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lunes, 22 de julio de 2019

Sumarán otros u$s 750 millones en energía renovable y Yacyretá


Por SANTIAGO PALTRO  (Cronista.com) 

Entre hoy y mañana, el Gobierno adjudicará 52 proyectos de la ronda 3 de energías renovables y la obra civil y electromecánica para agregar potencia en la represa hidroeléctrica binacional Yacyretá



La Subsecretaría de Energías Renovables y Eciencia Energética, a cargo de Sebastián Kind, adjudicará hoy proyectos de la ronda 3 (Mini-Ren) del programa RenovAr. Sumarán otros u$s 750 millones en energía renovable y Yacyretá

Fueron 56 las ofertas que recibió el Gobierno y 52 las que pasaron la etapa de calicación técnica y económica.  Se podrían sumar 323,5 MW de potencia al sistema eléctrico a un precio promedio ponderado de u$s 67,62 el megavatio-hora (MWh) con inversiones por unos u$s 462 millones, según se calculó oficialmente. 

Pero como el objetivo en esta etapa no es agregar potencia a mansalva (como en rondas anteriores, para llegar a la meta mínima del 8% de contribución de las renovables en la matriz) sino diversicar las inversiones en todo el país y asegurar que cada proyecto tenga cerca una línea de transmisión en la que pueda  evacuar la electricidad, podría suceder que el Gobierno no adjudique el 100% de las
ofertas que estuvieron aptas.

Hubo un total de 31 empresas que presentaron ofertas, de las cuales 23 participan por primera vez de una licitación para la generación de energía renovable. Ninguno de los pequeños emprendimientos ofertaron por más de 13 MW, ya que justamente se buscaba adicionar poca potencia en diversas zonas del país donde hubiera capacidad de transporte
disponible.

Los 323 MW se añadirán a los 6130 MW de potencia ya adjudicados en rondas previas de RenovAr y contratados por empresas privadas en el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).

A partir del siguiente lunes, las empresas que resultaran adjudicatarias comenzarán a armar los contratos de abastecimiento de energía eléctrica con Cammesa.

De acuerdo a datos oficiales, ya se encuentran en operación comercial 44 proyectos de energías renovables. De ellos, 33 fueron adjudicados por el programa RenovAr y 11 por el Mater. Mientras tanto, hay otros 98 parques en construcción.

La inversión total es de u$s 7229 millones por 4796 MW, que generaron 9087 puestos de trabajo: 8698 empleos en la construcción y 389 en la operación y mantenimiento de las plantas. Además, la Secretaría de Energía espera que antes de fin de año se pueda lanzar la ronda 4 de RenovAr, en la que se apunta a tener otros 1000 MW.

La evolución del riesgo país (que determina el costo de financiamiento en un negocio altamente demandante de préstamos para su inicio) y el resultado electoral pueden condicionar esta etapa, que de tener éxito podría resultar en nuevas adjudicaciones para marzo o abril de 2020.
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Por otro lado, mañana será el turno de la adjudicación de obras en la represa hidroeléctrica
binacional Yacyretá. Después de la reunión del Consejo de Administración de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), conformado por 4 argentinos y 4 paraguayos, se anunciará que el consorcio conformado por las constructoras Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil se encargarán de la obra civil en el brazo Aña Cuá del Río Paraná por u$s 193 millones, mientras que Voith Hydro Brasil, subsidiaria de la empresa alemana Voith, equipará con 3 turbinas tipo Kaplan el vertedero a cambio de u$s 99 millones.

Según dijo al programa Cosechas y Negocios en Radio Con Vos 89.9 Martín Goerling, director ejecutivo de la EBY en Argentina, Yacyretá ampliará en un 9% su entrega de energía con 272 MW extras de potencia, que estarán listos para 2023.

jueves, 18 de julio de 2019

Grupo técnico chino para la ampliación de la planta solar Cauchari

(El Constructor) - El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, acordó con representantes del grupo empresario Power China Internacional la conformación de un grupo técnico para la ampliación de la planta solar Cauchari en 200 Mw más de potencia, se informó oficialmente.
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El encuentro se concretó en China, en el marco de una agenda oficial por proyectos energéticos, y para cerrar los acuerdos finales para la ampliación de la planta fotovoltaica ubicada en la puna jujeña, señalaron las fuentes.

"En la oportunidad se analizó la terminación de la obra de construcción de la planta de generación fotovoltaica con una capacidad instalada de 300 Mw de potencia, la cual avanza sostenidamente", afirmaron.



lunes, 15 de julio de 2019

Avanza la energía solar en la Argentina: los paneles llegarán a las paradas de Retiro

Por Laura Rocha - Infobae.com
Instalarán 400 dispositivos de 330 Watt en los techos de las 19 estaciones de trasbordo frente a la terminal de tren y a la de ómnibus
La experiencia comenzó el año pasado con el Metrobus de la 9 de julio
Habrá 400 paneles solares de 330 Watt ubicados de manera horizontal en los techos de las 19 estaciones de trasbordo
A la experiencia que comenzó hace dos años con el Metrobus de la 9 de julio se sumará ahora la estación de Retiro, uno de los nodos de distribución del transporte público más importante del distrito.

El proyecto consiste en la instalación de 400 paneles solares de 330 Watt ubicados de manera horizontal en los techos de las 19 estaciones de trasbordo frente a la terminal de tren y a la de ómnibus, sobre la avenida José María Ramos Mejía.

Así lo confirmó a Infobae el Ministerio de Ambiente y Espacio Público porteño: "La energía se volcará a la red a través de cuatro inversores de corriente ubicados en cada fila de estaciones y que estarán interconectadas mediante canalizaciones subterráneas. Se calcula a través de datos meteorológicos estadísticos de los últimos 20 años que el sistema generará 167 MWh anuales".

"Se trata por el momento de cantidades pequeñas en comparación con el consumo, pero el camino hacia una ciudad más sustentable se transita paso a paso a través de la innovación, aprovechando las nuevas tecnologías", indicó Eduardo Macchiavelli, ministro de Ambiente local, quien detalló que sumará una inversión de unos 10 millones de pesos a los $7 millones utilizaron para esta tecnología en la 9 de Julio.

