilitar a los potenciales permisionarios la evaluación de las áreas por licitar.

El Banco de Datos de Hidrocarburos ya posee una importante cantidad de información sísmica y pozos relacionados con las áreas offshore que serán licitadas.

Aranguren también reconoció que el Estado tiene una deuda de unos 26.000 millones de pesos con las petroleras por planes de subsidios que había implementado el kirchnerismo.

Invertirán US$ 10 millones en dos plantas de biogás en Córdoba

Por Gabriela Origlia - LA NACION

La empresa Cleanenergy pondrá en marcha a mediados del año que viene dos proyectos de 1MW de potencia cada uno; estarán cerca de criaderos de cerdos y otras empresas que generan residuos

CÓRDOBA.- Con una inversión de US$ 10 millones, la empresa cordobesa Cleanenergy pondrá en marcha a mediados del año que viene dos proyectos de 1MW de potencia cada uno para generar electricidad a base de biogás. Cada uno podrá abastecer el consumo equivalente a 3000 casas de familia. La compañía fue una de las ganadoras en la última licitación del programa RenovAr, cuyos contratos se firmarán en mayo.

Integrada por Lucas Gastaldi Asensio, Franco Borrello y Juan Pablo Macagno, la compañía fue fundada a fines de 2015 para crear economías circulares, reutilizando residuos como recursos para generar valor para la comunidad, la industria y el medioambiente. El foco del negocio es la ejecución de plantas de biogás con un socio canadiense que lleva más 20 años con sus biodigestores en el mercado.

Las iniciativas se concretarán en Alcira Gigena en sociedad con Cotagro y la Cooperativa Eléctrica de General Cabrera y en Villa del Rosario (a 70 kilómetros de la capital provincial) en conjunto con el criadero de cerdos Crops; en este caso se buscan más inversores.

Así serían los biodigestores que construiría la empresa. Foto: Gentileza Cleanenergy

"Desarrollamos un modelo ganar-ganar -dice Gastaldi Asensio a LA NACION-. Establecemos una relación simbiótica con las empresas que pueden, con la producción de biogás, usar los residuos industriales y generar energía 100% sustentable además de generar fertilizantes".

En los dos casos que pondrán en marcha los biodigestores estarán cerca de criaderos y vecinos de otras empresas (lácteas, maniceras, frigoríficos) que generan residuos. Incluso en el caso de Villa del Rosario hay contactos con el Mercado Central cordobés, que produce unas 60 toneladas de residuos diarios. La cercanía permitiría trasladarlos sin subir los costos.

Explicó que estas iniciativas en general están impulsadas por un contexto de aumento del precio de la energía, una creciente inseguridad energética; la dificultad y el costo de gestión de residuos; un límite a la mejora de producción por incremento de volumen de residuos (y, en consecuencia, del presupuesto para gestionarlos); las nuevas normativas ambientales; el cupo obligatorio de generación de energía renovable; la conciencia social acerca del impacto ambiental y la necesidad de diversificar la matriz productiva.

Insistió en que, además de producir energía y fertilizantes, las empresas pueden eliminar totalmente los residuos patógenos (se les da un destino final) y avanzan en el cumplimiento de consumir el 8% de renovables sobre el total de su portafolio energético. "Dejan, además, de depender de los vaivenes del sistema; el biogás se produce las 24 horas del día los 365 días del año", destacó.

Gastaldi Asensio estimó que ambos proyectos estarán funcionando en 2019 y, aunque hay financiamiento internacional posible -están en tratativas con una empresa de Estados Unidos- la decisión es fomentar, si es viable, las economías regionales. "Son iniciativas de una rentabilidad interesante en dólares, incluso con financiamiento", dijo.

Adjudicaron 66 proyectos de energía renovable por u$s 3.000 M (II)

(Ambito.com) - En la nueva licitación se adjudicaron un total de 1.407 megawatts, por encima de la previsión inicial de 1.200 megawatts. Según pudo saber ámbito.com el año próximo se inaugurarán 24 proyectos de energías alternativas correspondientes a la primera etapa del proyecto.

El Ministerio de Energía adjudicó 66 proyectos de energía renovables como parte del programa RenovAr 2 por 1.408,7 megavatios (MW). Desde la cartera que conduce Juan José Aranguren indicaron que los proyectos contarán con inversión un total de u$s 3.000 millones y que se recibieron ofertas nueve veces superiores a las ofrecidas en la licitación.

Se trata de la segunda etapa de adjudicación de energías alternativas tras la puesta en marcha de RenovAr 1. Según pudo saber ámbito.com, en la actualidad hay cinco proyectos activos de ese programa y otros 25 se encuentran en obra. Desde la cartera de Energía indicaron a este medio que en 2018 se inaugurarán 24 proyectos de energías renovables.

Por lo pronto, este miércoles el ministro Aranguren y el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, presentaron los proyectos adjudicados correspondientes a las tecnologías eólica, solar, biomasa, biogás, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.

El propio titular de Energía resaltó que en el concurso se ofertaron precios inferiores a la ronda uno, al resaltar que se está "ante valores muy por debajo de los correspondientes al año anterior".

"Pasamos de un precio de 55 ó 57 dólares megavatios hora en eólica y en solar a valores que hoy están entre los 40 y 42 dólares y es una clara demostración de que estamos ante un proceso transparente, que invita a la competencia", sostuvo el funcionario durante una conferencia de prensa ofrecida en el Palacio de Hacienda.

Por su parte, Kind señaló que el Gobierno recibió en la licitación "ofertas para 228 proyectos por 9.391,3 MW en 21 provincias, frente al objetivo inicial de 1.200 MW" y estimó que entre las dos rondas las inversiones podrían alcanzar. 

