Proyectos para Vaca Muerta: interesa más el gasoducto que el tren

Por Martín Bidegaray - Clarin.com

El Gobierno convocó a interesados en construir un ducto desde Neuquén. YPF se anotará en esa idea. El tren despierta menos atractivo inversor.

La secretaría de Energía publicó el viernes a la noche una convocatoria a interés para construir un gasoducto desde Vaca Muerta hasta Bahía Blanca. También avisó que lanzará un programa para sustituir gas líquido (GNL) importado por producción neuquina, durante los cuatro meses de frío. Las primeras reacciones del sector fueron positivas para los planes oficiales recientes. En cambio, un proyecto ya lanzado hace meses -un tren para transportar agua, arena y otros insumos que se necesitan en el proceso de extracción de petróleo- no está despertando el atractivo esperado por el Poder Ejecutivo.

YPF, la principal petrolera del país, se anotará para encabezar un consorcio -con otras empresas- que construya el gasoducto, con la idea de aprovechar el nuevo esquema que premia el gas neuquino. La propuesta del Gobierno es que Ieasa (la ex Enarsa) adquiera gas de esa cuenca en lugar de importar barcos con GNL. El atractivo es que se les pagará casi el mismo precio que el GNL, cuya cotización internacional casi duplica al precio del gas local.

Para llevar adelante el proyecto es necesario un nuevo gasoducto o ampliaciones de los existentes. En caso de un tercer gasoducto, a construirse,  la secretaría de Energía supone que el primer tramo comprenderá Neuquén-Bahía Blanca y el segundo desde esa localidad a Buenos Aires. Aunque el Estado convoca, el desarrollo será privado. Igual, el fondo de sustentabilidad de ANSeS podría fondear algo más de la mitad del proyecto (US$ 450 millones sobre un total de US$ 800 millones que costaría el primer tramo).

Se estima que, a fines de agosto, el gasoducto ya estará adjudicado. YPF está interesado en el proyecto. Miguel Gutiérrez, presidente de la petrolera, participará en una gira que hará el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, en Houston. En esa sede de las petroleras estadounidenses, al funcionario lo esperan citas con Exxon y otros gigantes energéticos.

Si todo marcha como lo esperado, el gasoducto  podría entrar en operaciones hacia julio de 2020, pero Lopetegui supone que estará en plena capacidad hacia 2021. A YPF ya se le acercaron otras compañías predispuestas a acompañar en la obra. Eso si, hay dos obstáculos a la vista. La volatilidad cambiaria de los últimos días generó susto y la posibilidad de un gobernador kirchnerista que cuestione los contratos en Vaca Muerta también preocupa. La elección de mandatario neuquino se realizará hoy.

"La convocatoria pública oficial es buena y alentadora. Pero la macro no ayuda" era una de las frases que repetían entre las petroleras.

Tecpetrol, de Techint, frenó la escalada en su producción de gas en Vaca Muerta. Fue por la interpretación oficial de la resolución 46 -que premiaba al gas extraído en esa localidad desde 2017-, que le reconocerá un estímulo a la mitad de su producción (8,5 millones de metros cúbicos frente a los 17 millones de metros cúbicos que estimaba la empresa). Techint es accionista de Transportadora de Gas del Norte (TGN). Si le interesa acceder a la nueva propuesta oficial, podría propiciar una ampliación del gasoducto de TGN.

Como contracara del entusiasmo por el gasoducto, en el Gobierno están desilusionados con la situación del tren de Vaca Muerta. El Poder Ejecutivo convocó a las petroleras que quieren mover arena, agua u otros insumos que se necesitan en el proceso de extracción a través de ese medio de locomoción. YPF también dijo presente, según fuentes oficiales. Pero ninguna otra grande acercó propuestas. En Energía predomina cierta decepción sobre el cuadro.

El tren es viable si hay empresas que van a usarlo. De lo contrario, en el Poder Ejecutivo dudan de la conveniencia de esa inversión. YPF le manifestó a las autoridades que confía en convencer a otras firmas para que también participen.

En el Gobierno y las empresas coinciden que la producción de gas no puede vivir solo de los cuatro meses invernales. Creen que los otros ocho meses hay que exportarle sin interrupciones a Chile. En los últimos meses, algo de eso se hizo. Sin embargo, en febrero hubo una interrupción de 10 días -se utilizó el gas para alimentar usinas térmicas, que genera electricidad para cubrir la ola de calor- y las empresas trasandinas manifestaron su disgusto frente al comportamiento argentino. Tanto las empresas como el Poder Ejecutivo coinciden que fue un error, pero que no había otra alternativa.

Crecen las reservas en Vaca Muerta

Por Cristian Navazo -Lmneuquen.com.

Entre 2012 y 2017, las reservas comprobadas de shale oil crecieron 16 veces mientras que las de gas no convencional se quintuplicaron. Aún se certifica una parte ínfima de los recursos.

Para una compañía petrolera el principal activo, el que define su valor en el mercado, son las reservas de petróleo y gas que podrá desarrollar. Una empresa goza de buena salud en la medida que pueda reemplazar en su stock cada barril que produce. En el caso de Vaca Muerta, una roca madre que contiene recursos gigantescos, su valor va creciendo a medida que avanza la pericia de las operadoras para que sus pozos sean económicamente rentables.

De acuerdo a las últimas estadísticas de la Secretaría de Energía disponibles, Vaca Muerta ya aporta 17.169 millones de metros cúbicos (MMm3) de reservas comprobadas, es decir aquellas que, de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables.

En al caso de las formaciones no convencionales, certificar reservas es una tarea muy compleja, ya que la cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar varía a medida que las empresas van afinando la forma más eficiente y menos costosa de poner los pozos en producción. Los avances tecnológicos y de ingeniería son constantes en una cuenca donde la aventura del shale recién está en sus albores.

Hoy Vaca Muerta contiene el 37,5 por ciento de las reservas comprobadas totales de la provincia de Neuquén (37.731 Mm3). Hace pocos años, en 2012, antes de la firma del acuerdo entre YPF y Chevron que puso en marcha Loma Campana, el primer desarrollo masivo del shale oil fuera de Norteamérica, apenas aportaba 1.052 Mm3, es decir el 2,5 por ciento del total del crudo neuquino.

Los pozos no convencionales han sostenido la caída de las reservas que ha sufrido en los últimos años la provincia producto de la madurez de los yacimientos maduros y de la abrupta baja de la cotización del petróleo a partir de 2014.

Desde 2012, tras la estatización del 51 por ciento del paquete accionario de YPF, las reservas petroleras de Neuquén comenzaron a recuperarse, para alcanzar un pico de 44.159 Mm3 en 2015.

El barril criollo, que mantenía el precio superior al internacional, se tradujo en un crecimiento del stock de reservas, el cual comenzó a bajar tras su eliminación. Entre 2015 y 2017, cayeron un 14,55 por ciento, pese a los avances de los no convencionales.

Gas en ascenso

Un caso muy diferente marca el gas, que ha tenido un incremento sostenido de reservas comprobadas al amparo de precios estímulo (Resolución 46 y Plan Gas) y de aumentos en los valores de boca de pozo a partir de 2016. Las reservas comprobadas totales de gas de Neuquén han tenido una fuerte recuperación, del orden del 33,8 por ciento, entre el piso registrado en 2012 (116.668 miles de millones de m3 -MMm3-) y el 2017 (156.093 MMm3).

Al igual que sucede con el petróleo, los yacimientos maduros han declinado fuerte en los últimos años, y los no convencionales (tight y shale), son los que han incrementado los stock. A 2017, el 62,7 por ciento de las reservas gasíferas (97.911 MMm3) son no convencionales. En 2012 eran de apenas 19.562 MMm3, con lo cual casi se quintuplicaron en media década. A los actuales niveles de producción, Neuquén tiene un horizonte de reservas de 7,2 años.

Nuevos desarrollos

Si bien aún no están disponibles los números del año pasado, es de esperar que los números que se mantengan en alza, por los fuertes incrementos de producción (ver recuadro) que registran los yacimientos no convencionales, y por los nuevos desarrollos masivos que se pusieron en marcha. Hoy Vaca Muerta tiene 7 de las 34 concesiones en esa etapa.

Cuando se contabilicen las reservas de shale gas de Tecpetrol en Fortín de Piedra, se registrará una importante suba.

El jueves YPF, la empresa con mayor grado de avance en la ventana de shale oil, anunció, al presentar los resultados 2018, que incrementó las reservas en un 16,2%, con una tasa de reemplazo del 178%. “En este ejercicio se incorporan importantes reservas del no convencional de la formación Vaca Muerta, producto del trabajo realizado por la compañía para lograr eficiencia en esas operaciones y transformarlas en rentables”, señaló la petrolera mediante un comunicado.

Las reservas incorporadas provienen de los yacimientos Loma La Lata Norte, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Loma Campana, El Orejano, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana.