Esa experiencia en el Metrobus comenzó hace dos años. Ahora se colocaron 328 paneles solares de 240 Watts: 168, en la estación Obelisco Norte y 160, en la estación Obelisco Sur. "Se calcula que entre las dos estaciones se generarán 110.000 kWh por año de energía limpia y gratuita durante 30 años, equivalente al consumo de 193 hogares tipo por un año (datos de la EPA de Estados Unidos), sacar de circulación 276 autos por año, el consumo de 557.000 litros de nafta, o a reemplazar unas 46.000 bombitas incandescentes por lámparas de bajo consumo LED", detallaron en la cartera.

La experiencia comenzó el año pasado con el Metrobus de la 9 de julio

En Rosario

Como las estaciones de Metrobus se encuentran ya conectadas a la red eléctrica, se optó por aprovecharla directamente en la red evitando el uso de baterías.

En Rosario este tipo de energía no está en las paradas: es usada por 37 buses que forman parte del famoso sistema de trolebus de esa ciudad a orillas del Paraná. "Los coches corren por las catenarias alimentados puramente con energía solar y por esos sostenemos que son cero emisiones", explicó a Infobae Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe.

La energía fotovoltaica para proveer a estas unidades de transporte de pasajeros es proporcionada por el parque solar de San Lorenzo, un proyecto que de 1,1 MWp ubicado en la ciudad homónima (a unos 25 km de Rosario), propiedad de Enerfe.

De acuerdo con cálculos oficiales, el parque fotovoltaico generará un ahorro equivalente a 270 toneladas de petróleo al año. Esto representa la no emisión de al menos 720 toneladas al año de CO2 (dióxido de carbono) a la atmósfera.

martes, 2 de julio de 2019

Comenzó a operar el Parque Solar Ullum IV

(El Constructor) - El Parque Solar Ullum IV, en la provincia de San Juan, comenzó este fin de semana su operación comercial, lo que permitirá sumar a la red eléctrica nacional 13,5 Mw como parte de un proyecto de generación fotovoltaica iniciado en 2011 que prevé alcanzar una capacidad total de 379 Mw.
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El departamento sanjuanino de Ullum es considerada una de las cinco zonas con mejor radiación del planeta y se destaca que las condiciones que allí se dan permiten un factor de carga del 35%, es decir unos 15 puntos porcentuales por encima de la media global.

Las condiciones favorables para la producción de energía fotovoltaica permitieron el desarrollo de un plan que comenzó en 2011 con la puesta en marcha del primer parque solar,

Licitación internacional: Jujuy contará con 9 pueblos solares

(El Constructor) - Las obras de los últimos tres de los nueve pueblos aislados de Jujuy a convertirse en 100% solares serán puestas a licitación en la segunda quincena de julio.
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Catua, El Toro y San Juan de Quillaques, al oeste provincial, son los tres pueblos a beneficiarse, que se unirán a Olaroz Chico, La Ciénaga y El Angosto, ya abastecidos con energías limpias las 24 horas del día, y a Santa Ana, San Francisco y Caspalá, los cuales se proyecta convertir antes de fin de año, indicó a Télam el director de Energías Renovables, Marcelo Nieder.

“La gente de Permer está terminando de cerrar la parte legal del llamado a licitación y se comprometieron a lanzarla antes de fines de julio”, indicó el funcionario y estimó que luego de la recepción y evaluación de ofertas y la firma de los contratos correspondientes “las obras arrancarían a inicios de 2020”.

viernes, 21 de junio de 2019

Adjudicaron la obra de construcción de la represa El Tambolar en San Juan

(El Constructor) - El Ministerio del Interior, Obras Públicas y Vivienda que conduce Rogelio Frigerio avanza con la concreción de la represa El Tambolar que, además de sumar energía a la provincia, permitirá el desarrollo agrícola de la zona del Valle de Tulum y Zonda-Ullum en la provincia de San Juan.
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"Esta es una obra fundamental para la provincia de San Juan y un ejemplo de transparencia en la obra pública. Esta es una obra que le va a dar energía limpia a 100.000 familias de San Juan y que va a posibilitar sumar muchas hectáreas a la producción en una provincia que tiene un porcentaje de tierra muy chico en relación al total”, recalcó Frigerio al respecto.

En tanto, el secretario de Infraestructura y Política Hídrica, Pablo Bereciartua, subrayó que “la competencia entre empresas ha generado una disminución del presupuesto en un 50%” y señaló que “como destaca el presidente Mauricio Macri hoy se hacen más obras por menos plata, con transparencia y cumpliendo los plazos".

La obra, que fue adjudicada a la UTE conformada por las empresas Panedile Argentina, SACDE y Sinodydro Corporation Limited y Petyersen Thiele y Cruz, comenzará a ejecutarse a la brevedad

La presa El Tambolar, con un presupuesto de más de 482 millones de dólares, generará 310,9 GWh por año, lo que revertirá la dependencia energética de la provincia. Además, mejorará la matriz energética nacional sumando energía renovable de rápida disponibilidad, posibilitará la provisión de nuevos emprendimientos industriales, permitirá almacenar agua para el abastecimiento de la población e incrementará el área agrícola de la zona del Valle de Tulum y Zonda-Ullum.

miércoles, 19 de junio de 2019

Arrancó la disputa entre Mendoza y Neuquén por la crema del negocio en Vaca Muerta

En el pueblo de Pata Mora, en Malargüe, en el sur mendocino, se prepara la construcción de un polo industrial, que incluirá todo tipo de bienes y servicios, entre ellos hotelería y seguridad.Por Pablo Mannino  - La Nación
En el pueblo de Pata Mora, en Malargüe, en el sur mendocino, se prepara la construcción de un polo industrial, que incluirá todo tipo de bienes y servicios, entre ellos hotelería y seguridad.

En el pueblo de Pata Mora, en Malargüe, en el sur mendocino, se prepara la construcción de un polo industrial, que incluirá todo tipo de bienes y servicios, entre ellos hotelería y seguridad.

Mendoza busca "independizarse" de Neuquén y prepara el terreno para la explotación de Vaca Muerta en tierra cuyana, donde se estima que se esconden más de 8.000 millones de metros cúbicos de petróleo. Por tal motivo, avanza el proyecto de un megapolo de servicios o parque industrial en la localidad de Pata Mora, en la comuna de Malargüe , para brindar atención permanente a las empresas petroleras y mineras, pero sobre todo, para potenciar el desarrollo económico de la zona. Esto es, literalmente, dejar de comprar bienes y servicios en la vecina provincia y lograr el "derrame" de este lado del gran reservorio.

