La inversión en las represas hidroelectricas de Santa Cruz alcanzó los 600 millones de dólares

Los trabajos preparatorios para la construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz, La Barrancosa y Condor Cliff, avanzan con la participación de un millar de trabajadores y ya insumieron una inversión cercana a los 600 millones de dólares, informó ayer el presidente de la empresa estatal Ieasa (Integración Energética S.A.), Hugo Balboa.

Los trabajos preparatorios para la construcción de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz, La Barrancosa y Condor Cliff, avanzan con la participación de un millar de trabajadores y ya insumieron una inversión cercana a los 600 millones de dólares, informó ayer el presidente de la empresa estatal Ieasa (Integración Energética S.A.), Hugo Balboa.

En contacto con la prensa, Balboa precisó que “la actividad se concentra por ahora en el movimiento de tierras, que es de gran magnitud dado el tamaño que tendrán las futuras centrales”.

El reinicio de las actividades se produjo a comienzos de este año, luego de la pausa en 2016-17 para el rediseño del proyecto y la audiencia pública para evaluar el impacto ambiental en la zona, ordenada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

La incorporación de personal a los trabajos permitió recuperar la nómina existente a fines de 2015 pero se espera que continúe el ingreso paulatino de operarios, que podría hasta duplicar el plantel actual hacia fines de este año.

Los trabajos de mayor complejidad “están relacionados con el desvío del río y se producirán recién hacia 2020”, consideró Balboa y señaló que para entonces se estima que habrá más de 5.000 trabajadores en las tareas de construcción.

El control de los trabajos respectivos estaba a cargo de la estatal Ebisa (Emprendimientos Binacionales S.A.) hasta su fusión en 2017 con Enarsa (Energía Argentina S.A.), de la cual surgió la creación de Ieasa, en el ámbito de la cartera que conduce el ministro Juan José Aranguren.

La Unión Transitoria de Empresas encargada del proyecto santacruceño está conformada por las locales Electroingeniería e Hidrocuyo, y la china Gezhouba Group Corp. (CGGC).

La represa Condor Cliff se ubicará en cercanías de El Calafate, mientras que La Barrancosa estará situada entre Comandante Luis Piedra Buena y Puerto Santa Cruz. La construcción de las hidroeléctricas demandará una inversión estimada en 4.500 millones de dólares y los recursos financieros serán aportados por entidades de China, tras la ratificación de los acuerdos binacionales.

La revisión al proyecto original, realizada en 2017 por el Ministerio de Energía y Minería, incluyó la disminución del número de unidades generadoras (de 6 a 5 en la central Condor Cliff y de 5 a 3 en La Barrancosa), de modo que la potencia instalada del conjunto pasó de 1.740 a 1.310 megavatios (Mw), lo que permitió un fuerte ahorro en el volumen de excavación, como también en las necesidades de hormigón y de equipamiento hidroelectromecánico.

La energía media anual generada será de 5.170 Gwh, suficiente para abastecer a dos millones de habitantes, además de soportar el desarrollo de emprendimientos agrícolas, ganaderos, pesqueros, industriales y gasíferos, entre otros.

Los trabajos incluirán una línea de extra alta tensión en 500 kilovatios, de unos 170 kilómetros de extensión, que conectará ambas centrales con la subestación Puerto Santa Cruz para transmitir la electricidad generada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El plazo de ejecución de las obras es de 85 meses, con lo cual la operación de las centrales se verificará, presumiblemente, a comienzos de 2025.

Fuente: Télam

Sin nuevas centrales nucleares por el déficit (II)

Por Fernando Krakowiak - Pagina 12

"La actual situación fiscal que tiene la Argentina nos obliga a ser prudentes", aseguró Aranguren, pese a que el crédito chino para la construcción de las centrales tenía ocho años de gracia. Esa misma situación fiscal no impide endeudarse con el FMI.

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, finalmente confirmó ayer que las centrales nucleares Atucha III y Atucha IV no se construirán. "Teníamos en carpeta dos centrales adicionales, la cuarta y la quinta central, que respondían a un memorando de entendimiento que se había firmado en 2014 con China. Nosotros también firmamos otro memorando. Ahora bien, una inversión de un orden de magnitud de 14.500 o 15.000 millones de dólares en la actual situación fiscal que tiene la Argentina nos obliga a ser prudentes. Por lo tanto, le hemos propuesto al gobierno chino suspender o postergar la construcción de la cuarta y la quinta central", aseguró en el Foro Latinoamericano de Energía que se realiza en Bariloche. 

"No estamos en este momento en condiciones de invertir en las centrales. Por más que el préstamo lo paguemos dentro de ocho años, estamos tomando el compromiso de devolverle a alguien una determinada cantidad de dinero. En este momento, por la situación fiscal que tiene el país, no estamos en condiciones de comprometernos", agregó el ministro. La explicación es llamativa porque esa situación fiscal no le impidió al gobierno recurrir al Fondo Monetario Internacional para conseguir un préstamo extraordinario por 50.000 millones de dólares, inédito en la historia argentina.  

El 18 de julio de 2014, el entonces ministro de Planificación, Julio de Vido, dio el puntapié inicial al firmar con el director de la Administración Nacional de Energía de China, Xu Xinxiong, un convenio de cooperación para la construcción de una cuarta y una quinta central nuclear, que se iban a sumar a Embalse, Atucha I y Atucha II. A partir de entonces, se comenzaron a negociar los detalles y el 15 de noviembre de 2015 ambos países le pusieron la firma a los convenios técnicos y comerciales de Atucha III en la ciudad turca de Antalya. La central iba a ser de uranio natural y agua pesada con tecnología canadiense Candú que Argentina ya domina. Además, en aquel encuentro se acordó la versión final del contrato marco por una quinta central nuclear de uranio enriquecido y agua liviana, tecnología en la que Argentina no tiene antecedentes, aunque China estaba especialmente interesada en comercializar.

El valor original previsto para Atucha III era de 5994 millones de dólares. Los términos de referencia del financiamiento se firmaron con el ICBC. El crédito contemplaba un plazo de 18 años por un 85 por ciento del total del proyecto, a un costo financiero total menor al 6,5 por ciento anual y estaba previsto que recién comenzara a pagarse cuando la central estuviese operativa. De ese modo, la venta de la energía generada serviría para devolver el dinero. 

Inicialmente estaba previsto que las obras comenzaran en 2016, pero luego del cambio de gobierno Aranguren y el subsecretario del área, Julián Gadano, confirmaron que durante ese año no habría novedades porque se estaban revisando los contratos. Como parte de esa revisión, propusieron avanzar primero con la central de agua pesada y uranio natural, que menos interés les genera a los chinos, y postergar dos años la que más los seduce. El año pasado trascendió que habían llegado a un acuerdo sobre ese punto y que la negociación se destrababa. Incluso el gobierno dejó trascender que había logrado estirar los plazos del crédito a 20 años, con ocho de gracia, y bajar la tasa al 4,8 por ciento. 

La firma de los contratos definitivos parecía encaminada. Sin embargo, luego de haber anunciado que se gestionaría un crédito stand-by con el FMI, desde el gobierno dejaron trascender informalmente que no avanzarían con la construcción de las centrales. "Estamos convencidos de que a partir del anuncio de este acuerdo se ha echado por tierra con la posibilidad de tener Atucha III y Atucha IV", aseguró la semana pasada el diputado del Frente para la Victoria, Abel Furlán, en una audiencia convocada en el Congreso para analizar la delicada situación del sector nuclear. Allí también se remarcó que el motivo de la suspensión no era económico porque el plazo de gracia evitaba tener que desembolsar dinero durante la construcción para cancelar el préstamo, aunque Aranguren aclaró que prefiere ser prudente, prudencia que rige para los préstamos que ofrece China, pero no para los que brinda el FMI.

Avanza la venta de dos centrales termoeléctricas por u$s1.000 millones

(iProfesional.com) - La empresa Integración Energética Argentina (IEASA) publicará los pliegos de licitación para las centrales Ensenada de Barragán y Brigadier López.

La venta por parte del Estado de las centrales termoeléctricas Ensenada de Barragán y Brigadier López, por las que espera recaudar unos u$s1.000 millones, tendrá su punto de partida con la publicación de los pliegos de licitación de la empresa Integración Energética Argentina (IEASA), sucesora de Enarsa.