En tecnología eólica se adjudicaron 665,8 MW, sobre un total de 3.468,5 que habían sido calificados para la adjudicación. En la licitación de energía solar se adjudicaron 556,8 MW y se habían recibido ofertas por 3.888. 

En biomasa se adjudicaron otros 117,2 MW, en biogás 35 MW, en biogás de relleno sanitario se adjudicaron 15,1 MW y en pequeños aprovechamientos hidroeléctricos se adjudicaron 20,8 MW.

Con bosta de vaca, un tambo produce energía como para alimentar una ciudad de 5.000 habitantes

Por Héctor Huergo - Clarin.com

Tras una inversión millonaria en un biodigestor, Adecoagro convierte los desechos en electricidad. 

Con bosta de vaca, un tambo produce energía como para alimentar una ciudad de 5.000 habitantes

El tambo calesita que la firma posee en la provincia de Santa Fe.

Adecoagro inauguró una planta de generación eléctrica que utiliza como fuente el biogás producido por la fermentación de la bosta de las vacas. El “biodigestor” se instaló en el megatambo que la empresa posee en Christophersen, en el sur de la provincia de Santa Fe, y tiene una capacidad de 1,4 MW, suficiente para proveer de energía eléctrica a una ciudad de 5.000 habitantes.

El acto contó con la presencia del Ministro de Agroindustria, Luis Miguel Etchevehere, quien cortó la cinta junto con el CEO y cofundador de Adecoagro, Mariano Bosch, el gerente de lechería Ernesto Pittaluga, y autoridades de la provincia y el municipio. El ministro no ocultó su sorpresa y emoción por las características del emprendimiento, que es absolutamente revolucionario por sus dimensiones y modernidad. En el establecimiento se ordeñan actualmente 7.000 vacas que viven bajo condiciones de máximo confort, en enormes establos dotados de control ambiental, camas de arena, sistemas de limpieza y mínimo stress.

Con bosta de vaca, un tambo produce energía como para alimentar una ciudad de 5.000 habitantes

Luis Miguel Etchevehere cortó la cinta junto con el CEO y cofundador de Adecoagro, Mariano Bosch, y el gerente de lechería Ernesto Pittaluga.

En lugar de pastorear, las vacas reciben el alimento en esos galpones. Así el campo se destina a sembrar los granos y forrajes, que luego se mezclan en carros especiales para entregar el alimento a los animales. El campo se encuentra en el corazón agrícola de la pampa húmeda.

En estas condiciones ideales, se logró un aumento sustancial de la producción de leche por vaca y por día. Mientras el rendimiento nacional oscila en los 18 litros diarios, en el megatambo están promediando los 37 litros desde hace un año. De tal forma que se expresa a pleno el alto potencial genético de las vacas, que se ordeñan tres veces por día en un tambo “calesita”: los animales van entrando en un carrousel que puede alojar 80 por vez. Toda la vuelta dura 8 minutos. Así, se ordeñan 500 vacas por hora, 7 horas por turno. Se obtienen 250.000 litros de leche por día.

Pero había que resolver el talón de Aquiles del sistema: los efluentes. Hay que evacuar permanentemente el estiércol que se acumula en las camas y calles de los galpones. En Adecoagro convirtieron el problema en oportunidad. Licitaron en el programa Renov.Ar, que introdujo el Ministerio de Energía el año pasado, y lograron la adjudicación de un cupo de 1,4 MW, que es lo que necesitaban para que se hiciera viable el tratamiento de estos efluentes. La adjudicación fue en diciembre y se comprometieron a comenzar a generar en enero del 2018. Se anticiparon un par de meses: la planta está operativa desde el 4 de noviembre y ya genera a pleno.

El sistema consiste en separar la bosta de la arena e introducirla de modo prácticamente continuo a un conjunto de tres grandes tanques herméticos (los biodigestores). Allí actúan las bacterias “metanizadoras”, que producen el gas metano que alimenta un gran motogenerador. La planta es de tecnología italiana y costó 6 millones de dólares.

Con bosta de vaca, un tambo produce energía como para alimentar una ciudad de 5.000 habitantes

La planta está operativa desde el 4 de noviembre y ya genera a pleno.

La inversión completa, desde que iniciaron el proyecto para las 7.000 vacas, alcanza a 50 millones de dólares. Bosch informó que van a duplicar la apuesta. Los accionistas (atomizados desde que la empresa abrió su capital en el Nasdaq, donde opera bajo la sigla “AGRO”, en 2011) aprobaron una inversión de otros 60 millones de dólares para llegar a 14,000 vacas en ordeñe. Trabajan actualmente 150 operarios, cifra que se duplicará para el 2019. Y no ocultó que en la mira está, además de crecer horizontalmente, apuntar a la elaboración industrial de productos lácteos.

Adecoagro concentra sus operaciones en tres rubros: caña de azúcar y etanol (en Brasil), leche y arroz (Argentina) y granos en ambos países y Uruguay. Ocupa globalmente a 8.000 trabajadores.

El segundo frigorífico exportador invertirá US$ 4,3 millones para generar energía con estiércol bovino

Por Fernando Bertello - LA NACION

ArreBeef lo hará con biogás de la descomposición anaeróbica de los desechos de la faena; es el primero en su rubro que venderá la energía a la red nacional eléctrica.

La planta de biogás estará en el mismo predio de la empresa. 

El segundo frigorífico exportador de carne vacuna de la Argentina invertirá US$ 4,3 millones para producir energía en base a estiércol bovino. Se trata de ArreBeef, fundado en 1921 por Jaime Borrell y con planta en Pérez Millán, en el partido de Ramallo. El año pasado, esa empresa fue la segunda exportadora de carne del país con 23.327,2 toneladas por US$ 131,5 millones.