YPF señaló que hoy sus principales proyectos están a costos competitivos a nivel mundial, y señaló que también, dada la mejora en costos y en el precio del petróleo, fue importante la incorporación de reservas en los campos maduros, algunos ya en recuperación secundaria.

Certificar, tarea compleja

La certificación de reservas no convencionales es una tarea mucho más compleja que en los yacimientos de explotación tradicionales. Según fuentes de la industria consultadas por +e, la mayoría de las petroleras con activos en la Cuenca Neuquina las calcula en base a la proyección de la acumulada de los pozos en producción.

Las compañías contratan a universidades públicas o consultoras privadas, que a su vez a menudo subcontratan calificadoras internacionales, y luego sus resultados deben ser convalidados por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, en el caso de las compañías que cotizan en bolsa.

Para el shale neuquino, las exigencias son muy duras, porque su desarrollo aún es muy reciente y la historia de producción de los pozos apenas superan los seis años. Las reservas son el dato clave para la valuación de una petrolera, con lo cual deben tener un alto grado de certidumbre, más allá de que la experiencia muestra que en muchas ocasiones las compañías inflan las cifras para valorizar sus acciones.

En Argentina, según la última modificación de la Secretaría de Energía, para que un proyecto incorpore reservas se debe desarrollar en un plazo razonable de 5 años.

Cuánto vale Vaca Muerta hoy es difícil de determinar. Pero lo cierto es que aún se ha certificado un porcentaje ínfimo de sus cuantiosos recursos. La tecnología, los precios y la apertura de mercados determinarán cuánto de todo ese petróleo y gas será posible de recuperar. Hoy, más que el volumen de hidrocarburos que tiene, el mayor valor de una compañía reside en el costo para desarrollar sus reservas.

El Gobierno reactivó el polémico acuerdo con China para la construcción de una central nuclear

Por Martín Dinatale - mdinatale@infobae.com - Infobae.com
Dujovne y Lopetegui acordaron con China una reducción de USD 1.000 millones en la financiación de la obra. Cuestionamiento de los especialistas

Xi Jinping y Macri en Olivos, en conferencia de prensa durante el G20 (Foto: Adrian Escandar)

Finalmente el pragmatismo y la paciencia china se impusieron tras una larga puja interna de la Casa Rosada con resultados concretos: el gobierno de Mauricio Macri decidió reactivar el cuestionado acuerdo con la administración de Xi Jinping para avanzar en el proyecto de construcción de la IV central nuclear en la Argentina, con una inversión global de 7.900 millones de dólares.

Luego de varios meses de un arduo debate interno en el Gobierno sobre la oportunidad o no de avanzar con el proyecto nuclear en medio de la actual coyuntura económica, el presidente Macri decidió dar el visto bueno y ordenó poner en marcha los lineamientos de un acuerdo que empezará a regir en el 2021. Según coincidieron ante Infobae funcionarios de la Cancillería, el Ministerio de Hacienda y la Secretaría de Energía, la decisión del Gobierno de avanzar con la IV Central Nuclear se tomó hace 15 días luego una rebaja de casi USD 1.000 millones que logró la Argentina para el financiamiento base de inversión de la central que originalmente era de USD 9.000 millones y que ahora será de USD 7.900 millones.

No sólo eso: el Gobierno consiguió también que China aporte un préstamo adicional de USD 2.500 millones que serán de libre disponibilidad del Tesoro Nacional. Todos estos préstamos empezarán a pagarse recién en el 2021 con lo cual el Gobierno cree que la actual coyuntura económica no se verá afectada por estos desembolsos. "El gobierno chino mantuvo su interés en profundizar la asociación nuclear con Argentina y tiene una visión flexible para acordar un esquema compatible con las restricciones financieras actuales del país", admitió un encumbrado funcionario de la Cancillería que participó de los debates internos en el Gobierno y en el desplante que temporalmente le hizo la Argentina al gobierno Chino el año pasado se cuando decidió frenar la iniciativa conjunta ante la debacle cambiaria.

Como adelantó Infobae en noviembre pasado, una diferencia de criterios se desató entre el ministro de Hacienda Nicolás Dujovne y el entonces secretario de Energía Javier Iguacel. El titular de la cartera económica aducía que en la situación de contracción presupuestaria en que se encontraba el país no resultaba conveniente avanzar en un préstamo con China para la construcción de una central nuclear. Iguacel y el subsecretario de Energía Nuclear Julián Gadano insistieron en los beneficios que ese proyecto incluía.

La llegada de Lopetegui

Sin embargo, la ríspida relación que tenía Dujovne con Iguacel no ayudó en nada para destrabar el tema. Incluso, desde el Ministerio de Hacienda circuló en octubre del año pasado un documento reservado que elaboró el equipo de Dujovne y que sostenía que "no sería conveniente hoy poner en un compromiso financiero a la Argentina" para la construcción de una central nuclear. Pero al parecer, todo ello ya es parte del pasado.

Finalmente, tras la salida de Iguacel y la llegada de Gustavo Lopetegui a Energía se despejó el panorama. Gadano viajó en enero pasado a Beijing y con una gran muñeca diplomática logró imprimirle unos retoques claves a las negociaciones con China. El subsecretario de Energía contó también en ello con el aporte del embajador argentino en Beijing, Diego Guelar que convenció a la contraparte china a cerrar el acuerdo.

La flexibilidad de los chinos resultó crucial en estas negociaciones: las empresas chinas que responden a Xi Jinping aceptaron bajar los costos del proyecto y sumarle un préstamo adicional, aunque no se movieron en la idea de establecer en el acuerdo la decisión de hacerlo exclusivamente con tecnología nuclear de China (históricamente se trabajó con tecnología CANDU).

Los especialistas en temas de energía nuclear no creen que sea conveniente abrazar enteramente la tecnología china y dejar a un lado la CANDU, de origen canadiense, porque entienden que ello implicaría tener una dependencia en la matriz energética a largo plazo.

Irma Arguello, directora de la Fundación No-proliferación para la Seguridad Global (NPSGlobal) alertó a Infobae que "el proyecto de la central nuclear china se trata de un tema muy controversial porque la experiencia de Argentina es de reactores de uranio natural y agua pesada mientras que los chinos ofrecen un reactor que se llama Hualong One que es de uranio levemente enriquecido y agua liviana pero que no existe experiencia nacional en este tipo de tecnologías como hubo con la tecnología CANDU".

De esta manera, la especialista en energía nuclear destacó que la contribución de la industria nacional a este proyecto será mucho menor que que si hubiera sido un proyecto de tipo CANDU.  Se estima que sólo un 15% de la central que proyecta China en el país será con tecnología argentina. "Este es un cambio estratégico que nos ata desde la provisión de uranio enriquecido del reactor", añadió Arguello.

Esta no es la única opinión crítica a la iniciativa en esa línea. Algunos funcionarios de Cancillería vienen advirtiendo al Poder Ejecutivo sobre los riesgos de mantener una permanente dependencia de China en la política exterior y especialmente en áreas sensibles como la energética en el caso de las represas o las centrales nucleares.

Además, ya hubo severos cuestionamientos en el plano internacional de países europeos y de Estados Unidos sobre la instalación de una estación espacial de China en Neuquén que está manejada por una agencia que depende del Ejército Popular chino y cuya antena instalada en las 200 hectáreas cedidas por 50 años a los chinos podría tener un uso dual. Es decir, la información que de allí se obtenga podría ser para exploración espacial pacífica o eventualmente para intercepción de satélites desde el plano de objetivos militares, según señalaron funcionarios norteamericanos.

A todo este entramado del ambicioso avance de China en América latina se le agregan las objeciones que tuvo la empresa de celulares, la gigante china Huawei, de parte de Estados Unidos, Italia o el Reino Unido por el "riesgo" que implicaría entregar en la infraestructura 5G el manejo de información sensible de millones de ciudadanos al régimen de Xi Jinping.

Pero el pragmatismo se impuso y todos esos factores. En el gobierno ponderó más los supuestos beneficios que darán los chinos con la construcción de una central nuclear y ello fue clave para que Macri termine por terciar en favor de la iniciativa que sellará con Xi Jinping en los próximos meses.

Según pudo confirmar Infobae, en 15 días llegará a Buenos Aires una misión de la empresa China National Nuclear Corporation (CNNC) y del gobierno de Xi Jinping para monitorear con los funcionarios de Energía, de Cancillería y de la estatal CAMMESA los detalles finos del acuerdo.

"El diseño del nuevo acuerdo con China no afecta el esquema fiscal que tiene la Argentina ya que se trata de un préstamo a 20 años y con una quita en el costo global de USD 1.000 millones", destacó un allegado a Dujovne. También añadió que las formas de manejo de Lopetegui y su buen vínculo con el ministro de Hacienda resultaron fundamentales para que se reactive el proyecto con China.