Así lo adelantó el titular de IEASA, Hugo Balboa, quien precisó que los pliegos se definieron tras los más de 240 comentarios recibidos al pre-pliego de licitación de las centrales termoeléctricas durante el período de consulta pública, que generó el interés de una veintena de compañías locales y del exterior.

Las empresas que adquieran los pliegos -que en el caso de Brigadier López costará u$s10.000 y u$s20.000 en el caso de Ensenada del Barragán- tendrán 90 días para presentar sus ofertas, tras lo cual se abrirá un periodo de análisis al término del cual se conocerá el resultado, hacia fines de septiembre.

El lanzamiento del proceso de licitación -actualmente bajo la titularidad y la operación de IEASA para las dos plantas en ciclo abierto-, se realizará a pesar de que aún no cuenta con la valuación del Tribunal de Tasaciones de la Nación, dato que se dará a conocer a los interesados en breve, según señaló Balboa a la prensa.

La central bonaerense de Ensenada de Barragán tiene una potencia instalada de 560 Mw, mientras la santafesina de Brigadier López, situada en el parque industrial de Sauce Viejo, suma 280 Mw. Pero quienes se adjudiquen las plantas tendrán la obligación de completar las obras de cierre de ciclo, ya en ejecución avanzada, que permitirán elevar esas potencias a 840 y 420 Mw, respectivamente.

Los trabajos para completar los equipos de turbo-vapor (ya concretados en un 90% en ambos casos) deberán completarse en un plazo de 24 meses luego de la transferencia para Ensenada de Barragán y 14 meses para Brigadier López.

En Enarsa destacan en este sentido que todos los componentes necesarios para tales obras se encuentran emplazados en las mismas plantas (generador, turbina, condensador, etc.). Quedan pendientes obras civiles, así como el suministro y montaje de equipos mecánicos, tanto en las centrales como en las tomas de aguas y acueductos (en Barragán se aguarda además el correspondiente permiso ambiental).

Planta nuclear: Se confirma radicación en Sierra Grande

Por Redacción ADN - El gobierno nacional confirmó a Sierra Grande como localización de la planta nuclear y fijó el 2022 como fecha de radicación del emprendimiento. Mientras tanto fue descartado el otro proyecto -en el marco del plan de ajuste del gasto público- para instalar la cuarta central nuclear del país en Lima, provincia de Buenos Aires.

Julián Gadano, Secretario de Energía Nuclear de la Nación, fue encargado de comunicar al intendente sierragrandense Nelson Iribarren, la decisión de Nación de radicación de la usina nuclear en aquella localidad. El jefe comunal adelantó a ADN que de esta manera se termina con el dilema sobre el punto de concreción del proyecto en tanto la definición del gobierno nacional resuelve este tema y que será la Justicia quien ahora resuelva la controversia por la ley 5227.

Iribarren también adelantó que el viernes próximo elevará a la Justicia la respuesta al Fiscal de Estado, que presentó al Superior Tribunal de Justicia -al darle traslado del expediente- donde precisamente se elevará documentación que acredita la resolución del gobierno nacional de fijar a Sierra Grande como lugar de radicación definitiva de la planta nuclear, un tema que también fue tratado por el intendente con el ministro de Energía de la Nación Juan José Aranguren.

Ahora será la Justicia de Río Negro quien deberá resolver sobre el pedido del intendente Nelson Iribarren de no aplicación de la ley 5227, votada por la Legislatura de Río Negro el 1 de septiembre del año pasado, que prohíbe la instalación de usinas nucleares de alta potencia en el territorio rionegrino, por entender que la norma lesiona los intereses del municipio y que el tema nuclear supera la incumbencia de la jurisdicción provincial, que corresponde al ámbito nacional, a la vez que la radicación de la planta está comprendida en acuerdos internacionales y responde a protocolos y arbitrios internacionales.

Nace YPF Luz y analiza una nueva central en Neuquén

Por Fernando Castro -  castrof @ lmneuquen. com.ar (lmneuquen.com) - La compañía se propone ser el tercer generador eléctrico en 2020.

Neuquén.- YPF presentó YPF Luz, su brazo eléctrico con el que busca liderar el mercado de la generación de electricidad hacia el 2020. Durante la presentación realizada ayer en su sede de Puerto Madero, el CEO de la nueva empresa, Martín Mandarano, afirmó que la empresa tiene en carpeta la construcción de otra central térmica que podría aprovechar el gas no convencional de Vaca Muerta.

La nueva compañía, que sumó como socia a General Electric, hoy tiene una capacidad operativa de generación de unos 1800 MW, una cifra que aspira a duplicar. “Es una empresa que sale a competir. Queremos convertirnos en el tercer generador de energía eléctrica en el 2020”, definió el ambicioso objetivo el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.

Con el anuncio, la compañía afianza aún más su rol central en el mapa energético nacional. Una de las aristas salientes de YPF Luz será la de energías renovables, segmento en el que busca colocarse como el principal generador del país. “Hicimos mediciones de viento en Neuquén. Todo dependerá de la capacidad de transporte y las ventajas comparativas respecto de otros proyectos en el resto del país”, dijo Mandarano sobre las chances de un proyecto eólico para Neuquén.

El escenario del gas aparece como el más promisorio por ahora. “Tenemos un proyecto de una central térmica con gas en la cuenca neuquina”, dijo ante una consulta de este diario. El CEO no dio mayores detalles acerca del área donde podría construirse ni tampoco habló de plazos.

De concretarse, se sumaría a las dos centrales térmicas que YPF construyó en Loma Campana, su área emblemática sobre la formación Vaca Muerta. Allí produce 228 MW, parte de la generación con la que comienza a ganar terreno en el mercado (ver aparte). La energía eléctrica viene abriendo otro camino a la creciente producción de gas no convencional. Es una de las formas de agregar valor y capitalizar esa producción en los denominados períodos “valle”, aquellos en que se registran excedentes por la baja estacional de la demanda.

En este contexto, Gutiérrez, se refirió a las oportunidades que se abren a partir de este incremento en la producción shale y la necesidad de explorar y abrir nuevos destinos. “Creemos en la complementariedad de la generación de gas y las renovables para generar electricidad. Estamos ante una YPF de todas las energías”, sostuvo Gutiérrez. YPF Luz nace como quinto actor del mercado eléctrico. En ese lugar la colocan los 1800 MW que produce hoy. Aspira a llegar al 2023 a unos 5053 MW con sus proyectos en marcha y los que prevé construir.

270 empleados tiene la nueva compañía presentada por YPF en el sector eléctrico.

La empresa tiene potencia propia

YPF Luz opera 5 polos generadores. Totalizan 1800MW. El complejo El Bracho (Tucumán), con tres centrales térmicas en operación (1103 MW). Dos centrales en Loma Campana (Neuquén): una de dos turbinas que genera 212MW y la central Este, con sus 16MW. Tiene también una central ubicada en La Refinería de La Plata (128 MW) y la de Dock Sud (348 MW). Encara obras que le permitirán contar con 600 MW adicionales, con una inversión de u$s 1000 millones. Entre estas hay tres parques eólicos: Manantiales Behr (Chubut), Cañadón León (Santa Cruz) y Los Teros (Buenos Aires).

Gutiérrez: “Tenemos que llegar a otros mercados” “Hay que pensar en cómo llegamos a otros mercados. No creo que tengamos un problema. Tenemos un desafío y es cómo llevar nuestro gas a un precio competitivo como el que tenemos al resto de la región”. El presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, habló de aquello que le quita el sueño a las principales productoras de gas: cómo hacer para ganar terreno en otros países para colocar excedentes de producción.

Ante una pregunta, Gutiérrez sostuvo que hoy el gas de Vaca Muerta es más que competitivo. “El cordón industrial de San Pablo paga 12 dólares por millón de BTU. El gas que paga Chile está en el orden de los 8 dólares. Nosotros tenemos un precio cercano a los 4 dólares. El desafío es cómo construimos un modelo que nos permita llegar a esos nuevos mercados”, afirmó.

“Hay que trabajar en la integración energética de la región”, opinó el presidente de la empresa, en un contexto en el que, por caso, la producción de gas en la formación Vaca Muerta viene creciendo mes a mes, en el último tiempo, de la mano de los subsidios destinados a incentivar la producción y la llegada de nuevos actores de peso a la cuenca neuquina.

Confirmado: vuelve el barril criollo y la nafta aumenta un 3% mensual

LPO - El gobierno fija el precio del barril a 69,75 dólares hasta fin del 2019.