De esta manera, se busca incentivar las inversiones en el sur mendocino, con un predio de 3.500 hectáreas, el cual ya fue expropiado por ley y comenzó a ser cercado. Se trata de tierras que no han sido explotadas en las últimas tres décadas. Por eso, frente a la esperada explotación integral del yacimiento y del desarrollo de iniciativas mineras, el objetivo oficial es poner en funcionamiento un gran predio que compita con sus vecinos.

 Se busca explotar 3.500 hectáreas en Pata Mora, un pueblo que podría renacer en el sur mendocino. Se busca explotar 3.500 hectáreas en Pata Mora, un pueblo que podría renacer en el sur mendocino.

"Obviamente buscamos capitalizar en la provincia la actividad generada por la explotación de los hidrocarburos. Ya han manifestado interés en el proyecto empresas de logística, metalmecánica, hotelería, servicios petroleros, seguridad, entre otros. Queremos acelerar pero queremos un desarrollo ordenado y sin conflictos", expresó a LA NACION, Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza, quien se mantiene en permanente contacto con los habitantes del lugar para delinear cómo se avanzará con el parque industrial, con el fin de desarrollar el lugar y darle mayor calidad de vida a los habitantes.

De acuerdo a fuentes oficiales, también está prevista la construcción de 300 kilómetros de asfalto, líneas eléctricas y prestación de los servicios de agua y cloacas. Se estima que en los próximos seis meses se empezará a levantar el predio, aunque el asfalto y la energía eléctrica demandarán más tiempo.

En este sentido, se había expresado el año pasado el gobernador Alfredo Cornejo. "Si hubiésemos tenido el polo de servicios que se proyectó en los últimos 30 años, hoy estaríamos explotando Vaca Muerta desde Mendoza y no desde Neuquén. No hubo estrategas ni estadísticas que vieran esto. Hoy tenemos una oportunidad para sentar las bases para que Malargüe tenga una actividad privada que explote", sostuvo el mandatario.


Para las autoridades locales y referentes del sector, Mendoza tiene un gran déficit de infraestructura en el sur de la provincia lo que hace que las operadoras petroleras muchas veces tengan que buscar soporte de servicios en Neuquén.

 Está prevista la construcción de 300 kilómetros de asfalto, líneas eléctricas y prestación de los servicios de agua y cloacas, entre otros, para dejar de depender de Neuquén. Está prevista la construcción de 300 kilómetros de asfalto, líneas eléctricas y prestación de los servicios de agua y cloacas, entre otros, para dejar de depender de Neuquén.

En esa región de la provincia se encuentran importantes yacimientos convencionales y es la zona donde potencialmente se pueden desarrollar también explotaciones no convencionales además de tener una riqueza minera que se espera en algún momento poder explotar. "Con ese objetivo se proyecta instalar un parque industrial y de servicios allí y dotar de la infraestructura necesaria para desarrollar la región. Es un trabajo que trasciende esta gestión. Es un proyecto que arranca ahora y esperamos siga desarrollándose en forma permanente", resaltó Guiñazú.

Por eso, el plan oficial ya está en marcha. Desde el Estado explican que se debe preparar el terreno para que los privados puedan apostar y crecer en esta zona, donde existe una formación rica en petróleo y clave para cubrir la demanda local de crudo para los próximos 50 años, de acuerdo a las estimaciones de los especialistas. Esto es, que se proyecta una posible extracción de unos 240 millones de metros cúbicos para los años venideros.

lunes, 17 de junio de 2019

Central Puerto sumó planta por u$s326 Millones

(Ambito.com) - Tomó el control de la central termoeléctrica Brigadier López, en Santa Fe. Pagó u$s165 millones y asumió una deuda de u$s161 millones.
Central Puerto sumó planta por u$s326 M
Central Puerto -la empresa energética que tiene a los empresarios Nicolás Caputo y Eduardo Escasany entre sus accionistas- se quedó con el control de la central termoeléctrica Brigadier López, ubicada en Santa Fe, por un valor de u$s326 millones.

La transferencia fue realizada por la empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa), concretando el resultado de una licitación realizada en febrero de este año.

Para concretar la operación, Central Puerto realizó un desembolso de u$s165 millones. Y a la vez asumió el pago de una deuda u$s161 millones. Por otro lado, se compromete a completar la obra de cierre de ciclo que demandará una inversión de aproximadamente u$120 millones.

La Central Termoeléctrica Brigadier López está ubicada la localidad de Sauce Viejo a 20 kilómetros de la ciudad de Santa Fe. Dispone de una potencia instalada de 280 megavatios, potencia que podrá elevar a 420 megavatios con el cierre de ciclo, una obra que demandará unos 14 meses.

El contrato establece que IEASA cede y transfiere a Central Puerto el Fondo de Comercio y todos los bienes, derechos y obligaciones que integran el mismo, comunicó estar tarde la ex Enarsa, mientras que Central Puerto se hará cargo de la continuidad laboral de los empleados de acuerdo a la Ley de Contrato de Trabajo.

Central Puerto es la mayor empresa de generación eléctrica de la Argentina. Es controlada por Sadesa, un holding que tiene como accionistas a los empresarios Carlos Miguens Bemberg (33,9%), Nicolás Caputo (22%), Guillermo Reca (22,5%), Eduardo Escasany (13,6%), y los hermanos Ruete Aguirre (7%). El resto del capital accionario cotiza en la Bolsa de Buenos Aires. Nicolás “Nicky” Caputo es señalado habitualmente como un amigo muy cercano del presidente Mauricio Macri.

La compañía tiene plantas instaladas en la Ciudad de Buenos Aires, La Plata, Rosario, Mendoza y Piedra del Aguila.

Opera tres plantas termoeléctricas totalizando 1.714 MW de capacidad instalada que representan el 5,54% de participación del parque de generación del Sistema Argentino de Interconexión y el 8,4% de la generación térmica del país.

¿Qué es el SADI, el sistema que colapsó y causó el histórico apagón?

(Ambito.com) - El Sistema Argentino de Interconexión transporta la electricidad que generan las usinas a todo el sistema de distribución.
¿Qué es el SADI, el sistema que colapsó y causó el histórico apagón?
¿Qué es el SADI, el sistema que colapsó y causó el histórico apagón?
El histórico apagón que afectó a toda la Argentina, y también a Uruguay, parte de Brasil y parte de Chile, tuvo su origen en una falla en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El SADI es la red que recolecta y distribuye toda la energía que se genera en el país. Hasta hace unos años, la Patagonia tenía su propio sistema, pero en 2004 se empezaron las obras, que terminaron en 2014, para conectarlo con el resto de la Argentina. Tierra del Fuego quedó aún sin conexión y por eso hoy no sufrió el apagón. A través del SADI circula toda la electricidad que se genera en las usinas de producción y se distribuye al país por las líneas de alta tensión.