La nueva central nuclear con capital y tecnología de China estará ubicada en Lima, el polo bonaerense de Campana. El préstamo chino será del 85% del total de la obra y el aporte local será de un 15%. A su vez, la tasa de interés que pagará la Argentina a China será de aproximadamente el 5,5% y el Gobierno logrará un adicional de USD 2.500 millones con una financiación blanda para que el Tesoro Nacional tenga libre disponibilidad de esos fondos.

Según las características de la letra chica del preacuerdo que se negoció hace dos meses en Beijing, la potencia instalada de Argentina de fuente nuclear con la IV Central será de 2.940 MW. (las tres centrales existentes más la nueva). La potencia de la IV Central representa 1.150 MW de esa cifra.

Salta: avanza la construcción del Parque Solar Fotovoltaico de Cafayate

(El Constructor) - Inspectores de la Secretaría de Energía de la Provincia dependiente del Ministerio de Producción, Trabajo y Desarrollo Sustentable, recorrieron la obra de construcción y montaje de la Planta Solar Fotovoltaica Cafayate, con el fin de constatar los trabajos realizados.

Tras la inspección confirmaron un avance general del 35% y el inicio de las tareas de hincado de los perfiles. Está previsto que la próxima semana comience el montaje de los paneles solares, actualmente acopiados en la planta.

Confirmaron también el avance del 35% en la Subestación Transformadora, del 90% en cableado y el reciente ingreso del transformador principal de 90MVA.

La planta solar se construye en el marco del Programa RenovAr para el abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables a través de Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico). El proyecto fue adjudicado en la Ronda 1.5 de dicho Programa y será interconectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), a través de la línea de alta tensión de 132 kV que une Cafayate con Pampa Grande. 

La finalización de la construcción e inicio de puesta en marcha y generación se estima para mediados del año 2019.

Por la suba de tarifas, Estaciones de Servicio apuestan por la autogeneración energética

Por Surtidores

Son cada vez más las expendedoras que consultan por la tecnología solar fotovoltaica. La compañía especializada Intermepro está desarrollando tres proyectos y, además, ofrece un sistema de seguridad de última generación.

Instalación de paneles fotovoltaicos por 200 kWp en una estación YPF

En la Argentina, a través de la Ley de Generación Distribuida, N° 27.424, usuarios residenciales, comerciales e industriales podrán inyectar energía limpia a la red eléctrica a través de fuentes de energías renovables.

La normativa nacional ya está reglamentada, pero aún faltan algunas adecuaciones técnicas para que esté totalmente aplicada. Funcionarios de la Subsecretaría de Energías Renovables de la Nación aseguraron a surtidores.com.ar que trabajan para que esté sobre ruedas durante este trimestre.

No obstante a ello, Gonzalo Luoni, Director de la empresa Intermepro, asevera que ya comenzaron a realizar instalaciones. “Estamos desarrollando obras para tres Estaciones de Servicio de primera línea”, resalta.

Comenta que la obra más importante está siendo llevada a cabo para la empresa Petro Oeste, dedicada principalmente a la comercialización de combustibles, lubricantes y parafinas en general a las banderas de YPF. Se trata de una instalación de paneles fotovoltaicos por 200 kWp.

El empresario destaca que están recibiendo muchas consultas de empresarios del sector con la inquietud de comenzar a generar su propia energía. “El hecho de que seamos máster distributor en Sudamérica de Schneider Electric Solar nos da facilidades en el mercado”, enfatiza el Director de Intermepro.

Además, Luoni señala que están ofreciendo tecnología de punta en controladores de cortes de energía de los paneles solares. “Esto permite tener un control total de los paneles solares de manera remota para extremar la seguridad en las Estaciones de Servicio, sea por si ocurre un incendio o para realizar la carga y descarga de camiones”, cuenta el directivo.

Luoni observa además que “muchas optan por la autogeneración no sólo para ahorrar en energía eléctrica, sino por cuestiones de Responsabilidad Social Empresaria, ya que este tipo de medidas sube el perfil de cualquier empresa ante la mirada social”.               

CAREM: Reactor en alta tensión. No buenas noticias

Por Matías Alonso  - Agencia TSS

La empresa Techint amenazó con despedir a trabajadores del proyecto CAREM 25, con lo que buscó forzar una revisión del monto del contrato que obtuvo en el año 2017 para la obra civil del reactor experimental que se construye en el Complejo Nuclear de Atucha. El Gobierno abrió una instancia de negociación para que los trabajos continúen y no se demore su construcción.

A fines de enero pasado, autoridades de la empresa Techint comunicaron de manera informal a los trabajadores del proyecto CAREM que abandonaría la obra de la ingeniería civil del reactor experimental que se construye en el Complejo Nuclear Atucha. La razón esgrimida fue que estaba trabajando a pérdida por la negativa del Gobierno a actualizar los montos de la obra, disparados tras la devaluación de la moneda, y en la que se desempeñan alrededor de 350 trabajadores.

El CAREM es un reactor modular de energía nuclear de diseño argentino al que se lo considera con un gran potencial de exportación. Tras la suspensión de los contratos con China para la construcción de la cuarta y quinta central nuclear, el CAREM quedó como el proyecto más grande de la Argentina en este sector. 

El proyecto consiste en la construcción de un prototipo de 25 megawatts (MW) para probar la tecnología, pero el modelo es escalable hasta los 400 MW de generación eléctrica. Cuenta con sistemas de seguridad pasivos, algo que suma seguridad y es muy buscado en todo el mundo, especialmente después del desastre de Fukushima. Este tipo de centrales es ideal para llevar energía a lugares aislados y es un nicho de mercado en el que las grandes potencias nucleares todavía no han incursionado de manera sostenida, por lo que se considera relevante que no haya retrasos en la obra para poder mantener una posición competitiva.

El CAREM es un reactor modular de energía nuclear de diseño argentino que se construye en el Complejo Nuclear Atucha.

La obra civil del CAREM comenzó en el año 2014 y desde su origen estuvo a cargo de la estatal Nucloeléctrica Argentina S.A. (NA-SA), hasta que, a mediados de 2017, el Gobierno decidió que esa obra pasara a la empresa Techint por 1148 millones de pesos, mediante la licitación 06/2016, en la que resultó ganadora. En los términos del contrato, de tipo llave en mano, se especifica que la constructora debe absorber los riesgos económicos de la obra para un reactor que debería estar operativo en el año 2022. “NA-SA no tiene por qué hacer obras de infraestructura”, habían dicho por entonces desde el Ministerio de Energía que comandaba Juan José Aranguren.

El anuncio del abandono de la obra forzó la reacción de la UOCRA y el gremio de la construcción presionó al Gobierno para que se abriera una instancia de renegociación. En diálogo con TSS, Julio González, de la UOCRA Seccional Zárate, dijo: “Pudimos frenar la decisión de la empresa y darle visibilidad a esta situación. Tuvimos una reunión con Julián Gadano –subsecretario de Energía Nuclear– y Rubén Semmoloni –presidente de NA-SA–, en la que nos pidieron paciencia porque se iban a reunir con Techint para llegar a un punto de acuerdo que no generara ninguna baja en los trabajadores”.

De la obra también forman parte empresas como INVAP –diseño del reactor–, IMPSA –a cargo de la vasija y el generador de vapor–, TECNA –planta del reactor–, la alemana Siemens –provisión de la turbina generadora– y CONUAR, una sociedad entre la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y el grupo Pérez Companc –provisión del corset de acero que contiene al reactor–.

Mientras tanto, las obras siguen durante la negociación. “Gadano nos manifestó que la negociación está en marcha y que Techint va a continuar la obra”, afirmó González. TSS intentó ponerse en contacto con Gadano para conocer los avances en las tratativas pero el funcionario se encontraba de viaje.

En este caso, Techint se comportó de forma diametralmente opuesta a como lo hizo en sus contratos de explotación en el yacimiento de Vaca Muerta, en los que el Gobierno intentó modificar las condiciones de la concesión debido a la crisis económica y la empresa presentó una solicitud de impugnación por “la afectación de los derechos adquiridos”.

Me parece que necesitariamos pensar en una figura de "Crimen contra el Estado". No puede ser que en cada proyecto habitualmente aparezcan conflictos: presupuestarios o sindicales, o con las empresas constructoras, inflación y no se otras cuantas variables. Al final, vamos a tener que resucitar al "Pepe Stalin" para que todos se dediquen -no por amor, sino por miedo- a cumplir con sus responsabilidades. Y si se transforman en "loquillos" enviarlos a tomarse un retiro espiritual en un Gulag...

Hoy, estoy histórico pero en cada noticia aparece algún actor que "mete palos en las ruedas" a algún proyecto. Amigos, cuantos años hace que estamos con el tema CAREM. Si no fabricamos uno (prototipo) en funcionamiento, no podremos exhibirlo a ningún país interesado. Realmente, me hierve la sangre. Es evidente que a las empresas no les interesa  tener en su portafolio una separata que indique "existencia de sentir patriótico y amor por el país del cual nos aprovechamos" y por otro lado, esta el equipo de los de los admirables sindicalistas con un el prolijo cuidado de las rupias... Y bue... así estamos. Y si le agregamos a esta ensalada, los políticos, de turno -brillantemente locuaces, pero que ninguno explica el COMO van a solucionar los múltiples problemas que debemos enfrentar - no le veo salida aun a nuestra querida patria.