El máximo defensor del libre mercado de todo el gabinete del Gobierno, Juan José Aranguren, acaba de acordar con las petroleras el regreso del barril criollo: una política que llevó la marca de Axel Kicillof durante los últimos dos años de la gestión kirchnerista.

De esta manera, se confirma el anticipo de LPO y queda sepultado el congelamiento de precios a menos de un mes de su firma. El barril de crudo quedará fijado en 69,75 dólares y las naftas aumentarán un 3% mensual hasta el final del mandato de Macri, acumulando un alza del 75% en estos 19 meses.

Increíblemente, los técnicos de Aranguren les aseguraron a las empresas productoras que según sus cálculos el precio de petróleo internacional irá a la baja para estabilizarse alrededor de los 60 dólares y en consecuencia el esfuerzo de vender por debajo del precio de mercado no se sostendría por mucho tiempo.

El escenario previsto por la cartera de Energía, estipula que de acá a fin de año los costos de esta medida pesarán sobre las espaldas de las productoras, mientras que la caída del crudo provocará en 2019 las perjudicadas sean las refinadoras.

"Es una locura pretender anticipar el valor del crudo, no es serio. No hay modelo econométrico que lo permita. Depende de múltiples factores, entre ellos cuestiones geopolíticas, que están totalmente fuera del control argentino. Ni siquiera la monarquía saudí puede controlarlo", aseguró a este medio Andrés Di Pelino vocero del Centro de Estudio de la Regulación Económica de los Servicios Públicos (Ceres) de la Universidad de Belgrano.

Las petroleras exigieron un compromiso por escrito que les asegure que si el precio del petróleo no llega a estar al nivel prometido (60 dólares), el Estado les otorgará una compensación por la diferencia. 

Hasta hace pocos días, todas las consultoras preveían un nivel del Brent al alza, incluso cercano a los 100 dólares, producto de la ruptura del pacto con Irán por parte de Estados Unidos. Pero actualmente, trascendió la intención de Rusia de incrementar la producción, lo que podría modificar el panorama. Aunque todos los especialistas afirman que sigue siendo una lotería.

Ante tamaño dislate de Aranguren, las petroleras exigieron una fecha de esa supuesta caída y un compromiso por escrito que les asegure que si el precio del petróleo no llega a estar al nivel prometido, el Estado les otorgará una compensación por la diferencia. 

"No hay forma que el FMI te pueda aprobar algo así. El fisco está quebrado, no puede salir a afrontar mayores gastos", sostuvo Di Pelino. De hecho, en el propio Ministerio de Hacienda manifestó no estar dispuesto a realizar nuevas erogaciones.

Este desenlace coloca a las refinadoras, encabezadas por Shell (siempre acusada de ser la más beneficiada por la política de Cambiemos), como las grandes ganadoras, al garantizarse aumentos de precios en surtidor un 57% por encima de las metas de inflación en el próximo año y medio.

Así, mediante el inteligente lobby de las compañías, pudieron lograr un giro de 180º grados. Cansadas de tener que pagar los platos rotos por los costos del difunto acuerdo de congelamiento de precios que las obligaba a comprar el barril a precio internacional y venderlo a un precio atrasado en pesos, salieron a ofrecerles a las productoras entre 13 y 18 dólares menos por barril que la cotización del Brent para finalmente terminar acordando al valor fijado por el ministerio.

La decisión implica un duro golpe a la reputación del gobierno de Macri entre los inversores internacionales y traza un escenario de imprevisibilidad en un mercado que pasa a ser regulado por fuertes políticas intervensionistas de las que el propio Aranguren era el más crítico cuando actuaba del otro lado del mostrador como CEO de Shell.

Más energía al Sistema Eléctrico Nacional

El día lunes se inauguraron las instalaciones de ciclo combinado de la central Vuelta de Obligado, con las que se completa una potencia instalada de 800 MW de la central, convirtiéndola en una de las centrales térmicas tecnológicamente más avanzadas del país, con capacidad de abastecer de electricidad a poco más de un millón hogares.

La construcción de la central Vuelta de Obligado, ubicada en la localidad de Timbúes, provincia de Santa Fe, iniciada en 2013 y con fecha de entrada en operación del ciclo combinado prevista para Agosto de 2015, implicó una inversión total estimada en 744 millones de dólares.

El acto inaugural se llevó adelante en las instalaciones de la central Vuelta de Obligado con la presencia del Ministro de Energía y Minería, Ing. Juan J. Aranguren, el secretario de Coordinación de Política Energética, Ing. Alejandro Sruoga, el subsecretario de Energía Eléctrica, Ing. Juan Luchilo, funcionarios de CAMMESA, autoridades locales y representantes de las empresas Central Puerto, Enel y Orazul Energy Argentina.

La obra consistió en una central de ciclo combinado con dos turbogeneradores de gas más una turbina de vapor que utiliza el vapor generado en las calderas de recuperación vinculadas a cada turbina de gas, e incluyó la ampliación de la estación transformadora Río Coronda de 500KV y la construcción de 66 Km de línea de Alta Tensión y 17 Km de gasoducto de Alta Presión.

Por otro lado, a partir de las 0hs de ayer ingresó en operaciones el primer proyecto de la ronda 2 del Programa RenovAr, ubicado en la localidad de General Cabrera, provincia de Córdoba. Se trata del proyecto “Prodeman Bioenergía”, que genera electricidad de biomasa a partir de los deshechos de la cáscara de maní, la principal producción de la empresa Prodeman, adjudicataria de este proyecto de 10 MW de potencia instalada. Se trata del sexto proyecto operativo del Programa RenovAr.

La empresa encaró la obra de la central térmica de generación eléctrica con el objetivo de encontrar una solución a una problemática histórica de la industria manisera: el destino final de la cáscara de maní. La energía obtenida mediante la transformación de esta biomasa se incorpora al Sistema Interconectado Nacional, abasteciendo 18.000 hogares por año. Para generar esta energía necesita aproximadamente 50.000 toneladas de cáscara de maní al año.

La construcción de este proyecto demandó una inversión de más de $ 350 millones, en una de las zonas maniceras por excelencia de nuestro país. De acuerdo a las condiciones de lluvia y del clima, la empresa Prodeman produce anualmente unas 130.000 toneladas de maní con cáscara.

Fuente: Ministerio de Energía y Minería

Tecpetrol inauguró su gasoducto en Vaca Muerta

Por Fernando Castro - fcastro@lmneuquen.com.ar - lmneuquen

Es en el área Fortín de Piedra. La petrolera ya produce 7,4 millones de metros cúbicos de gas diarios.

Neuquèn.- Tecpetrol dio un paso sustancial ayer en su operación en el área Fortín de Piedra: inauguró un gasoducto de 58 kilómetros para transportar su producción en Vaca Muerta.

Es un nuevo hito en su proyecto de desarrollo masivo del yacimiento, para el que prevé una inversión de unos 2300 millones de dólares hasta el 2019. Además, la empresa informó que dio otro salto en la producción al llegar a los 7,4 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas no convencional por día.

El brazo petrolero del grupo Techint construye también en el área una gran planta de procesamiento de gas, que en el 2019 procesará unos 15 MMm3/día.

En una visita con medios de todo el país, LM Neuquén pudo constatar el intenso ritmo de los trabajos en medio del semidesierto cercano a Añelo: en el lugar crece casi una mini ciudad, con tráileres donde viven unos 950 operarios y calles internas por donde transitan camiones y maquinaria pesada destinada a la planta de procesamiento de hidrocarburos (ver aparte).

El gasoducto inaugurado permitirá evacuar el fluido hasta las cabeceras del sistema troncal administrado por TGN y TGS. La obra, realizada por completo por Techint Ingeniería, demandó cinco meses y 650 personas del total de 4500 empleos generados en el área. Se trata de un ducto de dos tramos, uno de 24 pulgadas y otro de 36, y tiene una capacidad de transporte diario de 18 MMm3. Insumió u$s 70 millones de los 2300 destinados a toda la operación.

“Hace cuatro años que venimos planificando esto. Vimos una oportunidad en la producción de gas. Estábamos preparados para abordarlo íntegramente y vamos alcanzando los objetivos trazados”, afirmó e presidente de Tecpetrol, Carlos Ormaechea, que trazó el cuadro de situación de la compañía en la cuenca neuquina.

La empresa, al igual que otras operadoras, acelera el paso en un contexto propicio en materia de precios, a partir del Plan Gas que establece subsidios los nuevos proyectos en Vaca Muerta. Hay un sendero de precios asegurado hasta el 2021, que determina para este primer año un valor de u$s 7,50 por millón de BTU.