Dentro del SADI hay, a su vez, dos subsistemas: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión y el Sistema Troncal. Desde ellos la electricidad corre a las distribuidoras que la recirculan a los usuarios. La falla que habría causado el apagón se habría originado por un problema de conexión entre Yacyretá y Salto Grande.

viernes, 14 de junio de 2019

Energía eólica. "La Argentina tiene uno de los mejores vientos del mundo"

Lo dice Ben Backwell, CEO de Global Wind Energy Council (GWEC), una entidad mundial que aglutina desarrolladores, tecnólgos, proveedores y cámaras de energía eólica de todo el mundoPor Sofía Diamante - La Nación

Lo dice Ben Backwell, CEO de Global Wind Energy Council (GWEC), una entidad mundial que aglutina desarrolladores, tecnólgos, proveedores y cámaras de energía eólica de todo el mundo Crédito: Martín Lucesole


Si hay un sector en donde el Gobierno puede mostrar avances en su gestión es en el de la energía renovable. Hace tres años, la generación de electricidad proveniente de fuentes verdes no llegaba al 1% del total, y hoy representa el 8%. El objetivo es llegar al 20% para 2025, según lo estableció la la ley 27.191, aprobada por unanimidad en el Congreso con el gobierno anterior, en 2015.

Hoy, el sector de energía renovables representa 7,2% del PBI y, dentro de este rubro, la eólica significa 1,5% del producto. El crecimiento fue exponencial desde las licitaciones de los programas Renovar y del avance de la venta de energía entre privados en el mercado a término (Mater). Los primeros proyectos que se licitaron fueron a costos más altos, de US$66 el megawatt por hora (MW/h), según la Cámara Eólica Argentina (CEA), pero actualmente ese precio ya se encuentra en US$40, en línea con los precios internacionales

Este avance atrajo la atención de los principales actores mundiales en el sector. Por eso, este año se llevará a cabo por segunda vez en el país el Argentina Wind Power, el encuentro internacional sobre energía eólica, organizado por el Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés).

Ben Backwell, CEO del Consejo Global de Energía Eólica Ben Backwell, CEO del Consejo Global de Energía Eólica Ben Backwell, CEO del Consejo Global de Energía Eólica Fuente: LA NACION - Crédito: Marcelo Gómez

"La Argentina tiene de los mejores vientos en el mundo", dice Ben Backwell, CEO de la entidad mundial que aglutina desarrolladores, tecnólogos, proveedores y cámaras de energía eólica de todo el mundo. Backwell es inglés, periodista e hincha del club londinense Arsenal. Como corresponsal para la agencia Bloomberg estuvo viviendo varios años en el país, donde cubrió el sector energético, adquirió el acento argentino y se hizo fanático de Huracán, ya que vivía en Parque Patricios.

-¿Cómo ve el mercado de renovables y por qué la eólica es la más utilizada?

-La energía eólica dejó de estar en una situación de subsidios a nivel mundial. Diez años atrás, se necesitaba el apoyo gubernamental. Hoy todos los proyectos que se realizan son a través de subastas o por contratos entre privados. Los precios también han caída dramáticamente, de más de US$100 por MW/h a US$17,6 en algunos países, como en México. En la Argentina hay proyectos que pagaron US$124 y ahora está en US$40.

-Si se lo compara con la energía térmica, ¿cuánto más económico es?

-La energía térmica cuesta alrededor de US$80 por MW/h. Como alternativa de energía nueva, la eólica y la solar es lo que más se instala. Hace muchos años que en Europa, todo lo que se instala nuevo es renovable. Lo mismo en Estados Unidos y en China. Es la tendencia.

-¿De qué depende el precio de las eólicas, de la calidad del viento, la tecnología?

-Hay varios factores. Primero hay que tener viento y la Argentina tiene vientos fabulosos. Después está el costo del financiamiento, los costos de conseguir permisos del Gobierno y el costo de la turbina, que equivale a entre un 65% y 70% del costo total cuando es onshore (en tierra). Y lo que estamos viendo en todas partes del mundo es que este precio está bajando. Es una tendencia secular que se ve constantemente. Ha bajado de casi US$2 millones a US$790.000 por MW/h. Se ve también dentro de ese panorama que el tamaño de las turbinas está aumentando y esto permite captar más viento, y, por lo tanto, genera más energía.

-¿Quiénes son los mayores productores de turbinas?

-China es uno de los principales, pero sus turbinas son casi todas para el mercado interno. Después está Vestas, que el líder y es de Dinamarca. Produce en todas partes, tiene fábricas importantes en Estados Unidos, en China y también acá en la Argentina, en Campana, donde se instalaron recientemente. También están Siemens, Gamesa, GE, Goldwin, que son chinos y que venden en el exterior, y Nordex, que abrió una fábrica local en Córdoba.

-Cuando se habla de las energías renovables, siempre se alude a la batería. ¿Por qué todavía no es económicamente viable almacenar la energía?

-Hay varios temas. El sistema de energía tiene que ser una mezcla de diferentes fuentes y hay que ver cómo se complementan. Por ejemplo, en Brasil, la fuente mayor es la hidroeléctrica y el viento entra perfectamente, primero por un tema de estacionalidad, y después porque lo que falta se puede compensar con hidroeléctrica, que funciona como una batería. Se necesita muchas fuentes porque la eólica es variable, hay días de mucho viento y otros de menores. Igualmente, el precio de la batería está cayendo de forma masiva, como se ve con los autos eléctricos.

-En el mercado se dice que cuando la batería llegue a precios muy baratos, será el fin del gas y del petróleo, ¿es cierto esto?

-Sí, pero no es solo la batería. Se puede dar perfectamente una combinación de eólica con otras fuentes que da la misma cosa. El gas se usa en centrales termoeléctricas y compite directamente con renovables. El tema del petróleo es que se utiliza para el transporte. Para mí el sector transporte también pasará a ser eléctrico de forma masiva. Ya está ocurriendo en muchas partes, como China, Estados Unidos, Australia y Europa. En muchos países todavía se necesita el gas para tener una combinación de fuentes, pero cada vez menos.