La firma, que faena 1100 animales por día, presentó un proyecto en el marco del plan RenovAr 2.0 y ahora espera firmar un contrato a 20 años con Cammesa, la empresa que administra el mercado mayorista eléctrico, para luego construir una planta de biogás. "Vamos a generar energía eléctrica a través del biogás producido por el estiércol, el contenido ruminal de los animales, la sangre y materia orgánica", contó a LA NACION Hugo Borrell (h), director general de la empresa.

Será el primer frigorífico del país que producirá energía de esta manera. Lo hará en un 70% con el estiércol y el contenido ruminal y el 30% restante con la sangre y materia orgánica que sale del biodigestor que se usa para este proceso. Para la construcción de la planta la firma se contactó con empresas italianas, austríacas y alemanas. Ahora tiene que decidir con qué compañía llevará adelante la construcción, que tiene un plazo de obra de 520 días corridos.

"Vamos a empezar la construcción lo más rápido posible. No sólo vamos a usar energía para nosotros, sino que la vamos a vender; Cammesa nos va a pagar por lo que nos sobra", señaló Hugo Borrell padre, presidente de la firma.

Según precisó, hoy el frigorífico tiene un gasto mensual de energía que ronda los US$ 200.000 por mes. "Vemos que la energía viene subiendo y es un consumo importante el que tenemos", señaló.

Frente a este costo, la firma transformará el estiércol en energía eléctrica aportando una potencia de 1,5 megavatios (MW) al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a un precio ofertado de US$ 150 MW/hora. "Es una inversión que se va a repagar en cuatro o cinco años", apuntó Borrell. "Este proyecto contribuye a disminuir considerablemente el impacto al medio ambiente logrando un aprovechamiento más eficiente de cada uno de los residuos orgánicos que surgen del proceso productivo", señala la empresa en un informe.

Además de la generación de energía eléctrica, del proceso también surgirá un abono que la firma usará para fertilización en sus campos.

Advierten a Aranguren sobre problemas legales para avanzar con las represas de Santa Cruz

LPO - El ministro podría ser denunciado en la justicia por evadir controles al transferir obras a un sociedad anónima.

El Gobierno no le encuentra la vuelta al derecho administrativo para acelerar la ejecución de las obras públicas. Por eso, como adelantó en exclusiva LPO, anunció una reforma de la Ley de Procedimientos Administrativos con el objetivo de disminuir la burocracia y, a principio de mes, autorizó la fusión de dos empresas públicas de energía para agilizar la construcción de infraestructura.

En esta fusión, las represas de Santa Cruz -que gracias a este decreto volvieron a llamarse Cóndor Cliff y La Barrancosa- pasaron del régimen de licitaciones al de sociedades anónimas, lo que las eximiría de los controles y las auditorías del procedimiento administrativo. Por esta razón, el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren fue advertido acerca de la ilegalidad de esta resolución.

Una advertencia similar le habían realizado a Guillermo Dietrich los trabajadores de Vialidad Nacional con la creación de una sociedad anónima paralela, Corredores Viales S.A., con funciones superpuestas. De hecho, en el Congreso le pidieron explicaciones.

A Aranguren, la advertencia le llegó por la fusión bajo el nombre de Integración Energética Argentina S.A. (Ieasa) que hizo que Energía Argentina S.A. (Enarsa) absorbiera a Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A. (Ebisa) -una empresa a cargo de la energía generada en centrales compartidas con países limítrofes como Salto y Yaciretá-. Por ende, esta nueva Enarsa tiene a su cargo la comercialización de la energía eléctrica proveniente de los aprovechamientos binacionales e interconexiones internacionales.

Además, con este decreto 882/2017 el Ministerio de Energía le transfirió en carácter de comitente las obras públicas hasta entonces a su cargo. Este es el quid de la cuestión: las obras que habían sido licitadas y otorgadas bajo un régimen, al pasar a estar a cargo de la nueva sociedad anónima cambian de régimen. De considerarse esta una maniobra para eludir los controles que establece la Ley de Procedimientos Administrativos, a Aranguren, firmante e impulsor de este decreto, podría caerle una denuncia penal.

No son solo las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, las obras transferidas también incluyen la Central Térmica Río Turbio, el Gasoducto Regional Centro II -Esperanza/Rafaela/Sunchales; el Gasoducto Sistema Cordillerano/Patagónico; Gasoducto Cordillerano y el Gasoducto de la Costa.

A su vez, Integración Energética Argentina quedó a cargo de la concesión de las centrales hidroeléctricas ex Néstor Kirchner y Gobernador Cepernic, y quedó autorizada a privatizarlas "mediante licitación" al igual que el Ministerio quedó facultado a vender, cesionar o transferir todos aquellos proyectos en los que el Estado no sea el socio mayoritario con el objetivo de hacerse de capital con el que afrontar el desarrollo de nuevas obras públicas vinculadas a la generación de energía.

Licitación de energías renovables: el Gobierno logra bajar más de 20% los precios

(Clarin.com) - El Gobierno abrió los sobres con las propuestas económicas. El valor más bajo es US$ 37,30 el MWh, contra US$ 49 de la última ronda.

El Gobierno consiguió bajar el valor de las energías renovables. Hoy, el ministerio de Energía abrió los sobres con las propuestas económicas de las 228 ofertas que las empresas habían presentado el mes pasado en la ronda 2 del programa Renovar y festejó que los precios más bajos llegaron a US$ 37,30 por megavatio hora (MWh), con la tecnología eólica, la más barata, según comentaron fuentes que participaron del acto. En la última licitación el menor precio, también en esa tecnología, había sido de US$ 49,1, con lo que cual la reducción fue de 24%.