Hoy Fortín de Piedra, parte de los 230 mil acres de Tecpetrol en la cuenca neuquina, cuenta con 26 pozos de gas en producción, 22 de perforación y 18 en proceso de terminación o a la espera de terminación. A un año de iniciado su proyecto de inversión, los 7,4 MMm3/día que se extraen son el 10% de la producción neuquina.

u$s 1100 millones invertidos - Es el total de dinero que destinó la empresa a perforación de pozos, ductos y otras instalaciones en Fortín de Piedra, el área ubicada en cercanías de Añelo.

Una nueva planta en medio del desierto

En plena estepa frente a Añelo se levanta algo así como un barrio. Hay 950 obreros que por estos días dan forma a una planta de procesamiento de gas de Tecpetrol. Por ahí pasa el fluido que la empresa extrae de Vaca Muerta para procesarlo antes de transportarlo por el gasoducto que acaba de inaugurar.

La instalación luce imponente, con su tendido de caños de colores, motores y maquinarias dispuestas en centenares de metros a la redonda.

En términos generales, lo que se hace allí es separar el gas del resto de los hidrocarburos con los que sale desde las entrañas de Vaca Muerta. Recién luego de este proceso es inyectado al sistema para abastecer la demanda. “Estamos haciendo un proyecto para procesar gas no convencional en tiempos no convencionales”, definió Pablo Videla, director comercial de Oil&Gas de Techint Ingeniería y Construcción, al graficar el desafío que implicó para el grupo encarar esta etapa del proyecto de Tecpetrol.

El Gobierno se prepara para lanzar licitación del primer PPP para energía eléctrica

Por SANTIAGO SPALTRO - Cronista.com

Es para la red de transmisión eléctrica que correrá entre  Mendoza y el noroeste de Buenos Aires. En el Ejecutivo esperan concretar u$s 1428 millones de inversiones.

Luego del éxito con el primer tramo de licitaciones de autopistas mediante proyectos de Participación Público Privada (PPP), el Gobierno se apresta a presentar en los próximos días los pliegos y contratos para la construcción de 3300 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, con las que se buscará descomprimir los actuales cuellos de botella que dificultan masivas inversiones en generación. Aunque los cálculos hechos el año pasado proyectaban inversiones por unos u$s 3000 millones (a razón de 1 millón de dólares por kilómetro), lo que registran las planillas oficiales es la aspiración de captar u$s 1428 millones en la licitación de nueve líneas de transporte eléctrico y dos estaciones transformadoras (ET).

El jefe de Gabinete del Ministerio de Finanzas, Pablo Quirno, le dijo a El Cronista que "entre fines de mayo y principios de junio" se avanzará en el primer PPP energético. "La licitación tendrá proceso similar al de las autopistas; se pondrá a consulta pública y tendrá unos cuatro o cinco meses hasta su definición", confió Quirno. El funcionario comentó que ya hay empresas de Colombia, España, China, Estados Unidos y Canadá entre las interesadas.

Lo planificado es dividir las licitaciones en tres etapas, a concretarse todas antes de fin de año. El plazo de construcción del tendido de redes es de 33 meses (casi tres años) desde la fecha de la licitación. La primera en avanzar será la red de 500 kV (alta tensión) que conectará la ET de Río

Diamante, en las cercanías de San Rafael, Mendoza, con una nueva ET (que baje la tensión a 132 kV) en Charlone, al noroeste de Buenos Aires, casi pegado al límite con La Pampa. Para esos 490 kilómetros, que están pautados para licitarse antes de que termine el segundo trimestre y que cruzarían también por sobre la provincia de San Luis, las estimaciones oficiales de inversión rondan los u$s 240 millones. 

Además, durante el último trimestre de 2018 se debería licitar el siguiente tramo, de Charlone hasta Plomer, en el partido bonaerense de General Las Heras. Serían otros 415 kilómetros en media tensión, con inversiones de u$s 240 millones. La ET Plomer necesitará una remodelación por u$s 104 millones.

Entre julio y septiembre se licitará la línea de alta tensión que irá desde Plomer hacia Vivoratá, en las cercanías de Mar del Plata, por unos u$s 146 millones. En esas fechas también se abrirá el juego para las líneas Rodeo (San Juan) - La Rioja por u$s 174 millones en 300 kilómetros; la remodelación de la ET Smith (u$s 185 millones); la red entre Atucha II y Belgrano II (u$s 22 millones); y la línea que unirá Puerto Madryn, en Chubut, con Choele Choel, en Río Negro (u$s 173 millones).

Ya entre octubre y diciembre se deberían culminar las licitaciones, con la conexión PlomerBelgrano

(u$s 26 millones); Plomer-Atucha II (u$s 62 millones); y, por último, Plomer-Ezeiza (u$s 56 millones). Así, se ampliarán redes cerca de los centros de consumo.

Desde la Subsecretaría de Ahorro y Eficiencia Energética, que conduce Andrea Heins y está bajo la órbita de la cartera que dirige Juan José Aranguren, también hay proyectos de PPP para renovar el alumbrado público con lamparitas LED en al menos cinco municipios del Gran Buenos Aires. Las obras durarían un año y los contratos, diez.

El Gobierno suspendió un acuerdo nuclear con China para ahorrar USD 9.000 millones

Por Martín Dinatale - mdinatale@infobae.com - Infobae.com

Se trata de la construcción de la Central Atucha III que se iba a hacer con financiamiento chino y de Canadá. Se avanzará con un contrato para el 2022 por otra central con tecnología completamente china

 

El plan de recortes y achicamiento del déficit en el Estado que prometió profundizar Mauricio Macri llegó a la política exterior. Luego de arduas negociaciones secretas, el gobierno decidió postergar para más adelante el proyecto de construcción de la Central Atucha III que tenía previsto realizar con China y, así, se ahorrará un programa de endeudamiento previsto en 9.000 millones de dólares.

La decisión fue cerrada la semana pasada entre la Cancillería y las autoridades de Beijing. Según confirmaron a Infobae cuatro fuentes calificadas del gobierno y la diplomacia china, el acuerdo alcanzado resultó beneficioso para ambas partes por una simple cuestión: la Central Atucha III era un proyecto de China compartido con tecnología de Canadá. Este plan se abortó para más adelante pero el gobierno argentino ratificó a la administración de Xi Jinping que se seguirá adelante con el proyecto de Atucha IV con tecnologia exclusivamente china para iniciarse en el año 2022 .

"Se alcanzó una solución que complace a los chinos y a la Argentina porque ratifica la asociación estratégica integral de ambos países. Y si bien China iba a financiar la construcción de Atucha III el país tenía en su presupuesto un programa de endeudamiento inicial por USD 9.000 millones que ahora no lo tendrá", explicó a Infobae un funcionario que trabajó arduamente en las negociaciones secretas con Beijing.

De esta manera, la Argentina podrá estar más holgada en sus cuentas en los próximos cuatro años y se asegurará para el 2022 la construcción de la Central Atucha IV con tecnología enteramente china.

La intención es que el 30 de noviembre próximo, cuando viaje de Xi Jinping a la Argentina por la Cumbre del G20, se firme con Macri este acuerdo a largo plazo.

A la vez, el próximo domingo el canciller Jorge Faurie mantendrá una reunión bilateral con su par chino Wang Yi que viene a Buenos Aires para el G-20 de ministros de relaciones exteriores. El canciller de China se reunirá dos días más tarde con Macri en la Casa Rosada. Wang Yi, además de ser canciller, es "Consejero de Estado", uno de los 5 que acompañan al Presidente y el vice en la cúpula de poder de China.

Con este cambio de planes en la política exterior la Argentina se ahorrará de pagar a China USD de 9.000 millones de deuda que afectan el programa monetario. Es que si bien el financiamiento de Atucha III lo ponía China, en el presupuesto pesa como deuda. A los chinos la postergación de este proyecto que financiaban con tecnología canadiense les cierra porque se mantiene la alianza estratégica con Argentina. En rigor, ese contrato había sido una imposición de Cristina Kirchner como condición para hacer la planta nuclear china en la Argentina.

El contrato de este proyecto con China había recibido muchas objeciones desde el Ministerio de Energía en los últimos tiempos. De hecho, Infobae informó hace un mes que el ministro José Aranguren había revisado el contrato de construcción de la central nuclear Atucha III y había encontrado "desprolijidades y desequilibrios registrados" con excesos de hasta USD 1.600 millones. Pero finalmente nada de esto se hará por ahora y sólo se avanzará en un proyecto nuclear con China para el 2022.