Disculpen la perorata, pero siempre lo mismo. Si mañana, hacemos globitos para el agua va a existir algún problema de como funciona una canilla...

Oficializan que las gasíferas no podrán volver a reclamar compensación por la devaluación

(Ambito.com) - Es porque ya reciben otras compensaciones.

El Gobierno nacional estableció que las empresas productoras de gas que adhieran a los programas de estímulo a la inyección excedente y a los nuevos proyectos de producción del fluido, por los cuales reciben compensaciones, no podrán realizar ningún reclamo posterior en caso de variación del tipo de cambio, como ocurrió el año pasado.

La medida había sido anticipada por ámbito.com el pasado viernes. La confirmación llegó a través de la resolución 54/2019 de la Secretaría de Energía publicada hoy en el Boletín Oficial, que determina que a los fines de acceder a los instrumentos de cancelación de compensaciones de los programas, las empresas beneficiarias deberán manifestar su adhesión al mecanismo de pago allí previsto.

Asimismo, precisa que esa adhesión implica la aceptación de que la cancelación de los créditos originados en los programas se realicen únicamente en la forma allí dispuesta y, en consecuencia, la renuncia a cualquier derecho, acción y reclamo asociado al pago de los montos.

De esta manera, el Gobierno cerró la posibilidad de que las gasíferas reiteren lo hecho en 2018 cuando ante la devaluación de más de 100% del peso respecto del dólar, reclamaron un ajuste en las compensaciones por la diferencia en el tipo de cambio, que fue aceptado por el Estado.

En ese momento, las compañías hicieron un reclamo por haber despachado gas a través de las distribuidoras a un dólar que osciló entre $ 28 y $ 42, pero haberlo cobrado a $ 20, porque ese era el precio de las tarifas en abril.

Ahora, a través de ésta resolución, las empresas beneficiarias que adhieran al mecanismo de cancelación aceptan que los pagos de los montos que les pudieran corresponder en el marco de los programas, se realicen únicamente en la forma aquí prevista.

En consecuencia, renuncian a todo derecho, acción, recurso o reclamo, presente o futuro, tanto en sede administrativa como judicial, en relación con el pago de las obligaciones emergentes de los programas.

Comenzó a operar un parque eólico de Aluar

Por Roberto Bellato (Econo journal) - El Parque Eólico Aluar I recibió la autorización de Cammesa y comenzó hoy a operar comercialmente. Está ubicado en Chubut. Mediante el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater) genera 50,4 MW que inyectará a la firma de neumáticos Fate.

El Parque Eólico Aluar I recibió la autorización de Cammesa, la compañía mixta administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), para que comience a generar energía a partir de hoy a través de 14 molinos de viento de 3,6 MW cada uno. El parque queda cerca de Puerto Madryn, en la provincia de Chubut, y en esta primera fase genera 50,4 MW de potencia.

La firma Aluminios Argentinos (Aluar) informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) con un hecho relevante que el proyecto “ha sido habilitado por Cammesa para operar comercialmente en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

En otra nota enviada a la CNV, la firma que fabrica aluminio en el país señaló que “Aluar comenzará a suministrar a Fate S.A. la energía eólica contratada” mediante el Mater. “Es de mencionar que por tratarse de una operación con una parte relacionada, el Comité de Auditoría de la Sociedad se pronunció favorablemente respecto a la aludida contratación, concluyendo que los términos establecidos en la misma pueden considerarse razonablemente adecuados a las condiciones normales y habituales del Mercado para operaciones similares celebradas entre partes independientes”, indicó la empresa.

El Parque Eólico Aluar I fue adjudicado en el Mater (Mercado a Término de Energías Renovables). El proyecto se demoró dos meses por retrasos en la construcción de una estación transformadora.

La firma ya comenzó con la segunda etapa, que contará con la instalación de 17 molinos, tendrá una capacidad de 61 MW y comenzará a operar a mitad de año. La tercera etapa del parque, prevista para que comience a operar en diciembre, contará con 14 aerogeneradores que representarán una producción de 53 MW más de potencia. Todos los aerogeneradores del parque son de la compañía danesa Vestas.

Aluar, que como gran usuario debe alcanzar el 8% de la demanda eléctrica con fuentes renovables, prevé destinar toda la energía generada en la segunda y tercera etapa del parque eólico al cumplimiento de la Ley 27.191 de “Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de energía.

El Gobierno renegoció el contrato de gas con Bolivia y le ofreció un avión Pampa como premio por sobrecumplimiento

(Infobae.com) - Las autoridades esperan ahorrar USD 460 millones. Además, hoy se hizo la primera subasta de gas para distribuidoras que arrojó un precio de USD 4,62 por millón de BTU

El gobierno suscribió una adenda al contrato de provisión de gas vigente con Bolivia hasta 2026, que establece un esquema diferente de precios y cantidades contractuales, con mayor estacionalidad en las entregas para el período 2019-2020, con lo espera ahorrar USD 460 millones en dos años.

Como parte del acuerdo, el secretario de Gobierno de Energía, Gustavo Lopetegui, ofreció al ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, un avión Pampa 3 fabricado en FADEA ante un sobrecumplimiento del contrato.

El avión Pampa 3 será entregado por Argentina a Bolivia si la oferta de gas se ve sobrecumplida en 45 millones de metros cúbicos durante los cinco meses de mayor demanda (mayo a septiembre).

"Esta adenda contractual le permitirá a la Argentina recibir una menor cantidad de gas en los meses de menor consumo y evitar el pago de las penalidades aceptadas por el gobierno anterior en el contrato vigente", explica un comunicado de Hacienda. Hacienda indicó que el contrato entre ambos países por la provisión de gas representará este año un monto de aproximadamente 1.200 millones de dólares.

"En estos últimos años, Argentina tuvo la fortuna de descubrir y desarrollar importantes recursos y reservas de gas natural, en particular, en la formación de Vaca Muerta, que han permitido incrementar la producción local en forma muy significativa. En la actualidad, tenemos excedentes exportables de gas en verano, pero aún seguimos requiriendo importaciones en invierno", dijo Lopetegui, en el comunicado.

 Esta adenda contractual le permitirá a la Argentina recibir una menor cantidad de gas en los meses de menor consumo y evitar el pago de las penalidades aceptadas por el gobierno anterior en el contrato vigente. "Ese cambio de contexto derivó en la necesidad de renegociar, en principio, por un período de dos años, el contrato de compra-venta de gas vigente entre YPFB e IEASA. A fin de encontrar una solución satisfactoria para ambas partes, hemos adecuado las cantidades contractuales a los requerimientos de Argentina durante el verano y hemos establecido precios diferenciales en función de señales de mercado, en especial durante el período invernal", agregó.

El acuerdo fue firmado por las empresas YPFB y IEASA, en presencia de Lopetegui y de Sánchez, en la casa ejecutiva de YPFB, en Santa Cruz de la Sierra, Bolivia. Se hizo efectivo con la firma de la cuarta adenda al contrato original entre IEASA e YPFB, que data de octubre de 2006 y tiene vigencia hasta 2026.

Bajo el nuevo esquema de precios y cantidades se estableció que en los meses de "verano" (enero a abril y octubre a diciembre), YPBF entregará 11 millones de metros cúbicos de gas por día. En los meses de mayo y septiembre el volumen ascenderá a 16 millones de metros cúbicos por día. Y en los meses pico del invierno, entre junio y agosto, el volumen será de 18 millones de metros cúbicos al día.

Además, Argentina y Bolivia firmaron un memorando de entendimiento para ampliar la frontera de la cooperación en materia energética entre ambos países. "Con este acuerdo se potenciará en forma significativa la cooperación e integración energética binacional, más allá del importante contrato de gas natural existente", concluye el comunicado.

Santa Fe toma la delantera en energías renovables y lanza su propia licitación

Por Delfina Torres Cabreros - La Nación

La EPE licitará la compra de 50 megas de energía solar y eólica, que complementarán los puntos débiles de la red actual Crédito: Secretaría de Energía

La Empresa Provincial de Energía de Santa Fe (EPE) publicó ayer los pliegos de la licitación en energías renovables más ambiciosos de toda su historia. Licitará la compra de 50 megas (MW) de energía solar y eólica para reforzar los puntos débiles de su infraestructura actual y fomentará, así, la inversión de más de US$50 millones en la construcción de pequeñas plantas generadoras de energía en la provincia.