-¿Vale la pena desarrollar Vaca Muerta si las energías renovables cada vez serán más protagonistas?

-Para mí no. Tal vez me equivoco. El tema es que los precios de gas por el mundo son muy bajos, en Estados Unidos producen a US$2,5 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector). Acá en la Argentina está en US$4,5. No sé cuál es el plan y qué se hace con el gas. No hay una demanda tan alta por el mundo, como para hacer subir mucho el precio. Sobre todo por cómo están las transiciones a renovables en casi todo el mundo. Y mientras tanto, la Argentina está compitiendo con Estados Unidos, que tiene un precio de gas menor y que ya tiene la planta de licuefacción. Hay dos cosas. Si se está desarrollando Vaca Muerta para el mercado interno, hay que ver cuál es el precio de la termoeléctrica comparado con renovables. 
Y acá renovables es más barato, inclusive con el gas a US$2. Si es para exportación, hay que ver cómo serán las tendencias del mercado de gas natural licuado. El otro día dijeron en Reuters que el precio del GNL en Asia, que es el principal mercado, bajó a US$4, y eso incluye el costo de licuefacción y transporte. ¿Cómo llega el gas argentino allá si acá vale US$4,50? La cuestión es si eso cambiará en el futuro. Y cuánto habrá que invertir para llegar a eso. ¿Y qué seguridad tienen los que harán esa inversión de que el mercado de gas de acá a 10 años tendrá precios que avalen esa inversión? A nosotros como industria no nos gustaría ver que están subsidiando sacar un recurso natural. No tiene sentido. Generalmente por el mundo, las empresas le pagan al Gobierno para sacar el recurso, no al revés.

-¿Cómo ve el desarrollo del programa Renovar en la Argentina?

-Se ha logrado mucho. Crearon todo un sector con mucho éxito. Las condiciones macroeconómicas no fueron fáciles en estos tres años, pero sin embargo se ha logrado bastante inversión. Estamos hablando de US$4000 millones en inversión solo en el sector eólico. Para mí se ha hecho bien, a precios internacionales competitivos. 
Creo que se puede bajar el precio todavía más, pero con más volumen. Pero mirando cómo está, en relación a otros países, se ha hecho a un precio competitivo internacional. Ya no depende de subsidios y están con un esquema de competición libre. Y vemos los precios comparado con lo que es el precio mayorista de electricidad está bien por abajo.

-Hablaba recién del volumen, pero en la Argentina hay un problema con la capacidad de transmisión, que quedó chica con los nuevos proyectos y genera un cuello de botella.

-Sí, es un cuello de botella hoy en día, que se complicó con la situación macroeconómica y la dificultad del proceso de inversión en las nuevas líneas de transmisión. Tengo entendido que al Gobierno les gustaría salir con una licitación de Renovar 4, que incluirá líneas. No tenemos detalles de cómo será, pero nos parece una buena idea. 
El sector eólico está dispuesto a invertir también en las líneas para hacer posible la expansión. Se ha hecho en otros países, como en Brasil, pero depende del momento y estamos en un periodo electoral. Pero si se consigue reactivar la economía y se estabilizan las condiciones, hay voluntad de seguir invirtiendo. La Argentina tiene de los mejores vientos que hemos visto en cualquier parte del mundo, hay infraestructura buena, como puertos, rutas y espacios. Hay todo por hacerse. Se precisa tal vez un poco más de confianza para bajar el riesgo país.

Construirán un nuevo gasoducto entre Neuquén y Rosario

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La licitación se anunciará el 15 de julio; se invertirán US$2000 millones

NEUQUÉN.- El anuncio era esperado por los petroleros y el presidente Macri casi se olvida de comunicarlo cuando subió al escenario. Casi al final de su disertación confirmó que el Gobierno llamará el 15 de julio a una licitación para construir un nuevo gasoducto, que una Vaca Muerta con Rosario. La falta de infraestructura para evacuar el gas de la cuenca neuquina es el principal cuello de botella para que siga aumentando la producción.

Ese día saldrán los detalles de la licitación en el Boletín Oficial y las ofertas estarán abiertas por 60 días. En la Secretaría de Energía confían en poder adjudicarlo en los primeros días de octubre. Como el mayor problema en la Argentina es el costo del financiamiento por la suba del riesgo país, en el Gobierno confían en que si ganan las elecciones, la tasa de interés podría bajar justo para cuando el consorcio adjudicado tenga que salir a buscar el crédito necesario para la construcción.

La obra en su conjunto costaría alrededor de US$2000 millones, pero el gasoducto se licitará en tres tramos. El primero, y más fundamental, irá desde Neuquén hasta Bahía Blanca, y debería estar terminado para el invierno de 2021. Esto tendría un costo de US$800 millones, que será financiado por tres actores: US$500 millones aportaría la Anses con el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS), US$150 millones se podrían conseguir con un préstamo de la agencia estatal estadounidense OPIC y el resto lo financiaría la empresa adjudicataria.

El gasoducto podrá trasladar entre 15 y 17 millones de metros cúbicos/día (m3/d). Desde el puerto bahiense, luego se puede licuar el gas para llevarlo a Escobar por barco y desde allí distribuirlo en el centro-norte del país.

Entre los interesados en participar están TGN y TGS, operadores de los principales ductos del país, pero en el Gobierno no descartan que haya una nueva empresa, a la que llaman TGC (por Transportadora de Gas del Centro), ya que este nuevo gasoducto pasaría justo por el centro del país.

"El sector privado es el que debe financiar la infraestructura, pero el Gobierno es quien debe promover los medios para que esa infraestructura ocurra. La falta de ductos es el principal cuello de botella para sacar el petróleo y el gas que tenemos, y que nos permite desplazar las importaciones por producción propia", admitió Gustavo Lopetegui, secretario de Energía, ante los empresarios.

Santa Cruz: inauguraron el Parque Eólico más grande del país

(El Constructor) - La empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) inaugura el Parque Eólico del Bicentenario, de 126 Mw de potencia, que, con una inversión de US$ 200 millones en la localidad santacruceña de Jaramillo, se convertirá en el proyecto en operación más grande del país.
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Tuvo una inversión de 200 millones de dólares. Se encuentra ubicado en la localidad de Jaramillo.

La inauguración del parque se realizó mediante en un acto que encabezará la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, el director nacional de Promoción de las Energías Renovables y Eficiencia Energética, Maximiliano Morrone, y el presidente de PCR, Martín Fernando Brandi.