En el gobierno aseguran que esta es la mejor negociación posible que se alcanzó en un momento en el que la Argentina está apretada en términos de deuda pública. A la vez, desde la Casa Rosada aseguraron que en adelante los proyectos de energía nuclear que tiene en carpeta el gobierno le darán "más beneficios económicos que pérdidas a la Argentina".

Esto lo explican al detallar los grandes planes de energía nuclear exportable que tiene el país. Estos son:

- El proyecto de Holanda. El INVAP ganó una licitación por la venta de toda la tecnología del reactor de 35 MW de potencia térmica. La Argentina obtendrá así unos 400 millones de dólares. No se trata de una tarea menor la que tendrá este reactor del INVAP. Actualmente, unos 10.000 hospitales europeos emplean esos radioisótopos producidos por el reactor y cada año se hacen más de 40 millones de procedimientos de diagnóstico y tratamientos, en la mayoría de ellos, casos oncológicos.

- Un reactor a Brasil. El otro proyecto que firmó hace dos meses el INVAP con Brasil fue por la venta de ingeniería para el desarrollo de un reactor RMB de investigación de alta tecnología. El costo de ese acuerdo fue de 35 millones de dólares y en la diplomacia de Brasil aseguran que se trata de "tecnología de muy alta calidad".

- Asistencia a Bolivia. La Argentina desarrolló otro proyecto nuclear para Bolivia que se encuentra en proceso y consta de tres centros asistenciales de investigación nuclear. La intención del INVAP en este caso es desarrollar un Centro de Medicina Nuclear y Radioterapia de última tecnología.

 - La compra de Arabia Saudita. En marzo del año que viene se concretará el proyecto de la venta de un reactor pequeño LPRL a Arabia Saudita por un valor estimado en 20 millones de dólares. Se trata de un reactor pequeño de 1 MG de potencia térmica, pero esta iniciativa acordada con los saudíes abre una ventaja de oportunidades para la Argentina ya que Arabia Saudita y el resto de los países de la región están invirtiendo millones de dólares en energía renovable para el largo plazo.

- Planes con Chile. El gobierno esta llevando adelante con Chile ejercicios conjuntos de seguridad nuclear en Picaniyeu. A la vez, hay intenciones del gobierno de Sebastián Piñera de modernizar reactores con tecnología de INVAP.

Empresas chinas, malayas y noruegas se anotan para buscar petróleo en el mar

(Cronista.com) - Statoil, CNOOC, Petronas, Exxon y Chevron serían algunas de las interesadas en la licitación para la exploración offshore que se realizará en el país este año.

Un grupo de petroleras internacionales que incluyen a la noruega Statoil, la estadounidense Anadarko Petroleum, la china CNOOC y la malaya Petronas han mostrado interés en la licitación para exploración y producción de petróleo en el mar que se realizará en Argentina este año, dijo ayer el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en Houston, Estados Unidos.

Las tres cuencas en las que se buscarán hidrocarburos en el Mar Argentino cuentan con una superficie total a ser explotada de más de 225.000 kilómetros cuadrados, con bloques específicos dentro de esta superficie que serán licitados. La cuenca de mayor tamaño es la Cuenca Argentina Norte, de 130.000 kilómetros, seguida por la Cuenca Malvinas Oeste, de 90.000 kilómetros cuadrados. La menor de todas es la Cuenca Austral Norte, con una extensión de 5000 kilómetros cuadrados, y tanto la Austral como la Malvinas están en el sur del país, mientras que la Argentina Norte se extiende desde el sur de Buenos Aires hasta el límite con Uruguay.

La Cuenca Austral tiene un gran potencial en gas, que ya disfrutan empresas como la francesa Total, con su producción en Tierra del Fuego, y la chilena Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) en el Estrecho de Magallanes, junto a la estatal argentina YPF.

Según consignan cables de la agencia de noticias Reuters, las multinacionales Exxon y Chevron también estarían interesadas en la licitación que se lanzaría en julio.

Aranguren reveló además que ya contempla convocar a una segunda ronda para mediados de 2019 para avanzar con la prospectiva de eventuales yacimientos hidrocarburíferos en aguas profundas.

La exploración de petróleo y gas, excepto Vaca Muerta, viene en crisis en los últimos años en Argentina. Eso explica que las reservas vengan cayendo desde hace por lo menos una década, mientras que la producción de petróleo registra descensos desde su récord de 1998 y la de gas apenas se empezó a recuperar en los últimos cinco años, a partir de la estatización de YPF y el pago a la española Repsol, antigua dueña.

Cómo se forma el precio interno del biodiesel

(Super Campo) - La Cámara de Empresas Pymes Regionales elaboradoras de Biocombustibles explica cómo se forma el precio del mismo para el mercado interno automotor. Hay confusión del público general acerca de su incidencia en el precio del gasoil en surtidor.

Biodiesel. Desde octubre de 2017 el precio del gasoil acumula un incremento mayor al 20%, mientras que el biodiesel, que se corta al 10% en dicho combustible, tuvo una variación del 12%. Es decir, el biodiésel generó un ahorro para el consumidor de Gasoil mayor al 8%.

A partir de la publicación del nuevo precio del Biodiésel para el mercado interno automotor, y ante la confusión generada en el público general acerca de la incidencia de éste en el precio del Gasoil en surtidor, la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles se ve en la necesidad de aclarar que “el precio del Biodiesel para el mercado interno automotor se fija mensualmente a partir de una fórmula polinómica que contempla todos los costos del sector, siendo los principales factores que inciden en la determinación del precio la cotización del aceite de soja (materia prima que representa más del 85% del costo de producción, y la variación del tipo de cambio)”.

Esta fórmula de determinación de precio es estipulada y aplicada por el Ministerio de Energía de la Nación, y en cumplimiento con lo establecido por la Ley 26.093.

De esta manera, el precio mensual que publica el Ministerio de Energía surge exclusivamente de los costos que tiene el sector para la producción de este biocombustible. El precio que regirá a partir de mayo representa una variación del 1.4% respecto de abril.

Hoy, en Argentina, el Biodiésel se mezcla con el Gasoil en un 10%, y al ser nuestro biocombustible más barato que el litro de Gasoil el producto final termina siendo más barato que si estuviera compuesto 100% por petróleo. Esto significa que el biocombustible no sólo tiene una incidencia mínima en la composición del precio final del Gasoil, sino que permite que el mismo sea más barato, funcionando como un “colchón” para el bolsillo del consumidor.

Desde la Cámara, ejemplifican que desde octubre de 2017 el precio del gasoil acumula un incremento mayor al 20%, mientras que el biodiesel, que se corta al 10% en dicho combustible, tuvo una variación del 12%. Es decir, el biodiésel generó un ahorro para el consumidor de Gasoil mayor al 8%.

Por otro lado, las empresas elaboradoras de Biodiesel para el mercado interno, que son alrededor de 30 Pymes, se encuentran distribuidas en el interior del país para dinamizar y contribuir: al desarrollo de las economías regionales; la diversificación de la matriz energética; la sustitución de importaciones la industrialización de la producción primaria y la preservación del medio ambiente.

La producción de biodiesel Pyme no sólo dinamiza la economía del interior del país, sino que también contribuye reducir los gases de efecto invernadero en beneficio del medio ambiente, por ejemplo, en un año se evitó emitir más de 800 mil toneladas de dióxido de carbono equivalente (TnCO2eq). Asimismo, la producción de biodiesel surge como un eslabón al final de la cadena de valor de la soja, que permite agregar valor al aceite en territorio argentino.

La Cámara asume que dicha valoración “se direcciona en dos sentidos: por un lado, es una cuestión estratégica en cuanto al aprovechamiento de la materia prima que el propio país produce, junto a las inversiones, empleo y actividad económica que genera”.

Fuente: Gentileza Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustible (CEPREB).

La energía del futuro: eólica sin aspas ni ruido ya es posible Vortex Bladeless

(Energia XXI) - Vientos de cambio soplan en España con la tecnología Vortex Bladeless capaz de generar energía eólica sin aspas, ni ruido y sin matar aves.

Menos ruido, menos espacio, más ahorro y sobretodo no mata aves. Asi es la nueva energía eólica que esta revolucionando España y se llama Vortex Bladless. David Yañez, David Suriol y Raúl Martín, son los padres de interesante innovación tecnológica que esta haciendo historia y marcando una nueva pauta.