"En Santa Fe tenemos la distribuidora provincial de energía (EPE), que tiene cerca de 55.000 kilómetros de línea. Pero en algunos puntos tienen problemas de infraestructura que se manifiestan en una caída recurrente de tensión. En esos lugares donde necesita que se le inyecte energía extra pensamos en desarrollar un corredor de soporte", explicó a LA NACION Verónica Geese, secretaria de Energía del gobierno santafesino. Según agregó, de esa manera el sistema se volverá más eficiente y evitará grandes inversiones futuras en nuevas líneas de energía, que deberían involucrar al gobierno nacional y pasarían a depender de sus tiempos y disponibilidad de fondos. Además, se trata de una alternativa más económica a la compra de motores de generación diésel.

Dado que detectaron una buena irradiación solar, la gobernación decidió licitar dos corredores de cinco parques de energía solar fotovoltaica que aportarán, entre todas, 40 megas. Un corredor se localizará en el norte de la provincia, entre las localidades de Tostado y San Guillermo, y otro en el sur, entre Firmat y Rufino.

En el sur de la provincia, además, identificaron condiciones óptimas de viento y buscarán desarrollar allí una planta de energía eólica que aportará otros 10 megas, emplazada en la zona de Venado Tuerto. En total, la EPE calcula que la nueva provisión de energía mejorará el servicio eléctrico de más de 320.000 habitantes.

"La licitación es para que los privados construyan con sus propios fondos los parques fotovoltaicos, ellos los operen y nosotros les aseguramos un contrato por 20 años en dólares", detalló Geese. Según consta en el pliego oficial, el Gobierno provincial garantizará un precio máximo de adjudicación de US$80 por mega de energía solar y US$82,50 por mega de energía eólica. Además, para darles seguridad de pago a los proveedores, el Gobierno firmó un contrato para que la cuenta de la EPE en el Banco de Santa Fe -que es la cuenta única en la que se acumulan los cobros de las facturas de consumo eléctrico y tiene un presupuesto anual de $50.000 millones- les de prioridad.

Según Geese, hay muchos inversores interesados en la propuesta. "Son parques pequeños, nacionales. Entonces no aparecen tanto las grandes nombres, sino inversores de Santa Fe que quieren empezar a meterse en el rubro y esto es un buen puntapié inicial -sostuvo-. No insume mucho capital de inversión y asegura renta en dólares por 20 años".

Además, señaló que el modelo energético de la provincia prioriza la descentralización de los provedores para ganar en independencia y a la cercanía de las plantas de producción de energía limpia con las poblaciones que alimenta, para que la gente "las conozca, las valore, y las siga impulsando".

Reflotan el proyecto de parque eólico para Plaza Huincul

(Rio Negro.com.ar) - Representantes de los desarrolladores explicaron los alcances de la obra. En diciembre debería estar finalizado, según los plazos de Nación. La adjudicataria es una reconocida firma china. Licitó en las primeras rondas RenovAr en la era Aranguren.

Con los plazos en cuenta regresiva la firma Loma de los Vientos, una compañía creada por la china Envision Energy, relanzó el proyecto de lo que podría ser el primer parque eólico en Neuquén. Se trata de Los Meandros, ubicado a 35 kilómetros hacia el este de Plaza Huincul, promete estar en funcionamiento para diciembre de este año. En realidad ese es el plazo límite que establece el contrato firmado con Nación tras salir adjudicado en enero de 2018.

Javier Vázquez y Santiago Mullin, de Loma de Los Vientos y Univiento, explicaron ayer en la localidad los alcances del parque en tierras neuquinas y de Cerro Alto, que se construirá en Río Negro. Se indicó que la obra comenzará “a fines de febrero, principios de marzo” y con un plazo de ejecución que tiene previsto concluir en diciembre de este año, para que en enero de 2020 ya esté en funcionamiento.

Se describió además que durante el pico de la obra habrá unos 250 trabajadores en operaciones. “Se utilizarán servicios locales, habrá alquiler de maquinarias, contratación de empresas con empleo indirecto, y que prestan servicios, y quedará además la capacitación de mano de obra porque estos serán los dos primeros parques que se construirán en Neuquén, donde el potencial eólico es gigante”, describió Vázquez.

Indicaron que los 50 aerogeneradores y las 50 torres, llegarán al puerto de Bahía Blanca, serán transportados por la Ruta 22 en camiones. Se espera que para agosto, se puedan montar las torres eólicas. Los 30 aerogeneradores de Los Meandros y los 20 de Cerro Alto llegan desde el exterior y seguramente sean de la casa matriz de la compañía de raíces china. “La idea es que entre noviembre y diciembre pueda estar operativo y en enero que esté generando energía, es un gran desafío”

Entre las cuestiones técnicas se informó que el proyecto se conectará a través de la línea de transmisión de 132 kv y pasará por la vía nacional, a la salida de Estación Transformadora Challaco. “La idea es que entre noviembre y diciembre pueda estar operativo y en enero que esté generando 

energía, es un gran desafío”, refirió el representante.

El intendente Juan Carlos Giannattasio explicó que en las rondas preliminares hubo encuentros con las empresas de servicios locales y las instituciones como Copelco y la UTN, para saber en qué podrán aportar, en especial, la mano de obra. Ambos proyectos, licitados por Envision, llamaron la atención en la primera ronda de adjudicaciones del ministerio de Energía que por entonces comandaba Juan José Aranguren. Lo llamativo fueron los bajos precios ofrecidos, quedaron en el top diez de mejores ofertas.

En números: 250 puestos de trabajo en simultáneo podría demandar el desarrollo en la etapa de mayor complejidad.

Sin embargo el tiempo demostró que los valores quizás fueron subestimados. La compañía estuvo a punto de vender su contrato, a 20 años y en dólares con Nación, por la falta de financiamiento y la revaluación de costos. Incluso recibió un salvavidas del gobierno al ser declarado “proyecto crítico” con lo que pudo flexibilizar condiciones.

La Región tendrá la primera planta para generar electricidad a través de energía renovable

Por: Fernando Coradazzi - fcoradazzi@eldia.com - El Día

Utilizará tecnología de biogás en el relleno sanitario de diagonal 74, en Punta Lara. Invertirán más de 12 millones de dólares

A partir del mes próximo, nuestra Región contará con la primera planta de generación de electricidad a través de energías renovables. Utilizará la tecnología biogas de relleno sanitario en el Complejo Ambiental Ensenada, ubicado sobre la diagonal 74 que conduce a Punta Lara, donde a diario llegan 1.100 toneladas de basura de las localidades de La Plata, Berisso, Magdalena, Brandsen y la propia Ensenada.

Según informó a este diario la Dirección Nacional de Promoción de Energías Renovables, dependiente del ministerio de Hacienda, el proyecto de la empresa Industrias F.Secco, tendrá una potencia instalada de 5 MW y generará energía eléctrica para más de 3.977 hogares.

Con una inversión de 12 millones y medio de dólares, está casi terminada y se espera que el mes próximo entre en operación comercial. La planta de Ensenada es similar a otra que se está construyendo en el relleno sanitario de González Catán, partido de La Matanza.

En toda la provincia de Buenos Aires, hay 38 proyectos de energías renovables, adjudicados por un total de 1.622,4MW de potencia instalada, con una inversión de casi 2 mil millones y medio de dólares y 3.862 puestos de trabajo generados entre construcción, operación y mantenimiento. Todas las iniciativas son impulsadas desde el gobierno nacional.

En total son 19 los municipios donde se radicarán las iniciativas de energías renovables: Bahía Blanca, Miramar, Villarino, Roque Pérez, Tres Arroyos, Necochea, Patagones, Ramallo, Saladillo, General Villegas, Pergamino, Rojas, Capital Sarmiento, La Matanza, Ensenada, Maipú, Azul, Tornguinst y Coronel Rosales.

Por tecnología, los proyectos incluyen básicamente a la energía eólica, más las dos iniciativas de biogas y, en un escalón menor, la fotovoltaica.

El Ingeniero Walter Morrone, 39 años, director Nacional de Promoción de Energías Renovables, reveló que “hoy en Argentina hay más de 200 proyectos que han sido adjudicados y 120 están en construcción; un promedio de un proyecto y medio por semana se van a inaugurar en 2019”.

Según el funcionario, el crecimiento del sector se dio porque ahora existe “un marco regulatorio claro, previsible en el tiempo ya que el recupero de capital en este tipo de inversiones es a 20 años y hay condiciones para que esa inversión se pueda llevar a cabo”.

El marco regulatorio se dio a través de la ley 27.191, de Energías Renovables, que se sancionó en septiembre de 2015 pero que fue reglamentado en marzo de 2016 para su puesta en práctica. Por otro lado, en noviembre de 2018 el Gobierno publicó el decreto que reglamentó la Ley 27.424 que establece el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública. Con esta normativa, los hogares y las empresas, así como otras instituciones tales como escuelas, se dio el paso inicial para implementar la generación de electricidad de los propios usuarios, que podrán abastecerse de energía en sus viviendas y entregar los excedentes a la red. Así, los usuarios residenciales y las pymes podrán ahorrar en gasto de su factura de luz y, eventualmente, ganar dinero con la generación de electricidad que deberá ser devuelto por las distribuidoras o descontado como crédito a futuro. 