En total, en octubre se habían presentado ofertas por 9.403 MW que, en su conjunto, superaban en casi 8 veces el objetivo del ministerio de Energía, que es adjudicar 1.200 MW. La suma de dinero que planeaban invertir todos los oferentes rozaba los US$ 11.000 millones.

La empresa que hoy ofreció el precio más barato se llama Eipor y prevé levantar un parque eólico en la localidad bonaerense de Paraje García del Río, cerca de Tornquist. Es una de las 53 propuestas presentadas por 3.468,5 MW en esa tecnología. El cupo fijado por el Gobierno es de 550 MW, con un tope de US$ 54,25 por MWh. El valor promedio presentado es de US$ 48,92.

En energía solar el precio más bajo presentado fue US$ 40,44 y el promedio 48,92. Allí el tope era de US$ 57,04 y el cupo es de 450 MW, contra una oferta de 3.941.

También se convocó a empresas a ofertar en biogas de relleno sanitario, biomasa, pequeños aprovechamientos hídricos y biogas. Allí los precios son más caros. Y van de US$ 89 a 130.

En 2016, cuando se licitó la primera ronda de Renovar, hubo 123 propuestas que se presentaron por 6.000 megavatios. Se adjudicaron 1.142 MW y hubo una extensión (Renovar 1.5) en el que asignaron proyectos por otros 1.281 MW.

La convocatoria de Renovar 2 se realizó el 17 de agosto. Tras la apertura de sobres económicos de hoy, la adjudicación se realizará el próximo viernes 29 de noviembre.

Enel, YPF, Pan American Energy, AES, Pampa, Aluar, Genneia, MSU, INVAP, Petroquímica Comodoro y Central Puerto son algunas de las que participaron en propuestas de energía eólica.

Aceitera General Deheza, Corven, AES, EPEC, Emesa, YPF, Jemse, Sullair y Newsan están entre las anotadas en el tramo de generación fotovoltaica. YPF está en la propuesta más grande de biomasa.

Durante 2016, a través de varias licitaciones, el Gobierno adjudicó 59 proyectos de energía eólica y solar. Esa generación de energía verde se encuentra en distintas etapas: algunas iniciativas están más avanzadas y otras vienen más lentas.

China desembolsa u$s 331,5 millones al 3% para construir parque solar en Jujuy

(Ambito.com) -  El subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales, Martín Soto, junto a un representante del Export-Import Bank de China.

El subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales, Martín Soto, junto a un representante del Export-Import Bank de China.

Argentina y China firmaron este jueves el primer contrato gobierno a gobierno con una tasa preferencial de 3% y los recursos, por un volumen de u$s 331,5 millones, financiarán la obra del Parque Fotovoltaico Cauchari Solar I, II y III, que generará 300 MW de potencia y beneficiará a más de 300.000 hogares. "Es el primer proyecto financiado con una línea de crédito concesional del Export-Import Bank de China, banco designado por el gobierno de la República Popular China para otorgar dichos créditos", precisó el Ministerio de Finanzas a través de un comunicado.

"El subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales, Martín Soto, y representantes del Export-Import Bank de China, suscribieron en Beijing un acuerdo de financiamiento por u$s 331.5 millones a una tasa de 3% a 15 años (con 5 años de gracia) que se destinarán a la construcción del Parque Fotovoltaico Cauchari Solar I, II y III en la provincia de Jujuy", precisó el Ministerio de Finanzas.

De acuerdo a la información oficial, este acuerdo se da en el marco del Convenio de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones entre la República Argentina y la República Popular China aprobado por la Ley 27.122, y contemplado dentro del Plan Quinquenal Integrado China-Argentina para la Cooperación en Infraestructura 2017-2021.

El Proyecto permitirá aumentar la disponibilidad y acceso de fuentes de energía renovables al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), a través de la instalación de tres parques solares fotovoltaicos de 100 MW cada uno de potencia instalada. Este proyecto "incentivará el desarrollo económico con un impacto ambiental positivo, dando utilidad a tierras sin alternativas de uso y generando puestos de trabajo para los habitantes de la región y de toda la provincia", amplió la información oficial.

La obra se llevará a cabo en la región de La Puna, localidad de Cauchari del Departamento de Susques, provincia de Jujuy, a unos 278 km en línea recta hacia el Suroeste de la ciudad de San Salvador de Jujuy, siendo su ubicación estratégica desde el punto de vista del recurso solar.

"El Gobierno de la Provincia de Jujuy, en concordancia con la política energética nacional y en consideración con los objetivos de la Presidencia de la Nación, asumió el desafío de desarrollar un parque solar fotovoltaico que contribuya al desarrollo energético nacional, a la diversificación de su matriz, a la disminución de los costos de generación, a morigerar el cambio climático aprovechando la disponibilidad de la excelente irradiación solar disponible", agregó la información.

El proyecto generará energía aproximadamente para 300.000 hogares que pueden involucrar a 1,2 millones de personas y su desarrollo tendrá un impacto positivo sobre la economía regional a través de 600 empleos directos en la fase de obra y de 100 puestos de trabajo permanentes durante su operación.

"También se verán beneficiadas las comunidades aborígenes", precisó el informe del Ministerio de Finanzas en virtud de que existe un convenio marco suscripto con las comunidades que recibirán un beneficio equivalente al "2% de las ganancias del parque".