Vortex Bladeless consiste en un cilindro cónico vertical anclado al terreno mediante una varilla elástica que, con el paso del aire a su alrededor, oscila y, gracias a un sistema de bobinas e imanes, permite la generación de electricidad con ese movimiento.

La nueva tecnología Vortex crea un modelo de aerogeneradores diferentes a los que conocemos hoy en día,los que se mueven de una manera diferente, pero que aportan muchas ventajas. Energía Limpia XXI destaca que Vortex es un 60% más efectiva que la tecnología eólica que hoy conocemos produciendo menos ruido, en menos espacio y evitando la muerte de miles de aves que se son golpeadas por los molinos tradicionales. Leer también:Argentina tiene primer pueblo 100% energía solar / Energía: Argentina en radar de inversiones de ACCIONA

Principio físico

Una calle de vórtices de von Kármán es un patrón que se repite de vórtices en remolino causados por la separación no estacionaria de la capa de fluido al pasar sobre cuerpos sumergidos. Debe su nombre al ingeniero y estudioso de la dinámica de los fluidos, Theodore von Kármán.

En estos días la energía solar, geotérmica, hidroeléctrica y biomasa están en un creciente auge, pero este nuevo invento ha inyectado una bocanada de aire fresco al sector de las renovables de viento. Estaremos pendientes de nuevos adelantos tecnológicos.

Buquebus puso en marcha una planta de energía solar en Puerto Madero

Por Diego González - Ambito.com
La instalación de los paneles demoró 5 meses y ya están en funcionamiento.

La empresa de transporte Buquebus inauguró una planta de energía fotovoltaica que produce 400 kilovatios hora y abastecerá el 70% del consumo de la terminal fluvial de Puerto Madero. Se trata de la primera etapa de un plan ambicioso de inversiones por u$s 189,5 millones hasta 2020 en Argentina. 

"Apostamos muy fuerte por Argentina", remarcó Juan Carlos López Mena presidente de la empresa en la presentación de este parque fotovoltaico que permitirá reducir un 80% las emisiones y coloca a la compañía entre las que trabajan sobre el uso eficiente de la energía. 

El acto de inauguración se realizó en la terminal de Puerto Madero y contó con la presencia de los ministros de Trasporte de Argentina, Guillermo Dietrich y de Uruguay, Víctor Rossi, otros funcionarios y empresarios de ambos países. 

El ministro argentino ponderó la construcción de la central de energía fotovoltaica y destacó la inversión del empresario para lograr "eficiencia y uso racional' de la energía. "Es un desafío cuidar la energía. Hacer un uso racional y eficiente", sostuvo el ministro, quien puntualizó que "la energía no es gratis". Su par uruguayo aseguró que "este tipo de proyectos, sin dudas, resultan de mucho beneficio para ambos países". "Hay muchas obras de infraestructura en marcha la región, particularmente en Buenos Aires", subrayó.

La planta inaugurada cuenta con paneles solares que permiten un 70% de autoabastecimiento y su instalación demoró 5 meses. En una segunda etapa, se incorporarán 560 kilovatios más, y se excederá el consumo de la terminal. "La inversión de la central fotovoltaica de Puerto Madero se amortizará en 7 u 8 años", estimó López Mena.

Esta construcción se enmarca en un plan que incluye la ampliación de la terminal, la construcción de un edificio de oficinas y un shopping que demandará una inversión total de u$s 55 millones, y demorará 30 meses en estar listo. Además, la compañía tiene un nuevo barco que también utilizará un 99% de gas licuado para su propulsión en construcción en la región australiana de Tasmania, con capacidad para 2.100 pasajeros y 235 vehículos, que le significará un desembolso de u$s 130 millones y estará llegando a Buenos Aires en 2020.

El plan se completa con la construcción de una central similar a la de Puerto Madero, que comenzará en los próximos meses, pero mucho más grande, de 40 hectáreas, para abastecer los requerimientos eléctricos de la planta de licuación de gas, que Buquebus tiene en la localidad bonaerense de San Vicente. Allí invertirá u$s 4,5 millones, para al cabo de un año comenzar a generar 3.000 kilovatios hora (4 MW). Estas inversiones suman casi u$s 190 millones. López Mena, añadió que la empresa está en negociaciones con la firma Tandanor para convertir a gas el barco Silvia Ana, con tecnología de la empresa argentina Galileo.

"Soy un fanático de la naturaleza, no me gusta ver humo. Sufro al ver que tenemos barcos a gasoil que tiran humo", definió López Mena quien destacó que este interés es añejo y no es parte de una moda. De hecho la empresa busca reconvertir su flota de barcos de gasoil a gas licuado.  

Bahía Blanca: invertirán US$3 millones para producir biogás

Por Gabriela Origlia  - La Nación  

De las 31 plantas de biogás adjudicadas en la segunda ronda del programa Renovar, la única que está fuera de la zona núcleo del país es la que se comenzará a construir en unas semanas en el partido bonaerense de Villarino, al límite con Bahía Blanca. Con una inversión de US$3 millones producirá 1,2 Megavatios en base a residuos orgánicos de industrias instaladas en la zona.

Ilustración sobre cómo será la planta que trabajará con residuos orgánicos de industrias de la zona, entre ellas ligadas al agro

La empresa Resener, cuya propietaria es mayoritariamente Inmade (una empresa integrada por profesionales de la ingeniería) desarrollará la planta. Socios privados aportarán el 40% del monto a invertir, en tanto que se gestiona un crédito de línea renovable para completar el esquema financiero.

Marcelo Musotto, de la firma, explicó a LA NACION que empezarán las obras en unas semanas mientras que en agosto de 2019 comenzaría la generación. El 19 de diciembre de 2019 es la fecha comprometida, pero prevén comenzar unos meses antes.

Villarino tiene la particularidad de que, además de esta planta, sumará 150 Mw de energía eólica con dos parques (La Castellana, 100 Mw y Vientos del Secano, con otros 50 Mw de potencia) y una inversión de 200 millones de dólares. Las energías renovables le cambiarán el perfil productivo a la localidad.

Para generar el biogás se procesarán residuos orgánicos que hoy se disponen en el relleno sanitario municipal sin convertirlos. "Más allá de la producción de energía, es importante porque se reducirán emisiones de metano, se avanzará en la solución de un problema ambiental", apuntó Musotto.

En la zona hay industrias cerealeras, papeleras, un frigorífico de pescado y otro de carne y un criadero de pollos y, además, se cultivan cebollas. "Es una producción que deja muchos residuos de descolado, la parte verde que se le quita, y vamos a utilizarlos con un tratamiento para bajarle el nivel de acidez. Hoy esos orgánicos se mal disponen como residuos", señaló Musotto.

La planta estará preparada para recibir sustratos de industrias agrícolas, alimenticias y ganaderas que aportarán los insumos, incluso grasas y lodos de plantas de tratamiento de efluentes de industrias alimenticias.

La estimación es que con el 25%, aproximadamente, de los residuos que se generan en la zona la planta podrá generar los 0,72 Mw comprometidos para vender a Camesa y, con un poco más, la potencia completa.

En la segunda ronda del RenovAR se adjudicaron 66 proyectos de energía eólica, solar, biomasa, biogás, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos. En biogás, el precio promedio ofertado fue de 157,97, poco más de 2 dólares del precio techo que puso el MInisterio de Energía, de 160 dólares por MWh. El sector aseguraba que la mayoría de las ofertas rondarían el tope y exigían una mayor tarifa.

La oferta más baja fue de 150 dólares por MWh. La ofertó Arrebeef Energía, proyecto de 1,5 MW a montarse en la provincia de Buenos Aires, que ofertó 92 dólares por MWh. La mitad de las ofertas no se movieron del valor límite: 160 dólares por MWh.

Inauguran el primer parque de energía solar de Santa Fe y el tercero del país

(iProfesional.com) - Está ubicado en San Lorenzo y generará 1.270 MWh anuales. Permitirá ahorrar 270 toneladas de petroleo al año que se usan para generación térmica

El gobernador de Santa Fe, Miguel Lifschitz, y el ministro del Interior, Rogelio Frigerio, encabezaron este jueves la inauguración un parque fotovoltaico en la ciudad de San Lorenzo –el tercero en su tipo en el país– que generará un ahorro aproximado de 270 toneladas equivalentes de petróleo al año que se utilizan en la actualidad en generación térmica.