“Como consecuencia de la ley 27.191 se generaron dos acciones importantes, explicó Morrone, el programa Renovar y, en agosto de 2017, el Mercado a Término (MATER) donde grandes usuarios pueden contactarse en forma directa con los generadores de energías renovables”. Es el caso de grandes empresas como Loma Negra e YPF.

En cuanto a la ley reglamentada en noviembre del año pasado, la 27.191, Morrone dijo que “es el futuro de la energía, el desarrollo de costos a la baja y, de acá a 20,30 o 40 años, con cientos de pymes instalando los sistemas de distribución con una revolución de la matriz energética y de la mano de obra”.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) señala en su página web que en noviembre de 2018, la participación de energías renovables en la cobertura de la demanda eléctrica aún es limitada: el 4,2%. Pero a partir de noviembre de 2017 y por el término de un año casi duplicó su participación en el sistema nacional. “Argentina está muy bien encaminada para cumplir la ley, que establece un 20 por ciento del mercado mayorista eléctrico para 2025”, dijo Morrone.

Inauguraron el primer parque solar en Jujuy

La provincia invirtió unos $ 40 millones junto a Naturgy para proveer electricidad las 24 horas del día a pueblos aislados en la Puna.

Las empresas estatales jujeñas Energía de Jujuy (EJE) y Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos (EJSEDSA), participadas por el Grupo Naturgy -ex Gas Natural Fenosa- inauguraron la primera Central Fotovoltaica Autónoma y convirtieron a Olaroz Chico en el primer "pueblo solar" del país.

La Central Fotovoltaica Autónoma Olaroz Chico está emplazada a más de 4000 metros sobre el nivel del mar y consta de 430 paneles solares que generan más de 4 veces la energía que consume la comunidad. Esto permitirá que, de ahora en más, las 62 familias que componen el poblado puedan disfrutar de la energía eléctrica las 24 horas del día, mientras que anteriormente el poblado solo contaba con un servicio limitado de 10 horas diarias de electricidad, generada a base de gasoil. La inversión se estima en $ 40 millones.

Olaroz Chico es un pequeño pueblo en la Puna jujeña, ubicado en el sudoeste de la provincia y a escasos kilómetros de la frontera con Chile. En las inmediaciones de la localidad se encuentra el proyecto de extracción de litio Sales de Jujuy y, unos kilómetros al sur, la planta fotovoltaica de Cauchari, donde el gobierno local invirtió con el financiamiento de China unos u$s 300 millones.

La inauguración contó con la presencia del gobernador de Jujuy, el radical Gerardo Morales; del subsecretario de Energías Renovables de la Nación, Sebastián Kind; del presidente del Directorio de EJE y EJSEDSA, Adolfo Pagliarulo; del Gerente General de Naturgy en Argentina, Alberto González Santos; y de referentes de la comunidad local.

La obra se enmarcó dentro del programa Pueblos Solares, que abarca distintas comunidades de la Puna jujeña y apunta a cambiar la matriz energética de la región, dejando de depender del gasoil para migrar a ser enteramente fotovoltaica. Actualmente, se encuentran en proceso las centrales fotovoltaicas autónomas de los poblados de La Ciénaga y El Angosto, así como se realizarán obras similares para Caspalá, Santa Ana y San Francisco de Santa Catalina.

A su vez, se proyecta la reconversión de la central de generación termoeléctrica (a gas) Piedra Negra en una central híbrida, térmica-fotovoltaica, que generará y distribuirá energía limpia a las comunidades de Abra Pampa y La Quiaca, en el extremo norte del país.

Fuente: https://www.cronista.com/economiapolitica/Energias-renovables-inauguraron-el-primer-parque-solar-en-Jujuy-20190206-0058.html

Para pagar menos subsidios, el Gobierno prepara cambios en Vaca Muerta

Por Sofía Diamante  - La Nación

Los cambios en la regulación serían anunciados en los próximos días Fuente: Archivo 

La Secretaría de Energía ultima los detalles para reducir el beneficio fiscal que les da a las productoras de gas; ya no se les garantizará un precio base sobre el gas extraído

A casi un mes de que asumió como secretario de Energía, Gustavo Lopetegui está ultimando los detalles del principal cambio que impulsará en el sector. En concreto, el ex vicejefe de Gabinete mantiene constantes reuniones con las empresas productoras de gas para anticiparles lo que será un cambio en las reglas de juego que rigen en Vaca Muerta.

"Es la opción menos mala", admiten algunos actores del mercado. La otra alternativa no es vista con buenos ojos por el Fondo Monetario Internacional (FMI). Consiste en mantener los contratos a costa de que sigan aumentando los subsidios en dólares que el Estado paga al sector.

Para este año, el Gobierno tiene estimado destinar en subsidios al gas US$2464 millones, lo que igualmente significa un desembolso de más de US$211 millones sobre 2017, según datos oficiales.

En pos de cumplir con la meta de déficit fiscal cero, en el Ministerio de Hacienda no quieren tener sorpresas. Es por eso que la Secretaría de Energía, ahora bajo la órbita de ese ministerio, avanza en cambios en la resolución 46, que es el esquema de subsidios que ideó a comienzos de 2017 el entonces ministro Juan José Aranguren para incentivar proyectos de extracción de gas no convencional -conocido como shale o tight gas-.

Nadie imaginó entonces la productividad que tendrían los pozos de Vaca Muerta. Tecpetrol, por ejemplo, la petrolera del grupo Techint, obtuvo los beneficios del subsidio al presentar su plan del yacimiento de Fortín de Piedra. Tras una inversión de US$1800 millones, en menos de dos años la producción que inició desde cero a comienzos de 2017 ahora produce 13 millones de metros cúbicos por día. Es cerca del 30% de la producción total de gas no convencional.

"El éxito nos condena", es otra frase que circula en el sector. La mayor oferta de gas impactó de lleno en las finanzas del Estado. La resolución 46 le garantizaba a la empresa que recibe el subsidio un precio base, que tenía un sendero a la baja de US$0,50 cada año. Para 2019, el valor estaba fijado en US$7 el millón de BTU (medida que se utiliza en el sector). Es decir, el Gobierno desembolsaba la diferencia entre el precio del mercado y esos US$7.

Por lo tanto, a medida que aumentó la producción, no solo el subsidio creció por cantidad, sino que el precio del mercado también cayó al haber más oferta. Esto generó una mayor diferencia entre el valor del mercado y el precio mínimo garantizado.

En la nueva resolución 46 que está trabajando la Secretaría de Energía, la producción subsidiada estará limitada a la cantidad inicial declarada por las empresas al solicitar los beneficios fiscales. De esta forma, el Estado tendrá una mayor precisión del monto que desembolsará este año y no estará sujeto a la productividad del pozo.

Para el cálculo, otro cambio que será fundamental será el de eliminar el precio base. El mecanismo del sendero se respetará, pero esta vez se establecerá un subsidio fijo sobre el valor de mercado. En este caso, la petrolera recibirá US$2,50 este año, US$2,25 en 2020 y finalizará en US$2 en 2021, como anticipó el portal EconoJournal.

La modificación es necesaria para implementar luego el mecanismo de subastas para la compra de gas por parte de las distribuidoras, que el Gobierno ya convocó para mediados de febrero.

Sucede que el precio base que se les asegura hasta ahora a las empresas distorsiona el sistema que quiere implementar la cartera de Energía, ya que las incentiva a ofertar un precio muy bajo en la subasta para ganar el contrato. Luego, de seguir el esquema actual el Estado les debería pagar la diferencia hasta llegar a los US$7.

Con el precio actual de mercado de US$4,56 el millón de BTU, el subsidio que daría el Gobierno de US$2,50 equivaldría a los US$7 actuales de la resolución.

El costo de importar gas -algo que se deberá hacer, ya que la producción no alcanza a cubrir la demanda en invierno- se sitúa entre US$7,50 y US$8, que es lo que cuesta el insumo en el exterior, junto con la licuefacción (el paso del estado gaseoso a líquido), el traslado al país en barco, y la posterior regasificación.

Una alternativa que está en discusión es quitar el tope del subsidio a la producción en los meses de invierno, como una manera de incentivar la inversión. El problema ocurrirá nuevamente el verano que viene, cuando la demanda de gas caiga y vuelva a sobrar producción.

Con la nueva regulación, también se aprobarán ocho proyectos productivos en Vaca Muerta que no entraron en la anterior resolución. Entre las empresas que están a la espera están YPF (que ya tiene proyectos aprobados, aunque no se le pagó el subsidio), Pluspetrol, Pampa Energía y Exxon Mobil. Ellas se sumarían a Tecpetrol, Total, Panamerican Energy y Capex.

Según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), para los próximos 20 años se esperan inversiones anuales en la industria por US$10.000 millones, aun con los cambios en las reglas de juego.