En la firma del acuerdo estuvieron presentes Gastón Morales, Secretario de Asuntos Legales e Institucionales de la Gobernación de Jujuy y Guillermo Hoerth, Director Ejecutivo del Proyecto PFVCS I, II y III.

Construirán dos nuevos parques eólicos en Necochea y Tres Arroyos

(La Nueva) -  Corresponden a la ronda 1.5 del programa RenovAr. Generarán casi 140 Mw/h.

Construirán dos nuevos parques eólicos en la zona. 

Foto: Archivo La Nueva.

 Dos nuevos emprendimientos de energía eólica se sumarán en los próximos meses a los que ya hay en construcción en nuestra zona, después de la firma de los contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) pendientes de la Ronda 1.5 del RenovAr: Pampa, en la zona de Tres Arroyos, y Vientos de Necochea. El primero de ellos es de 100 Mw, y se espera que genere 425,9 Gw/h de electricidad anuales. El precio de energía adjudicado fue de 46 dólares por MW/h.

El proyecto contará con una garantía parcial del Banco Mundial de 50 millones de dólares, por un período de 20 años a partir de la fecha del cierre financiero. El compromiso es lograr la habilitación comercial en un plazo máximo de 465 días y a adquirir el 25% de sus equipos electromecánicos de proveedores locales.

El contratista está conformado por Golden Peak Lat SA, Celta, Vientos del Sudeste, Compañía General de Proyecto SA y Sinohydro Corporation Ltd, designado socio estratégico.

En tanto, el parque eólico Vientos de Necochea 1, de 37,95 MW, propiedad de la empresa Centrales de la Costa Atlántica, del que también participa Genneira, también firmó su PPA. Este proyecto fue adjudicado a un precio de 55,5 dólares por MW/h con una generación anual calculada en 153 GW/h anual y un factor de capacidad neto de 45,9%. En 750 días corridos deberá entrar en funcionamiento.

Petrolera británica reportó mayores recursos de petróleo y gas en áreas de Salta

(Cronista.com) - Se trata de President Energy, que comunicó los resultados de un nuevo estudio geoquímico realizado en la zona.

La empresa británica President Energy reportó en Londres una “mejora significativa” del potencial de producción hidrocarburífera en sus concesiones ubicadas en la provincia de Salta, al comunicar los resultados de un nuevo estudio geoquímico integrado.

La prospección realizada por la compañía sobre el volumen de recursos gasíferos y petroleros, que validó anteriores análisis, se concentró en las áreas de Puesto Guardián, Matorras y El Ocultar. 

Las perspectivas agregadas en gas superan los 7 TCF (medida americana que indica trillones de pies cúbicos) con una proyección de hasta 20 TCF, puntualizó President Energy. A modo de comparación, este último volumen equivale a un 2,5% de los recursos existentes en la formación neuquina de Vaca Muerta. En cuanto a los nuevos prospectos de petróleo no reportados anteriormente por la compañía, se identificó un potencial de más de 40 millones de barriles.

Según la información, el estudio reciente fue dirigido por Andrés Boll, “un reconocido experto en exploración en la Cuenca del Noroeste, que cuenta con 35 años de experiencia con YPF y Tecpetrol”, donde se desempeñó como gerente de Exploración y es hoy geólogo senior de President Energy.

La compañía británica anticipó que se prepara para lanzar operaciones de farm out (asociaciones estratégicas de firmas con derechos de explotación y producción con un tercero a quien le transfieren algunos de esos derechos). Esas transacciones se concretarían durante el primer trimestre de 2018 para las áreas Matorras y El Ocultar.

Los intereses de exploración de President se extienden a 2.825 kilómetros cuadrados y se benefician de extensos datos sísmicos en 2D y 3D re-procesados, valiosos pozos de exploración perforados por YPF en los años 1970-80, así como por encuestas de afloramiento y estudios geoquímicos, indicó la compañía. Agregó que en los últimos seis meses “los datos relevantes fueron, por primera vez, totalmente integrados y reinterpretados”.

Eso incluyó una reconstrucción completa de la cuenca para determinar las “paleoestructuras” en los niveles cretácico y paleozoico, durante los períodos de máximo apogeo carga y migración, así como el impacto en las estructuras durante la compresión andina más reciente. 

El análisis se benefició además de un relevamiento sobre la superficie de exploración, a través de “un estudio inequívoco y exacto” referido a los campos productores vecinos a las áreas de concesión. El estudio incluyó una revisión de las reservas de petróleo en el yacimiento probado Martínez del Tineo, uno de los 5 campos productores en la concesión Puesto Guardian, y confirmó reservas por 5 millones de barriles.

Dada la “sólida base geológica” detectada, la compañía planea incluir ese campo de producción dentro del paquete para la oferta de farm out “si es conveniente hacerlo y da como resultado una actividad acelerada”.

El CEO de President Energy, Peter Levine, destacó “la importancia y gran escala de nuestros activos de exploración argentinos en tierra, fácilmente accesibles y monetizables”, combinados con “el creciente interés de la industria y los inversionistas institucionales” en el país.

Además de sus activos en la cuenca Noroeste, la empresa -cuyo tercer accionista es la Corporación Financiera Internacional, del Banco Mundial- tiene participaciones en las concesiones Puesto Flores y Estancia Vieja, provincia de Río Negro, y en la cuenca Neuquina. Entre los accionistas de President Energy, se encuentran PLLG Investments Ltd, con 29,8%; Schroders Investment Management, con 13,5%; Corporación Financiera Internacional, 11,7%; Michinoko Limited, que posee 8,9%; y JP Morgan Asset Management Holdings Inc, con 8,8%.

Por el menor precio del etanol, YPF bajó 1,5% las naftas

Por Pablo Fernández Blanco - LA NACION

Responde al cambio de modelo del mercado; también lo hará Shell.