El Parque Eólico del Bicentenario (126 MW) fue adjudicado por la Secretaría de Energía a través del Programa RenovAr 1.5 y subirá su generación al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Este parque cuenta con 35 aerogeneradores Vestas V117 en un predio de 2.455 héctareas; generará 620.000 MWh al año con los que alimentará de energía renovable a 100.000 hogares y brindará energía a Acindar, a través de un contrato Mercado a Término (Mater).

La construcción se ejecutó en 18 meses, ocupó a 200 trabajadores dentro del plazo previsto de obras y el proyecto contribuirá a reducir la emisión de 250.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Por otra parte, PCR se encuentra en plena construcción de otros dos parques eólicos en el partido bonaerense de Tornquist, denominados San Jorge y El Mataco, por un total de 100 Mw cada uno, y adjudicados mediante la Ronda 2 del programa Renovar.

PCR es una empresa de petróleo y gas que opera en la Argentina desde 1921, es la principal productora de cemento en la Patagonia y concentra sus actividades hidrocarburíferas en la Cuenca Neuquina, en la Cuenca Oriental en Ecuador y en la Cuenca Magdalena, en Colombia.

Desde la puesta en marcha del programa RenovAr,en 2016, la Argentina lleva construidos 12 parques eólicos, por una potencia cercana a los 1000 Mw, y este año deberían ingresar en operación otros 22 parques por 1500 Mw adicionales.

martes, 11 de junio de 2019

Por Invap, Weretilneck viaja a Jujuy (III)

(Rio Negro.com) - Firmará convenios para participar de la construcción del parque solar que se construye en la puna jujeña. La visita será el jueves, coincidiendo con la reciente reelección del gobernador norteño.

El gobernador Alberto Weretilneck viajará a Jujuy por la firma de un convenio de Invap con la administración de Gerardo Morales para la construcción de una planta solar térmica en Caucharí, en plena puna jujeña.

La presencia del rionegrino se concretará el jueves, coincidiendo con una semana de alto contenido político para Morales ya que el domingo logró su reelección con más del 43% de los votos frente al justicialista Julio Ferreyra.

Ayer, el propio gobernador contó de la visita de Weretilneck, enmarcada en las jornadas “Jujuy Big Data Summit” para la rúbrica de “un convenio con Invap y con el gobernador rionegrino por una planta solar en Caucharí. Será -agregó- el primer proyecto que hagamos entre dos provincias con una institución tan importante como Invap. Estamos reafirmando los proyectos que ya están en marcha y ejecución”, remarcó Morales, evaluando que la votación “ratifica la gestión del gobierno”.

En San Salvador, del jueves 13 al sábado 15, se realizará “Jujuy Big Data Summit”, que será un escenario para impulsar y debatir en relación a la “aplicación de nuevas tecnologías en políticas enfocadas en el desarrollo industrial, la reducción de la pobreza y la optimización de la gestión” de la administración jujeña.
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No se conocen demasiadas precisiones del entendimiento de Invap, Río Negro y Jujuy aunque en la provincia del Norte existe mucha expectativa. Ocurre que la iniciativa se encuadra en una ambiciosa ejecución en Jujuy de un Parque Solar, con financiamiento y construcción china.

Asentado en Caucharí, el parque tendrá 315 MW y generará energía -aproximadamente- para 300 mil hogares, alcanzando a más de 1,2 millones de personas. El financiamiento esencial corresponde a un crédito chino de 331 millones de dólares, con una tasa preferencial del 3% a 15 años, con cinco de gracia. Además del aporte del Export-Import Bank of China, Jujuy logró recursos al colocar un bono en dólares por 210 millones de dólares, en setiembre del 2017. Tres meses después, Río Negro concretaba una colocación de 300 millones de dólares para el Plan Castello.

La construcción fue contratada a Powerchina para el asentamiento de los tres proyectos solares, bajo la denominación de Caucharí I, II y III, de 105 Mw cada uno. La obra -que actualmente se estima en un 50% de ejecución- ocupa una superficie de 600 hectáreas en la localidad de Caucharí, ubicada a 4.000 metros sobre el nivel del mar y a 350 kilómetros de la capital. Se considera una de las regiones de mayor radiación solar del planeta, con condiciones óptimas de frío y viento, para la generación de energía solar.

Las exportaciones de gas de Vaca Muerta prometen 1380 millones de dólares

Por MATÍAS DEL POZZI (Rio Negro.com) - Concentra el 85% de las exportaciones de gas y proyecta generar divisas por 1.380 millones de dólares.
El puerto de Bahía Blanca es donde está instalada la bacaza (color naranja) que operan MEGA e YPF. Foto: Gentileza.
La primera exportación de Gas Natural Licuado (GNL) argentina que se concretó el jueves pasado significó un hecho histórico para el país. No solo se convirtió en el número 21 en exportar GNL, sino además en el primero en Latinoamérica. Neuquén, con el soporte de Vaca Muerta, concentra casi el 85% de los envíos al exterior y proyecta divisas por 1.380 millones de dólares, sin embargo el objetivo debe vencer varias dificultades.

En septiembre del año pasado los gasoductos que se conectan con Chile volvieron a tener flujo y desde hace ocho meses las exportaciones no se detienen. Acorde al ministerio de Energía de Neuquén, en abril se exportaron 135 millones de metros cúbicos al país vecino a través del gasoducto GasAndes, con picos de 6,05 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Y 21,6 millones de m3 por el gasoducto del Pacífico, con topes de 1,21 millones de m3.

De concretarse todos los envíos que están comprometidos, las exportaciones serán de un total de 8.758 millones de metros cúbicos. Lo que se traduciría en divisas por u$s 1.380 millones para el país. Una cifra que sería 11 veces mayor a la de 2018, pero además, superaría los saldos anuales exportados en los últimos 10 años.

Macri sobre Vaca Muerta: celebró la primera exportación y pidió más extracciones
La balanza comercial de la provincia también aumentaría considerablemente, y es que de realizarse todos los envíos las regalías serían aproximadamente por 160 millones de dólares.

El escenario sería que, a través del gasoducto Pacífico, se alcancen los 6 millones m3/d con un volumen máximo de 1.900 millones m3. Y por el gasoducto GasAndes se cubra la capacidad de 21 millones de m3/d con un máximo de 6.358 millones.

A esos 8.258 m3 se le sumaría el volumen máximo de 500 millones de m3 de los envíos a Brasil y Uruguay por el gasoducto a Uruguayana y Gas Link. Sin embargo, las probabilidades de que este escenario se cumpla en 2019 son escasas.