Una industria con nuevas reglas de juego

US$2464 millones - Es el gasto en subsidios a la energía que tiene estimado el Gobierno para este año. Hacienda no quiere que se generen sorpresas y suba el costo.

Limitar el subsidio - A diferencia de la resolución 46, que ideó el entonces ministro Juan José Aranguren, esta vez se buscará limitar el subsidio a la producción declarada por las empresas a la hora de pedir el beneficio fiscal.

Cambiar el sendero - El Gobierno no les asegurará un precio base a las productoras, sino que les ofrecerá un subsidio extra sobre el valor del mercado. De esta manera busca que haya más competencia por la baja de precios.

El Parque eólico de Pomona generará energía para todo el país

(El Constructor) - El gobernador Alberto Weretilneck, recorrió el parque que beneficiará a 125.000 hogares de Argentina.

Parque eólico de Pomona - Río Negro

En septiembre de este año, Río Negro producirá energía para todo el país a través del nuevo parque eólico de Pomona. Durante la jornada de ayer el gobernador Alberto Weretilneck visitó el lugar donde se emplazan 29 aerogeneradores construidos por la empresa Nordex Windpower S.A. “Estos aerogeneradores le permitirán a la Provincia generar con nuestros vientos energía eléctrica limpia renovable”, explicó el Mandatario y destacó que “se prevé para septiembre estar brindando energía rionegrina para todo el país”.

La construcción del parque es una actividad que genera empleo y se aprovecha un gran recurso natural de la provincia, ya que la zona no solo es favorable por los vientos si no por tratarse de un punto neurálgico del transporte de la energía eléctrica del país. El 70% del personal que trabaja en el proyecto es de la región. “Se trata de un proyecto importante donde trabajan más de 180 personas”, aseguró Weretilneck.

El parque forma parte del programa nacional RENOVAR para la generación de energías renovables y producirá la energía que consumen 125.000 hogares de Argentina y vinculado al sistema interconectado nacional, con una inversión cercana a los $150.000.000 dólares.

Autorizan a Pampa Energía y a Pan American Energy a exportar gas a Uruguay

(La Nación) - Lo comunicó la Secretaria de Energía en el Boletín Oficial. Lo comunicó la Secretaria de Energía en el Boletín Oficial Fuente: Archivo

Exportar gas es una de las grandes apuestas del Gobierno para contrarrestar la crisis energética que, según recalcan, heredaron del kirchnerismo. Por eso, la Secretaría de Energía autorizó, en los últimos meses, a varias empresas a exportar este producto a países como Chile y Uruguay .

En esta oportunidad, las empresas son Pampa Energía Sociedad Anónima (PAMPA) y a Pan American Energy LLC (PAE) y podrán entonces exportar gas natural a Uruguay. Así lo dispuso la cartera que conduce Gustavo Lopetegui en las resoluciones 12/2019 y 13/2019 del Boletín Oficial , respectivamente.

En ambos casos, el permiso otorgado por la Secretaría dependiente del Ministerio de Hacienda gira en torno al gas natural de nueve mil trescientas kilocalorias por metro cúbico (9300 Kcal/m3) y explican que "los suministros previstos podrán ser interrumpidos a los fines de garantizar la seguridad de abastecimiento del mercado interno".

En el caso de PAE, el volumen máximo autorizado es de seiscientos millones seiscientos mil metros cúbicos (600.600.000 m3) y el acuerdo es por el plazo de un año. En el de Pampa, en cambio, la autorización es por un volumen máximo de seiscientos mil metros cúbicos por día (600.000 m³/día) y estará vigente hasta las 6 del 1° de mayo. En los dos casos, el permiso podría terminar antes si se completa la cantidad máxima total autorizada antes del plazo establecido.

Cabe destacar que, recientemente, la empresa Pampa Energía anunció el cierre de una de sus plantas de Santa Fe por la caída de las exportaciones a Brasil. Se trata de la planta ubicada en San Lorenzo, a 23 kilómetros de Rosario, produce etileno, un gas que se utiliza para obtener polietileno, uno de los plásticos más comunes. La firma de Marcelo Mindlin envió un comunicado donde explicó que, desde 2014, las ventas y los resultados de la planta venían empeorando, pero que 2018 fue "el peor de la serie histórica".

Macri analiza reactivar otra obra de Electoingeniería por presión de los chinos

(LPO) - La central Belgrano II fue adjudicada por Cristina a los empresarios presos en 2014 y se mantuvo frenada por la pelea de Macri con Electroingeniería.

Ya resignado por no haber podido sacar a Electroingeniería de la construcción de las represas de Santa Cruz, Macri analiza reactivar la Central Termoeléctrica Belgrano II, paralizada hace más de cuatro años. Es que al ver el éxito que trajo la presión ejercida por la mayor obra en ejecución en todo el país, los chinos volvieron a la carga para adjudicarse otro proyecto emblemático del mercado energético argentino, de la mano de su polémico socio local que tiene a sus dueños en prisión preventiva en el marco de la causa de los cuadernos.

La planta de 810 MW a construirse en la localidad de Campana fue otorgada a la firma de Gerardo Ferreyra con un anticipo de 25 millones de dólares, de los 1.100 millones que representaba la totalidad del costo para ese entonces.

Pero ni bien inició la gestión Cambiemos, Aranguren impulsó la transferencia de los activos y los derechos correspondientes a Electroingeniería por la fuerte oposición de Macri a raíz del histórico vínculo de la empresa con el gobierno anterior. Sin embargo, el mecanismo no resultó sencillo y muy pronto el Gobierno percibió las consecuencias judiciales de la medida, donde tenía todo para perder frente a un reclamo de la constructora local.

Así, el proyecto quedó paralizado, pero las necesidades energéticas en la Zona Norte del Gran Buenos Aires se mantuvieron al alza. "A nivel país no estamos con problemas de generación, pero en esa zona no sobra nada. Es muy importante y sumamente necesaria para garantizar el normal abastecimiento de la zona norte y mejorar la confiabilidad del sistema de transmisión en alta tensión", explicó a LPO, el ingeniero especialista en sector energético Víctor Pochat. A su vez, las dificultades que presenta la obra pública en estos momentos, por el altísimo costo de financiamiento producto del riesgo país y la incertidumbre macroeconómica, hace que la propuesta de los chinos luzca muy atractiva.

"Los chinos están desesperados por meterse. Lo financian y en tres años te lo terminan. Cabe agregar que el decreto 882/17 deja a criterio de la Secretaría de Energía disponer la continuidad del proyecto mediante el mecanismo contractual que estime pertinente. Por lo tanto la ejecución podría ser inmediata", agregó Pochat.

"Es una posibilidad", confirmaron a LPO fuentes allegadas al oficialismo, que a raíz del caso espejo de Santa Cruz, vieron más factible la concreción de esta alternativa que solucionaría muchos dolores de cabeza, pero que dejaría en ridículo el discurso de la cruzada contra la corrupción de "las mafias" y "la patria contratista".

Llegaron al puerto más componentes para dos nuevos parques eólicos en Chubut

(El Patagonico) - El buque mercante Chipol Changjiang, de bandera china, arribó ayer al Puerto de Comodoro Rivadavia. Transporta componentes para los parques eólicos Malaspina y Kosten. Se estima que la última carga de elementos destinada a la instalación de los aerogeneradores llegará entre el 26 y 28 de enero. La embarcación de origen asiático tiene 189 metros de eslora y es una de las naves de mayor porte que ha anclado en el puerto local.

El buque mercante Chipol Changjiang de China arribó ayer al Puerto de Comodoro Rivadavia transportando componentes de los parques eólicos Malaspina y Kosten.

Los elementos para la construcción de los parques eólicos Malaspina y Kosten llegaron ayer, a la 1:30, al Puerto de Comodoro Rivadavia. Las partes de los aerogeneradores de la firma Servion fueron transportadas por el buque mercante Chipol Changjiang, de bandera China.

El arribo de la embarcación significó un hito histórico en la terminal portuaria local. Es que con sus 189 metros de eslora se convirtió en el buque de mayor porte que ha ingresado en los últimos años al Puerto de Comodoro Rivadavia.

Además, es la tercera nave de las cuatro que se espera que transporten los elementos para los parques eólicos. El primer arribo se registró el 25 de noviembre con la llegada del buque mercante Xi Fu Song, de bandera China.

Mientras, el 10 de enero recaló el buque mercante “Industrial Grace”, de bandera de Liberia. Según el cronograma de la terminal portuaria, la llegada de la última embarcación está programada para el 28 de enero, lo cual completará la operación de importación de piezas y componentes para las dos centrales eólicas de Chubut.

Todas las partes de los molinos eólicos serán almacenadas y estibadas en las plazoletas de la Administración Portuaria, que fueron acondicionadas para tal fin durante el año pasado, con fondos propios del puerto de Comodoro Rivadavia. En virtud de estas inversiones hoy existe una superficie de almacenaje de 15 mil metros cuadrados.