YPF bajó 1,5% las naftas. Foto: Archivo 

La intervención del mercado te da, pueden pensar los productores de biocombustibles. La intervención del mercado te quita, podrían responder los automovilistas.

En una muestra de las bondades del cambio de modelo en el mercado de combustibles, más cercano a una lógica de apertura y de relacionamiento con el mundo, la petrolera YPF , cuyo control está en manos del Estado, bajó 1,5% desde las 0 horas el precio de las naftas en todo el país. De esa manera, el litro de nafta súper en la ciudad de Buenos Aires, que hasta ayer costaba $ 21,72, bajará 32 centavos, hasta los $ 21,39.

En el caso de la premium, también en la Capital Federal, el litro cuesta $ 24,99, por lo que debería bajar unos $ 0,37, hasta $ 24,62.

El impacto en el bolsillo es chico, pero la señal económica es fuerte: de ahora en más, las subas y bajas en los costos de las empresas petroleras serán trasladadas a los usuarios, tanto en los casos en que se deban remarcar las pizarras a la baja como al alza.

"La baja de los biocombustibles es un beneficio directo para los consumidores que YPF lo refleja en los nuevos precios de sus productos", explicaron fuentes de la empresa. En parte, el recorte compensa el aumento del 10% que se aplicó tras las elecciones, hace casi dos semanas.

Ayer también confirmó que bajará sus naftas Shell .

El Ministerio de Energía, a cargo de Juan José Aranguren, dispuso anteayer una nueva manera de calcular el precio del etanol, el componente orgánico con el que se mezclan los combustibles derivados del petróleo. Los técnicos de YPF estimaron que esas modificaciones ocasionarían una baja en sus costos, por lo que ordenaron la modificación de los precios.

Desde el último aumento, el Brent subió más de un 5% y el dólar, un 1,4%. Sin esas variaciones, la baja en el precio podría ser aún mayor, en torno del 3 por ciento.

Aún no está claro qué ocurrirá con el precio del biodiésel, con el que se mezcla el gasoil. Ese es el motivo por el cual la mayor empresa del país no retocó sus precios y limitó los cambios a las naftas.

Las petroleras justificaron los aumentos del mes pasado por la devaluación del peso y las variaciones en la cotización del crudo. También señalaron que el alza está por debajo del incremento que tuvieron en el período el crudo Brent (referencia del mercado local) y los biocombustibles, que en promedio acumulan un aumento del 20%.

El mes pasado se realizó el tercer aumento que registran los combustibles en lo que va del año. El primero, del orden del 8%, llegó en enero. En abril, el gasoil se abarató 2,6% y las naftas, 0,1%. La siguiente movida fue en julio, cuando se aplicó un incremento de entre 6 y 7,2%. Las naftas acumulaban en el año un aumento cercano al 27% (antes de la baja de hoy).

También en octubre, el Gobierno desarmó el acuerdo de revisión trimestral que determinaba los valores del crudo y los precios de las naftas y el gasoil para todo el país.

Argentina concretó el primer envío de gas a Chile desde 2007 e inauguró un esquema de swap energético

Según Telam, la Argentina concretó este fin de semana un envío a Chile de dos millones de metros cúbicos de gas natural, volumen que será reintegrado al país en lo que resta de la semana, en lo que fue considerado el "primer swap energético de la historia".

Así lo informó esta tarde la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), de estado chileno, y que fue la encargada de articular la operación, junto a la empresa Energía Argentina (Enarsa), del intercambio energético entre ambos países por un volumen total de 4 millones de metros cúbicos de gas natural.

Desde la década del 90 la Argentina exportó gas a Chile por volúmenes que alcanzaron un pico de 22 millones de metros cúbicos diarios, pero la crisis energética que comenzó a registrarse a comienzos de siglo hizo que los gobiernos de Néstor y Cristina Kirchner redujeran los envíos hasta su suspensión en 2007.

Con la idea de incrementar una demanda para generar mercado para los crecientes volúmenes de gas que el Gobierno nacional espera ofrezca el yacimiento no convencional Vaca Muerta, el ministro de Energía, Juan José Aranguren, anunció hace dos meses que la Argentina estará en condiciones de retomar las exportaciones regulares a Chile antes de 2018.

Invertirán US$ 200 millones para producir gas en Vaca Muerta

(La Nación) - Junto a sus socios locales, ExxonMobil aumentará la oferta local.

La empresa norteamericana ExxonMobil, la mayor petroleras privada del planeta, anunció una inversión de US$ 200 millones para ampliar la producción de petróleo y de gas en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, para llevar a producción un grupo de hasta siete pozos, junto con la construcción de instalaciones de producción y la infraestructura de evacuación respectiva.

"Somos muy optimistas con respecto a este recurso, y la aprobación por parte del gobierno provincial nos permite hacer el trabajo necesario para continuar expandiendo nuestras operaciones", afirmó Sara Ortwein, presidenta de XTO Energy, la filial de ExxonMobil que se encargará del desarrollo.

Junto con sus socios Gas y Petróleo del Neuquén y Americas Petrogas Argentina, ExxonMobil informó en un comunicado que está buscando oportunidades para desarrollar más este bloque y llevar los pozos a producción.

En caso de ser exitoso, el proyecto incluirá el desarrollo escalonado de aproximadamente 300 pozos horizontales de hasta 3000 metros de longitud. El bloque podría alcanzar una producción estimada de 11 millones de metros cúbicos por día de gas cuando esté en plena producción.