Si bien las exportaciones a los países de la región son la mejor respuesta que tiene el gas de Vaca Muerta para los períodos de menor consumo local, durante el período de invierno Argentina todavía depende de las importaciones. Por esto es que casi todos los permisos de exportación son de carácter interrumpible para garantizar el abastecimiento interno del país.

En números

7,26 millones de metros cúbicos diarios llegaron a exportarse a Chile en mayo. A futuro podría sumarse Brasil y Uruguay.

18 millones de metros cúbicos en total cargó la barcaza de MEGA e YPF en Bahía Blanca. Neuquén produce 70,4 millones de metros cúbicos diarios, según los datos de abril.

En paralelo, las operadoras más importantes de la formación dejaron en claro en los próximos dos o tres años enfocarán sus capacidades en sus activos de petróleo. Por lo que, de no haber un cambio de estrategia, el grueso de las inversiones se concentrará allí.

El acotado mercado del gas, la falta de redes de transporte para evacuarlo desde la cuenca, el recorte al Plan Gas y precio bajo con el que se comercializa, son los principales motivos. Por esta razón es que es muy difícil que los valores que se registraron en abril se vean reflejados en los informes de mayo y los meses posteriores.

Es un hecho que todavía se requiere de infraestructura y decisiones políticas para poder explotar los recursos de gas no convencional que aloja la formación. Pero lo cierto es que, a pesar de tener un escenario local poco amigable, desde septiembre del año pasado Vaca Muerta colocó al país entre los exportadores de gas de la región y entre los 21 países exportadores de GNL a nivel mundial.

Además, de las tres fronteras que tiene la formación dos son de gas y todavía no se están explotando como la de petróleo. Con más gasoductos, con la construcción de una planta de GNL y con una política de Estado que trascienda más allá de los mandatos presidenciales, el gas de Vaca Muerta promete un gran futuro para la provincia y el país.

El buque que cargó el GNL pertenece a la firma Cheniere.

La carga de Gas Natural Licuado (GNL) para su exportación resultó un hecho inédito para el país y abre una ventana fundamental para el desarrollo del gas de Vaca Muerta. Al tratarse de la primera operación de este tipo necesitó de un despliegue de ingeniería de alta complejidad.

Los pasos incluyeron la selección del área de implantación en la empresa MEGA, socia de YPF en el proyecto, para el proceso de tratamiento y compresión del gas para la barcaza. Las obras requirieron también la importación y montaje de dos módulos de tratamiento con aminas para remoción de CO2 y S2H, la instalación de una planta deshidratadora, el montaje y puesta en marcha de cinco generadores, la instalación de un turbocompresor, un puente de medición fiscal y un oxidador térmico para S2H y CO2.

Se construyó un nuevo macizo de amarre y se instalaron dos ganchos de disparo rápido.

Para la planta de tratamiento on-shore también se hicieron varias reformas. Sirve para tratar y acondicionar el gas natural que llega a la barcaza Tango GNL. Cuenta con una estación compresora que permite elevar la presión de suministro al valor requerido para tratamiento en la barcaza y un módulo de secado de la corriente de gas natural.

El hito conseguido la semana pasada es apenas un muestra de un canal de desarrollo sin precedentes para el país, pero su aplicación a gran escala llevará mayores desarrollos.

Vaca Muerta: 4 petroleras pugnan por la única área en manos del Estado Nacional

(El Constructor) - La empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa) recibió cuatro ofertas para el traspaso de la única concesión de un bloque de la formación de Vaca Muerta que se encuentra en manos del Estado nacional, una explotación de crudo no convencional con contrato por 35 años.
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Fuentes de la compañía, la ex Enarsa, explicaron que las propuestas pertenecen a las petroleras YPF, cuya propuesta económica alcanzó los US$95 millones; Pan American Energy que ofertó US$45 millones; Tecpetrol por US$41 millones y Vista con US$8 millones.

IEASA es 100% titular de las concesiones otorgadas por la Provincia de Neuquén para la explotación convencional por 25 años, hasta 2039 con opción de extenderla 10 años más; no convencional por 35 años, hasta 2053, y transporte de gas natural también por 35 años, informó la agencia Télam.

El Lote Aguada del Chañar está rodeado de áreas petroleras para las cuales se encuentran en ejecución o se han anunciado grandes compromisos de inversión.

En ese sentido, fuentes de YPF explicaron que el área resultó de particular interés para la compañía -lo que explicó en parte que su oferta más que duplicara al segundo interesado- ya que le permitirá los proyectos de desarrollos masivos que lleva adelante.

En ese sentido, YPF está haciendo desarrollos con la estadounidense Chevron en Loma Campana y con la malaya Petronas en La Amarga Chica, por lo que se especula con que "existe una continuidad geologíca en la zona por lo que su riqueza es muy importante".

De no existir objeciones técnicas a la propuesta, YPF tiene las mayores chances de hacerse de la nueva área, cuya cesión será definida en los próximos días por el directorio de Ieasa previa evaluación de las ofertas que realizará una comisión evaluadora.

Aguada del Chañar es considerada como la primera perforación en Vaca Muerta a partir de la asociación entre la ex Enarsa y la provincial GyP de Neuquén, en 2010, y por la que el Estado nacional llegó a invertir 150 millones de dólares.

Aquella inversión no logró para hacer viable comercialmente el proyecto -llegó a un pico de 250.000 metros cúbicos diarios-, a pesar de ser considerada una de las joyas neuquinas antes de la actual ola de los hidrocarburos no convencionales.

"Aguada del Chañar está lista para perforar y reiniciar la producción a través de intervenciones en una prolífica región de Vaca Muerta" destacaron desde el Gobierno.

Esta área tiene un piso comprometido de inversión por los próximos dos años de US$10 millones, pero ya cuenta con una producción acumulada de 35kkbl (sin fracturamiento), los primeros pozos ya perforados que hay que rehabilitar, y un gasoducto tendido de 42 kilómetros de extensión hasta una planta de tratamiento en Loma La Lata.

lunes, 10 de junio de 2019

Tras reconectar Embalse, Nación negocia para financiar Atucha 3

Por José Busaniche - Perfil, com
“Tras 50 años combatiendo el capital, hoy no hay capital”, advierte Julián Gadano, subsecretario de Energía Nuclear. Buscan atraer capitales de China. por

Con la Central de Embalse se podrá abastecer de energía a tres millones de personas. FOTO: CEDOC

Esta semana el presidente Mauricio Macri recorrió, junto a autoridades de Energía de la Nación, la Central Nuclear Embalse que fue oficialmente reconectada luego de tres años de trabajos para darle una “segunda vida”. Esas tareas demandaron una inversión de US$2.149 millones y la Central ya está conectada proveyendo energía al sistema nacional. 