MAS ENERGIA

La construcción de los parques eólicos Malaspina y Kosten significará más energía renovable para el país. El primero fue adjudicado durante el Gobierno de Cristina Kirchner y renegociado por la administración de Mauricio Macri, a través de la Resolución 202. Mientras que el segundo fue seleccionado durante la Ronda 1 del Programa RenovAr.

Kosten es propiedad de la compañía española Grenergy y estará situado en cercanías de Pampa de Castillo. Allí se instalarán 16 aerogeneradores permitiendo generar una potencia de 24MW.

Mientras, Malaspina pertenece a la firma francesa Total Eren y se montará a 140 kilómetros al norte de Comodoro Rivadavia. El emprendimiento constará de 14 aerogeneradores, equivalentes a una potencia de 50 MW.

Según la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA), la central eólica debiera estar en funcionamiento antes de noviembre de 2019, pero desde la empresa adjudicataria calculan que para junio las aspas ya podrían estar en movimiento, generando energía limpia para el SADI.

Autorizan la primera exportación de gas de Vaca Muerta al Brasil

(La Voz) - La autorización tiene “carácter de interrumpible”. El gas recorrerá 2.400 kilómetros hasta Río Grande Do Sul.

Wintershall Energía exportará gas a Brasil desde Vaca Muerta (Prensa Wintershall Energía).

El Gobierno nacional otorgó este viernes a la empresa Wintershall Energía Sociedad Anónima (Wintershall Energía) una autorización para exportar gas natural a la República Federativa del Brasil por primera vez desde Vaca Muerta. 

La autorización tiene “carácter de interrumpible”, por lo que la secretaría de Energía podrá solicitar en cualquier momento que el cese de la exportación si sube la demanda local y aumentan las necesidades de abastecimiento. El gas saldrá desde la Cuenca Neuquina, más precisamente de las áreas San Roque y Aguada Pichana Este, e irá con destino a AES Uruguaiana Emprendimientos Sociedad Anónima, de acuerdo con los compromisos que constan en la oferta para la compra-venta. 

El acuerdo entre las dos empresas fue firmado el 18 de septiembre de 2018, por un volumen máximo de 159 millones de metros cúbicos de gas natural de 9.300 kilocalorías por metro cúbico hasta las 6 horas del 1° de mayo de 2019.  La autorización de exportación caducará automáticamente si transcurrido el plazo de 45 días computados a partir de la fecha de su publicación no se efectiviza la primera exportación comercial de gas natural, dice la norma. 

Wintershall Energía deberá informar mensualmente a la autoridad de aplicación, con carácter de declaración jurada, los volúmenes mensualmente exportados. La autorización fue otorgada por el flamante secretario de Energía, Gustavo Sebastián Lopetegui, a través de la Resolución 3/2019 publicada este viernes en el Boletín Oficial. 

Casi 2.400 kilómetros recorrerá entonces el gas que se extrae de Vaca Muerta para llegar a las usinas térmicas del estado de Río Grande Do Sul de Brasil, después de que Wintershall Energía aumente exponencialmente su producción en el megayacimiento argentino. 

El gas será transportado por el Gasoducto del Mercosur (TGM), un ducto operador por la compañía Transportadora Gas del Norte (TGN), que se construyó en el 2000 para trasladar hasta tres millones de metros cúbicos diarios de la producción de Loma La Lata. 

La Central Nuclear Embalse, lista para volver a dar energía

Por Mariano Roca (Infobae.com)

La Central Nuclear Embalse volvió a funcionar el pasado 4 de enero, luego de que se completara satisfactoriamente su plan de extensión de vida. Carlos Terrado, vicepresidente de Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), brindó a DEF detalles de las obras e hizo un balance de su implicancia tecnológica y de los futuros proyectos de la empresa.

En el interior de la sala de control, donde se monitorea cada detalle del funcionamiento de la central de Embalse. Foto: Emmanuel Bocchi/DEF.

Luego de una parada técnica de tres años, la segunda central nuclear construida en nuestro país –ubicada en la costa sur del Embalse Río Tercero, en el Valle de Calamuchita– acaba de iniciar su segundo ciclo de vida. La "puesta a crítico", alcanzada el pasado 4 de enero, es el término técnico que se utiliza para definir la reacción en cadena controlada de la fisión de los átomos de uranio.

Tal como explicaron desde Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA), en este tipo de procedimientos, los operadores determinan que "el reactor se ha puesto a crítico cuando la fisión de los átomos de uranio está estabilizada". Cabe recordar que Embalse cuenta con un reactor del tipo CANDU, de fabricación canadiense, con tecnología de tubos de presión, cuyo combustible es el uranio natural y cuyo refrigerante y moderador es el agua pesada.

Las autoridades del sector y del gobierno nacional siguieron el minuto a minuto de la puesta a crítico del reactor. Foto: Álvaro Corral/DEF.

A partir de los ajustes y actualizaciones que se le realizaron en el marco del plan de extensión de vida, se estima que la planta podrá seguir abasteciendo con energía firme al sistema eléctrico nacional durante las próximas tres décadas.

Entre las obras efectuadas, cabe destacar el recambio de todos los componentes internos de la calandria (núcleo del reactor), el cambio de los generadores de vapor, la actualización y puesta a punto de los sistemas de seguridad de la planta y la repotenciación, que permitió incrementar en 35 megavatios la potencia eléctrica total de la central y llevarla a 683 megavatios –hasta diciembre de 2015 su potencia total instalada era de 648 megavatios–.

El 100 % de los componentes nucleares fueron desarrollados en Argentina. Foto: Emmanuel Bocchi/DEF.

Según informó NA-SA, en el pico de las obras, el programa de extensión de vida ocupó a alrededor de 4000 personas, entre personal propio de la empresa y trabajadores de las contratistas y prestadoras de servicios.

Tal como explicó Carlos Terrado, vicepresidente de NA-SA, esta ha sido la primera experiencia en el mundo de "un proyecto de actualización y extensión de vida de este tipo de centrales en el que se cambian también sus grandes componentes, entre ellos los cuatro generadores de vapor, que además fueron fabricados en la Argentina".

 En el pico de las obras, el programa de extensión de vida de Embalse ocupó a alrededor de 4000 personas. "Esto ha generado recursos humanos y capacidades tecnológicas reconocidas internacionalmente, que abarcan a un espectro de empresas nacionales, tanto grandes como medianas, que invirtieron y lograron la calificación como proveedores nucleares", añadió, al tiempo que manifestó el orgullo del directorio de la empresa por "el éxito de un proyecto de alta complejidad tecnológica, que cumplió con los tiempos previstos en el cronograma y respetó el presupuesto original".

Lo que sucedía en la sala de control durante la puesta a crítico era transmitido en directo. Foto: Álvaro Corral/DEF.

Terrado, ingeniero nuclear de larga trayectoria en el sector, que asumió en 2016 la vicepresidencia de NA-SA, destacó "que un proyecto como este es sumamente complejo, ya que implica respetar los edificios, como el de la contención, extraer los sistemas y componentes que hay que reemplazar, sorteando interferencias que no se pueden demoler; incorporar los nuevos sistemas y montarlos con precisión". En ese sentido, apuntó: "Renovar y mejorar una central, como se hizo en Embalse, es un proceso aún más complejo que construirla desde cero".

"NA-SA demostró que pudo gerenciar un proyecto de esta naturaleza en tiempo y forma, lo que implica que está en condiciones de encarar la construcción de una central del tipo CANDU con tecnología propia, sin contraer deuda en divisas y fabricando localmente prácticamente la totalidad de los componentes, incluyendo el combustible y el agua pesada necesarios para toda su vida útil", subrayó Terrado. "Estamos en condiciones de aplicar recursos propios para generar todos los megavatios que el país necesite como energía de base, segura, confiable y no contaminante", completó.

Renovar y mejorar una central, como se hizo en Embalse, es un proceso aún más complejo que construirla desde cero.

Por lo pronto, NA-SA continúa trabajando con su contraparte china –la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC) y su subsidiaria, China Zhongyuan Engineering Corporation (CZEC)– para la construcción en nuestro país de una futura central del tipo Hualong One, bajo la modalidad "llave en mano".

Carlos Terrado, vicepresidente de NA-SA. Foto: Álvaro Corral/DEF.

Con la elección de ese modelo para la cuarta central, Argentina estaría generando un cambio en su tradicional línea tecnológica, dejando el uranio natural y agua pesada, para pasar a un reactor alimentado por uranio enriquecido y refrigerado y moderado por agua liviana. La idea de NA-SA es que la participación de la industria local en ese proyecto ronde el 40 % del monto total del contrato.

Esta sería la tercera central nuclear de este tipo fuera del territorio chino, ya que actualmente están en vías de construcción dos plantas en Pakistán, país que ha sido un histórico aliado de Pekín y cuyo programa nuclear tiene una fuerte impronta china.