El bloque Los Toldos I Sur se encuentra a 85 kilómetros al noroeste de Añelo y a 175 kilómetros de la ciudad de Neuquén. ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA) es el operador y posee el 80% de participación en una UTE que incluye a Gas y Petróleo de Neuquén (GyP), con el 10%, y a Apasa (Tecpetrol), con el 10% restante.

El anuncio se da en el marco de la firma del acuerdo correspondiente al plan de inversión que el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, y el gerente general de EMEA, Daniel De Nigris, concretaron ayer.

"ExxonMobil lleva más de 100 años en la Argentina y es un jugador activo en la cuenca del Neuquén desde 2010", dijo De Nigris. "Estamos analizando activamente oportunidades adicionales para acelerar la producción de gas en otros bloques, y esperamos seguir realizando el trabajo necesario para expandir las operaciones", completó.

La formación de recursos no convencionales Vaca Muerta atrajo en el último tiempo el interés de muchas empresas y concentró los anuncios de inversión en el sector petrolero.

Ayer, la petrolera YPF informó oficialmente que intentará aumentar 150% la producción de recursos no convencionales. Y Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, anunció un desembolso de US$ 2300 millones para producir gas en Vaca Muerta. Otras empresas, como Total, Shell y Wintershall, también tienen planes en la misma dirección.

La cáscara de maní, un activo bioenergético

Por Juan I. Martínez Dodda (Clarin.com) - Los Cavigliasso, dueños de Prodeman en Córdoba, son productores y exportadores de la oleaginosa. Ahora, dan un paso más: obtendrán energía a partir de las vainas. 

En el campo, la empresa siembra 45.000 hectáreas de maní. La vaina, que antes se descartaba, les permitirá producir 10 megavatios de energía eléctrica por día.

La empresa cordobesa Prodeman hace unos años ideó la manera de darle uso a la vaina que envuelve al maní, que era un desperdicio para la industria y que ellos, ahora, convierten en energía. Con ella, no sólo abastecen parte del proceso industrial, sino que pueden llegar hasta a 12.000 hogares en forma de bioelectricidad.

“Mi papá nunca se imaginó todo esto, hoy hay cosas que no puede creer, como el tamaño al que llegó la empresa y tampoco que estemos vendiéndole a China, Japón y los países más importante de Europa”, contó Gustavo Cavigliasso, vicepresidente de Prodeman, a Clarín Rural.

Una vista panorámica de la fábrica Prodeman. Allí se procesan 140.000 toneladas de maní con vaina y se obtienen 50.000 toneladas con cáscara.

Lo que seguro tampoco hubieran imaginado los Cavigliasso fundadores, Oscar (padre de Gustavo, Marcela, Guillermo e Ivana), Aldo y Delmo cuando a mediados de los años 80 arrancaron con el maní como un “hobbie agronómico”, es que producirían electricidad con cáscara de maní a partir de 45.000 hectáreas que implantan cada año.

De las 140.000 toneladas con vaina que cosechan anualmente, luego de ser procesadas quedan unas 50.000 toneladas de cáscara. Procesan a un ritmo de 1.000 toneladas diarias de maní con cáscara para obtener unas 600-650 toneladas de grano.

“Todo surgió para empezar a administrar un recurso que era un residuo industrial, la biomasa de cáscara del maní que queda fruto del proceso de la obtención del grano”, explicó Jorge Ciravegna, coordinador de la Planta Generadora de Energía de Prodeman.

Jorge Ciravegna es el coordinador de la planta de energía.

Hasta ahora la cáscara se tiraba, se enterraba, se daba a feedlots, o se llevaba a otros lugares para producir calor y usarlo en aceiteras como combustible. Pero lo cierto es que no había un uso concreto para grandes cantidades.

“No hay en el mundo otra planta que funcione pura y exclusivamente en base a cáscara de maní para generar bioenergía sin la intervención de ningún combustible fósil u otra biomasa”, destacó Ciravegna. Cambiaron un pasivo ambiental por un activo energético.

La cáscara llega a una caldera donde se quema para transformar energía calórica en eléctrica.

Una cinta que transporta el grano sin cáscara.

¿Cómo? Al quemar la cáscara se transforma en vapor de agua de alta presión (a 480°C). Ese vapor se conduce a una turbina que produce energía mecánica de rotación que, con el acople a un generador, se termina transformando en energía eléctrica.

La construcción de la planta demandó una inversión de alrededor de 20 millones de dólares. Con 10 megavatios de capacidad de producción la planta de Prodeman es la más grande de Argentina. El propio funcionamiento de la usina consume 10 por ciento (1MW/h).

La industrialización del maní demanda 25% (unos 3 MW/h), mientras que el 65% restante queda disponible para inyectarse al Sistema Eléctrico Nacional, a través de la Cooperativa Eléctrica de General Deheza, a 10 kilómetros de la planta.

“Estamos en un periodo de prueba con el objetivo de ser aprobados para participar del RenovAr 2, y así firmar un contrato de vinculación con el Estado que nos permita inyectar toda la energía que producimos en el sistema interconectado nacional”, contó Ciravegna.

RenovAr es el programa del Ministerio de Energía y Minería, que contempla la licitación de emprendimientos vinculados a bioenergías, del cual ya hubo dos ediciones y los pliegos de oferta de esta tercera se presentaron hasta el jueves de esta semana.

“La situación es favorable para estos proyectos con tarifas que permiten que sean amortizables con contratos a 20 años”, opinó Ciravegna.

Con el autoabastecimiento, la empresa se ahorraría el costo de 17.000 MWh al año. No obstante, el Estado exige que siga comprando toda la energía que consume. Por supuesto, pagándola a igual o menor precio del que vende la bioenergía producida. Digamos, para salir empatados.