La planta de energía solar fotovoltaica –que demandó una inversión de 2 millones de dólares– será administrada por la empresa Santa Fe Gas y Energía Renovables S.A.P.E.M. (SAFEGyER) y se encuentra instalada en la intersección de la autopista Rosario-Santa Fe con la ruta provincial N° 10, en la localidad de San Lorenzo.

La obra eléctrica se centralizó en el campo generador fotovoltaico de 1.10 MWp conformado por 4.400 módulos fotovoltaicos que tienen una vida útil mínima de 25 años y son capaces de producir aproximadamente 1.270 MWh anuales. "Es la primera planta fotovoltaica de la provincia de Santa Fe que va a volcar energía a la red y abastecer a las empresas del parque industrial de San Lorenzo", dijo Lifschitz. "Es un primer paso que está marcando un camino, el de ir avanzando en las energías renovables, de ir modificando nuestra matriz energética y de contribuir a la producción de energías limpias en todo el país, ya que este es un objetivo que se ha planteado a nivel nacional", explicó el gobernador de Santa Fe.

Por su parte, Frigerio señaló que "la provincia hace tiempo que tenía en marcha este proyecto de convertirse en pionera en energías renovables, pero no había una política nacional de fomento que lo permitiera". "Comparto la idea de que el Estado en este momento embrionario de las energías renovables tenga participación, que la Empresa Provincial de Energía (EPE) se ponga al hombro el desarrollo de lo que va a ser el futuro de la Argentina", sostuvo. "El país va a convertirse en uno de los principales productores de energía renovable, lo que va a permitir que tengamos la energía que necesite el desarrollo de la Argentina pero también cuidando el medioambiente", finalizó el ministro del Interior.

China aterriza en Argentina con empresa líder mundial en energía solar

(iProfesional.com) - Se trata de Trina Solar Limited. Mostró su interés en invertir en el país tras la implementación del nuevo marco regulatorio de energías limpias.

Trina Solar Limited, compañía líder en el mundo en soluciones fotovoltaicas, se enfoca en Argentina, uno de los mercados de mayor dinamismo y crecimiento en América latina. Así lo aseguraron representantes de la empresa en la celebración del CLER 2018.

Con el desarrollo de un nuevo marco regulatorio mejor definido, Trina Solar espera instalarse en el país con oficinas comerciales propias, aseguró el portal Energía Limpia para Todos.

América Latina es un referente a nivel mundial en la lucha contra el cambio climático y en la generación de energías renovables. Representa un marco de oportunidades para el desarrollo de nuevos proyectos e inversiones, asegurando una mayor confianza de los inversionistas.

La Argentina se ha posicionado como el tercer mercado de energías renovables más grande de Sudamérica y el gobierno de Mauricio Macri estima atraer en torno a u$s20.000 millones en inversiones sólo durante la próxima década, y se ha marcado el objetivo de que para el año 2025 el 20% de la generación eléctrica sea de origen renovable.

Gracias a la inversión realizada durante los últimos años en innovación y tecnología, la energía fotovoltaica se ha convertido en una de las industrias verdes que más oportunidades de crecimiento ofrece. Cada hora, el sol arroja sobre la Tierra más energía de la necesaria para colmar las necesidades energéticas globales para un año completo.

La competitividad en los precios de mercado ha sido fundamental para su desarrollo: rápida y fácil de instalar en comparación con otras tecnologías renovables, sólo en los últimos tres años el costo de los paneles solares se ha reducido en más de un 60 por ciento. En este contexto, en el que se abren nuevas oportunidades de inversión y negocio, Trina Solar aprovecha para continuar con sus actividades en el mercado argentino.

Con 21 años de experiencia en la industria, Trina Solar se ha posicionado como el mayor fabricante de módulos fotovoltaicos del mundo, gracias a los constantes esfuerzos realizados para ofrecer productos de alta calidad e innovación tecnológica. Fundada en China en 1997, se ha expandido por todo el planeta y hoy en día está presente en más de 70 países.

Trina Solar ha sido calificada por Bloomberg como la empresa más financiable del sector. También ha sido nombrada por Deloitte como la empresa de alta tecnología con mayor crecimiento, y la empresa número uno en responsabilidad social y ambiental de 2011 a 213 por la SVTC. La Investigación y desarrollo es uno de los pilares del éxito del modelo de negocio de la compañía. Basándose en una I+D fuerte y rigurosa, Trina Solar ha presentado más de 1.300 patentes fotovoltaicas, de las cuales 795 de ellas han sido aprobadas.

La compañía trabaja para que la energía solar sea cada vez más asequible para todas las personas; a día de hoy, la electricidad generada por todos los módulos fabricados por Trina Solar han sustituido la emisión de 27 millones de toneladas de CO2, equivalente a 4,9 millones de hectáreas de árboles.

Fuerte inversión en energía eólica

LPO - Serán USD 4.000 millones en el marco del plan de llevar la participación de renovables al 20% para 2025. La integración local en la construcción de los parques pasará del 11% al 37%.

La Cámara Eólica Argentina se reunió con titular del Ministerio de Producción Francisco Cabrera para comunicarle la ejecución de inversiones por U$S 4.000 millones en el marco del Plan RenovAR. Así lo anunció Alfredo Bernardi, presidente de la entidad que está conformada por fabricantes de torres, tecnólogos y constructores y operadores de parques eólicos, entre otros.

La iniciativa generará aproximadamente 5.000 empleos y aumentará la integración promedio de componentes nacionales del 11% en la ronda 1 al 37% en los proyectos adjudicados para la ronda 2.

Cabrera saludó la iniciativa de la conformación de la Cámara, que incluye a grandes multinacionales como Vestas, desarrolladores como Genneia o Parque Arauco y la cadena de valor industrial, "que tiene un gran potencial para internacionalizarse", afirmó. El Ministro agregó que "el plan de infraestructura más ambicioso de la historia es también una oportunidad para el desarrollo industrial. Tenemos que mejorar la competitividad de todos los sectores de la economía y en eso estamos trabajando, renglón por renglón, en las mesas sectoriales".

Argentina cuenta con una plan creciente de integración de fuentes renovables en su matriz eléctrica y prevé una participación de energías renovables que va desde el 8% a fines del 2017 hasta el 20% en 2025. Para cumplir con este objetivo, el país requiere inversiones por U$S 15.000 millones durante los próximos 8 años para la construcción y puesta en marcha de proyectos de generación de energía eólica, solar, plantas de biomasa, biogás y Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos.

"Nos parece fundamental trabajar con el Gobierno Nacional en el marco del acuerdo sectorial en temas como simplificación productiva, financiamiento para la radicación de tecnólogos y la logística del sector", afirmó Alfredo Bernardi, presidente de la Cámara Eólica Argentina.

Además de Cabrera y Bernardi, de la reunión participaron Sergio Drucaroff, subsecretario de Compras Públicas y Desarrollo de Proveedores; y los directivos de la Cámara Andrés Gismondi (Vestas); Vincent Riedweg (Nordex); Gastón Guarino (Gri Calviño).

En octubre del año pasado, el Gobierno, junto con empresas y sindicatos, establecieron un acuerdo sectorial con el objetivo principal de promover el desarrollo de las energías renovables, con foco en la competitividad y el desarrollo de toda la cadena de valor. En particular, el acuerdo busca mejorar la integración local de partes y piezas en la construcción de los parques eólicos, solares y plantas de biogás, biomasa y Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos para alcanzar un 50% de contenido nacional en el 2023.

En marzo de 2018 la danesa Vestas, uno de los principales fabricantes de aerogeneradores del mundo y miembro de la Cámara, anunció que comenzará a producir en la Argentina con una inversión de U$S 20 millones y sumará 300 empleos entre directos e indirectos. Con el objetivo de contribuir con una mayor integración local, el ministerio de Producción organizó cuatro rondas de negocios entre tecnólogos internacionales (Vestas, Siemens-Gamesa, Enercon y Senvion) y más de 100 proveedores nacionales.

El gobierno viene trabajando junto con la cadena de valor industrial del sector de energías renovables con el Programa de Desarrollo de Proveedores (PRODEPRO). Las empresas que forman parte del programa tienen proyectos de inversión por $120 millones, para la ampliación de sus capacidades de producción y la mejora tecnológica. El Estado aporta mediante el PRODEPRO asistencia técnica y financiamiento. Entre las compañías se encuentran Lito Gonella e hijos, Calviño y el astillero Regnicoli.