Hace tiempo que Prodeman tomó nota de la necesidad de agregar valor. “La idea de mi padre y de mi tío siempre fue que todo el maní que iba hacia Europa se terminara en un producto cerrado desde acá, fuimos aprendiendo de los errores y creciendo hasta hoy que tenemos certificaciones europeas que nos abren puertas en distintos mercados”, explicó Gustavo Cavigliasso.

El 80- 90% de la producción de Prodeman se exporta a granel como maní confitería, blancheado, tostado, frito, maní con chocolate, maní con chocolate blanco, garrapiñada y aceite de maní a todos los continentes, pero principalmente a Europa.

Actualmente, de las 70.000 toneladas que exportan por año, un 20% es elaborado, aunque el objetivo a siete años es trepar al 70% con unas 50.000 toneladas elaboradas. Para eso se está invirtiendo en otro sector de valor agregado.

Abocados a la exportación, los Cavigliasso no se desentienden del mercado interno. “El consumo de maní en Argentina no es fuerte, por eso nosotros estamos trabajando en la difusión y a lo que apuntamos con nuestra marca propia, Maní King desde 2010, que el producto se quede acá”, cerró Cavigliasso.

Para Prodeman la decisión de producir bioenergía significa un mojón en la historia de esta empresa familiar. “Es un proyecto fantástico y lo interesante es que generamos energía cerca de los centros de consumo, a diferencia por ejemplo de parques eólicos que después tienen que trasladarla”, se entusiasmó Cavigliasso.

La Argentina, en el mapa mundial del maní

Argentina es el primer exportador mundial de maní. Según la Cámara Argentina del Maní (CAM), en 2016 ingresaron 800 millones de dólares por ventas al exterior.

Para la campaña 2016/17 se cosecharon 1,25 millones de toneladas de maní en vaina/caja. Lo que representa un aumento del 10% respecto de las 876.000 toneladas de la campaña pasada. No obstante habrá una menor oferta exportable dado que no hay stock acumulado de la campaña precedente.

Todo esto, pese a las inundaciones, que complican y mucho un cultivo que tiene su fruto enterrado y se extrae en tres pasos: arrancado, oreo y posterior cosecha.

La provincia de Córdoba es la meca de esta economía regional. Según la CAM el sector está compuesto por 25 empresas (2 en Salta y el resto en Córdoba) entre Pymes y cooperativas y dos empresas de capitales extranjeros. La mitad de las exportaciones son realizadas por 3 empresas: Aceitera General Deheza (AGD), Prodeman y Olega.

Un consorcio petrolero invertirá US$ 555 millones en seis áreas offshore en Tierra del Fuego

(Clarin.com) - Total, PAE y Wintershall lograron una prórroga de 10 años de las concesiones en la Cuenca Austral.

Rosana Bertone, gobernadora de Tierra del Fuego. FOTO PEDRO LAZARO FERNANDEZ

Las petroleras Total Austral, Wintershall y Pan American Sur, subsidiaria de PAE, lograron extender 10 años la concesión de seis áreas ubicadas en la Cuenca Marina Austral, a partir de un acuerdo firmado con la gobernadora de Tierra del Fuego, Rosana Bertone, informaron integrantes del grupo empresario petrolero que presentó un plan de inversiones por 555 millones de dólares, precisaron funcionarios fueguinos.

"Es un paso trascendente en favor de la generación de trabajo y de la obtención de recursos económicos para realizar obras destinadas al desarrollo provincial", destacó la gobernadora de Tierra del Fuego, Rosana Bertone luego de la firma de los acuerdos. "Anoche firmamos un acuerdo muy importante para la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego", confirmaron voceros de las empresas que destacaron que la operadora de estas concesiones es Total Austral.

Bertone, firmó los acuerdos para prorrogar por 10 años, a contar desde 2021, las concesiones de las seis áreas hidrocarburíferas que conforman la "Cuenca Marina Austral 1", en el norte provincial, a favor del consorcio integrado por las empresas Total Austral, Wintershall Energy y Pan American Sur. El convenio incluye la explotación gasífera de las áreas "Hidra", "Cañadón Alfa - ARA", "Antares", "Kaus", "Argo" y "Spica", en su mayoría off shore (costas afuera) e incluye una serie de nuevos beneficios y de inversiones para la provincia.

Funcionarios de la Agencia de Recaudación Fueguina (Aref) detallaron que las empresas petroleras se comprometieron a generar 1.260 puestos de trabajo en los próximos cuatro años, además de presentar un plan de inversiones de 555 millones de dólares, sin contar el denominado "Proyecto Fénix", para explotar un área "off shore" que representará una inversión de 1.000 millones de dólares.

A su vez, los acuerdos incluyen la emisión de un "bono de prórroga" por US$ 11,34 millones, en favor de la provincia, y el compromiso de efectuar aportes por US$ 9 millones en concepto de responsabilidad social empresaria (entre 2018 y 2020) que serán destinados a la construcción de edificios para la policía y de un gimnasio en Río Grande.

"A estos fondos se añaden la entrega de camionetas para fiscalizar la actividad hidrocarburífera, capacitación para los trabajadores y fondos para fomentar las energías alternativas", resumió el titular de la Aref, Luis Capellano.

De acuerdo a las precisiones obtenidas por Télam, Tierra del Fuego incrementará del 12% al 15% el porcentaje de regalías sobre esas áreas a partir de 2021, lo que representará un ingreso de unos US$ 138 millones en el término de 10 años.

El acuerdo marcó el fin del proceso de renegociación de concesiones de áreas de jurisdicción provincial, necesita todavía la ratificación de la Legislatura fueguina.