Argentina y China cerraron un acuerdo nuclear que costará USD 1.600 millones menos que lo pautado por el gobierno de Cristina Kirchner

Según Martin Dinatale en el portal Infobae.com, se trata de la construcción de la central Atucha III, que antes costaba USD 7400 millones y ahora será de USD 5800 millones. El Gobierno dijo que hubo severas irregularidades en el acuerdo que se había sellado con De Vido.

Luego de más de cinco años de arduas negociaciones que comenzaron con el gobierno anterior, la Argentina acaba de cerrar un contrato definitivo con China para la construcción de la central nuclear Atucha III que cosechó un particular detalle: por "desprolijidades y desequilibrios registrados" el proyecto con financiamiento chino costará 1.600 millones de dólares menos que el precio original que había fijado Cristina Kirchner.

Así, la construcción global de la central nuclear Atucha III que se realizará con China y Canadá pasará de costar USD 5.800 millones, mientras que el proyecto original que había elaborado el ex

ministro de Producción Julio De Vido era de USD 7.400 millones. "El proyecto original del gobierno anterior tenía ciertas irregularidades, montos abultados y mucho costo local que no estaba claro y que hubo que ajustar. Pero China lo entendió y aceptó las nuevas condiciones", admitió a Infobae un destacado funcionario de la Casa Rosada que llevó de cerca las duras negociaciones con Beijing.

El 30 de marzo pasado, en forma sigilosa y sin demasiadas estridencias, el gobierno de Mauricio Macri firmó con China el acuerdo definitivo por la construcción de la planta nuclear de Atucha III que tendrá tecnología Candu. En el medio del camino quedaron las arduas negociaciones entre la Cancillería y el Ministerio de Energía que lidera Juan José Aranguren con el gobierno de Xi Jinping.

En el gobierno alertaron que la diferencia de precios entre el contrato original que había cerrado De Vido con China y el que finalmente se cerró tenía "muchas desprolijidades y desequilibrios" que no se entendían. Por ejemplo, estaba contemplado en el presupuesto global una mano de obra con horas de trabajo innecesarias, mucho costo local no especificado y detalles abultados. "No nos consta que haya existido un reparto de dinero o coimas. Pero había gastos excesivos que hubo que descartar y que en su momento se investigará el caso", destacó escuetamente una fuente diplomática. Más bien, los funcionarios que intervinieron en las negociaciones prefieren hablar de "una administración que desconocía el tema o que era directamente incompetente".

Desde el Ministerio de Energía dijeron a Infobae que en algún momento se abrirá una investigación puntual sobre el contrato anterior. Por lo pronto, la decisión de la Argentina y China es avanzar en mayo con el contrato por la quinta central nuclear y si todo marcha bien en el 2019 comenzarán las obras por Atucha III.

Según revelaron a Infobae fuentes diplomáticas del Palacio San Martín, la intención del gobierno es que en noviembre, cuando se realice la cumbre de presidentes del G20 en Buenos Aires Macri y su par chino Xi Jinping puedan mostrar la firma de los dos acuerdos definitivos: el de Atucha III y el de la quinta central nuclear. De esta forma, se dejará atrás el camino vidrioso y poco transparente que hubo con China durante la administración de Cristina Kirchner. En el caso de esta central nuclear el contrato definitivo que se firmó contempla un financiamiento global de USD 5.800 millones, de los cuales USD 2.200 aportará China, USD 790 Canadá y el resto la Argentina.

En este contrato se prevé un 40% de mano de obra local que originalmente no estaba prevista; se contará con más componentes de tecnología China; transferencia de combustibles con diseño de la CONEA; una nueva distribución de tareas que no implicará la realización de la obra con llave en mano y un detalle no menor que el gobierno anterior no había incluido en el contrato original: todo el acuerdo se firmó bajo las leyes argentinas.

¿Qué se significa este cambio sustancial de sellar un contrato bajo leyes argentinas?

Esto implicará que cualquier litigio con China o Canadá se resolverá en la jurisdicción legal de nuestro país y con garantía de los tribunales locales. Sucede que en el contrato que había elaborado De Vido se había previsto que los litigios se definan en los tribunales de Gran Bretaña ya que la Argentina carecía de solvencia y estaba en default con los holdouts.

El acuerdo definitivo que se alcanzó con China por Atucha III incluye transferencia de tecnología con uranio natural y agua pesada. Todo esto se hará con los parámetros de la OIEA, es decir, bajo el uso exclusivo de energía nuclear con fines pacíficos.

Fuentes diplomáticas chinas dijeron a Infobae que el acuerdo definitivo por Atucha III que se acaba de firmar "resultó beneficioso para ambas partes". No dieron más detalles. El resultado de un acuerdo definitivo con un costo menor de USD 1600 millones se debió a una dura negociación que llevó adelante el Ministerio de Energía junto con la Cancillería y el embajador Diego Guelar que tuvo que ablandar a los chinos desde Beijing.

A partir del 2006 el plan nuclear recibió muchos fondos pero no había una estrategia de hacia dónde invertir. En la actualidad hay menos recursos pero se intenta invertir mejor. Atucha II no es el mejor ejemplo a seguir por el tiempo que demoró". Así, se detalló que la "extensión de Vida de Embalse está atrasado 7 meses pero no es significativo por el tamaño de la obra. El proyecto CAREM también se encuentra demorado aunque está enfocado en una estrategia de exportación comercial (2500 millones de presupuesto para este año)". 

El gobierno está orientando ahora a la inversión en medicina nuclear; se está llevando a cabo "una reforma de las instituciones nucleares con la idea de bajar costos y hacerlas más eficientes".

Fuente: https://www.infobae.com/politica/2018/04/08/argentina-y-china-cerraron-un-acuerdo-nuclear-que-costara-usd-1-600-millones-menos-que-lo-pautado-por-cristina-kirchner/

Shell anuncia que invierte USD 1500 millones en Vaca Muerta

Por Claudio Andrade (Clarin.com) - Quiere llegar a los 40 mil barriles de crudo diarios en 2020. La petrolera Shell anunció una inversión de 1500 millones de dólares en Vaca Muerta en el marco de un plan de aceleración de sus operaciones en la Patagonia.

La empresa holandesa proyecta pasar de los 4000 barriles diarios de crudo que exhibe hoy a los 40 mil barriles en la Cuenca Neuquina en 2020. El número es ambicioso. En la actualidad, el famoso yacimiento no convencional entrega en total cerca de 50 mil barriles diarios.

Para concretar esta meta, la compañía apostará USD 1500 millones en el bloque Sierras Blancas-Cruz de Lorena, lo que representa una profundización de sus actividades en el área, anunciaron el el gerente general de No Convencionales de Shell Argentina, Laurens Gaarenstroom y el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, que estuvo de gira por Estados Unidos recientemente.

Por otro lado, en Shell hicieron saber que prolongarán su vínculo en el bloque Coirón Amargo Suroeste, cuya etapa de exploración vence en junio próximo, en donde comprometería nuevas inversiones.

A lo largo de su viaje, Gutiérrez cosechó proyectos concretos, promesas e interés de parte de distintas petroleras multinacionales. El mandatario provincial anunció que la firma Exxon Mobil sumará un equipo de perforación en el bloque Bajo del Choique. Se perforarán tres pozos horizontales de unos 2500 metros. Aunque no trascendieron las cifras, los trabajos de este tipo son de alta complejidad y podrían sumar una inversión aproximada de USD 40 millones, de acuerdo a datos de la industria.

Gutiérrez aprovechó la selecta audiencia y los micrófonos para recordar el crecimiento que ha mostrado Vaca Muerta -y el resto de la Cuenca Neuquina- desde que YPF y Chevron firmaron el mega acuerdo en agosto de 2013.

Cada día se extraen 105.000 barriles de la provincia de Neuquén: 40 mil barriles provienen del yacimiento no convencional de Vaca Muerta y los restantes de áreas convencionales. “Vaca Muerta representa para Argentina y para Neuquén, la posibilidad de instalar un polo de desarrollo regional para Latinoamérica, proveyendo de hidrocarburos con eficiencia y a precios competitivos para el crecimiento de la economía de la región”, dijo Gutiérrez. El mandatario mantuvo reuniones con representantes de Shell, Chevron, Exxon y ConocoPhillips.

De acuerdo a datos provinciales, Neuquén provee el 55% del gas que se produce en el país -unos 57MM3 al día- y entre el 22% del petróleo del país.