En diálogo con PERFIL CORDOBA, Julián Gadano, subsecretario de Energía Nuclear de la Nación dio detalles sobre los trabajos y criticó la falta de estabilidad institucional que resta oportunidades de conseguir financiamiento barato. También descartó que la Nación esté “desmantelando” los programas y adelantó las negociaciones con agentes chinos para lograr financiamiento para nuevos proyectos. 

-¿En qué consiste la ‘segunda vida’ de Embalse?
-Una central nuclear tiene, por diseño, una vida útil que aprueba el regulador. Es la industria más controlada del mundo, por razones obvias. Esta planta puede operar una cantidad de años determinada. Esa cantidad se terminó el 31 de diciembre de 2015, con lo cual había dos opciones: decomisar la planta, desmantelarla o volver a darle vida. Decidimos, aunque en realidad el proyecto venía de antes, extender la vida porque la inversión para eso era el 40% de lo que implicaba hacer una central nueva, pero en definitiva logramos una central nueva porque se cambiaron todos los componentes. Pero para hacer esto buscamos que no fuera un festival de obra pública, como ocurrió otras veces en Argentina. 

 -¿Qué se hizo concretamente? 
 -Cambiamos todos los componentes de la isla nuclear y la turbina que genera energía, el generador y todo lo que está alrededor. De la central original quedó el edificio, muchas cosas no esenciales para no generar más gasto del necesario y se cambió toda la isla nuclear, todo el sistema que genera la reacción nuclear, los generadores de vapor, el retubado y se repotenció la turbina, generador y los sistemas de control. Y se modernizó la sala de control. Además, se le agregaron 35 megas de potencia. Con esto, la vida de Embalse se extiende 25 años más a plena potencia, que suponemos van a ser 30 años reales. 

 -¿Qué implica en términos de energía para el sistema?
-Esto significa energía para tres millones de personas en la provincia de Córdoba. Córdoba hoy es generadora neta de energía, genera el 83% de la energía que Córdoba necesita. Y esto permite abaratar los costos de la generación de energía. Con Embalse evitamos comprar fueloil o GNL. Gracias a Embalse, “despedimos” al segundo barco regasificador que era la forma más cara y contaminante de consumir energía. Con Embalse, Córdoba prácticamente se vuelve autónoma y sustentable en materia de generación y gracias a Embalse vamos a tener un invierno más tranquilo porque vamos a necesitar comprar menos combustible contaminante y caro. 

 -¿Cómo sigue la reconversión de la matriz energética? 
 -Cuando asumimos nos propusimos recomponer el mercado energético, el mercado eléctrico, reconstruir las condiciones para la inversión y aprovechar lo mejor de cada fuente para una matriz diversificada. Argentina tiene la suerte de tener gas, viento, sol y un clúster tecnológico nuclear muy maduro. Ya tenemos las condiciones para una matriz energética más barata, más limpia y menos basada en combustibles fósiles contaminantes y caros. La Argentina exportaba gas y dejó de hacerlo por las políticas del Gobierno anterior que destrozaron la inversión en el sector. En el medio aparece Vaca Muerta que es una combinación del recurso natural, pero si tenemos instituciones débiles lo único que puede producir es una desgracia. 

 El capital. - Para Gadano hoy la Argentina tiene que esforzarse por conseguir capital extranjero para invertir ya que “no tenemos capital financiero porque hace 50 años que venimos haciendo cosas para no tenerlo. Después de 50 años de combatir el capital, Argentina no tiene capital. Hoy el capital extranjero está viniendo a Vaca Muerta porque está el recurso, el capital humano y reglas de juego. Este año va a haber inversiones en Vaca Muerta por US$10 mil millones en una provincia que tiene 500 mil habitantes”.

Nuevos negocios. Hacia adelante, Gadano confirmó que están negociando con bancos y empresas chinas para financiar la construcción de la central nuclear Atucha 3, en Lima, provincia de Buenos Aires. Además, se avanza en el desarrollo de un programa para la fabricación de reactores modulares pequeños: “Hay cinco países que están trabajando en el desarrollo de reactores pequeños y Argentina es uno de ellos y el que tiene el prototipo más avanzado. Tiene un avance de obra del 60%. El objetivo es que en 10 años Argentina juegue un partido en un mercado nuevo de miles de millones de dólares”, sostuvo. 

Finalmente, sobre versiones en torno a desinversión y desmantelamiento de programas Gadano fue tajante: “En el sector nuclear argentino se invierten $20 mil millones cada año, entre Conea y las empresas públicas. Eso no es desmantelamiento pero lo que no hacemos es tirar la plata en proyectos mesiánicos. Hacer de nuevo Embalse costó US$2.150 millones y terminar Atucha 2 costó el doble. Hay que invertir: sin inversión pública esto no funciona, pero hay que invertir en proyectos sustentables y que generen recursos” (Fuente www.perfil.com). 

jueves, 6 de junio de 2019

Avanza el plan para acopiar gas en viejos pozos

POR VICTORIA TERZAGHI  - La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
Triple oportunidad. La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
Triple oportunidad. La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.

El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.

El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.

Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.

La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.

El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”.

Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.

La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas. “Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea.

Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.

En números

140 millones de dólares es la inversión que las empresas estimaron para desarrollar el proyecto de storage.

2,5 millones de metros cúbicos por día se podrían inyectar en los pozos agotados.

Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo sufiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.

Si bien los estudios fueron positivos, Ormachea estimó que para el año entrante sólo se deberá esperar un volumen reducido de almacenamiento en el yacimiento Agua Salada.
Es que el CEO y presidente de Tecpetrol también advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.

El plan

10 pozos son los comprometidos para el desarrollo como productores. Otros tres se realizarán para el monitoreo.

De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.

El área escogida por las operadoras se encuentra a unos 50 kilómetros de Catriel y posee una superficie de 650 kilómetros cuadrados.

Desde la cartera de Energía de Río Negro se detalló que el reservorio llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido.

En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.

Quiénes son los patrones de Vaca Muerta

POR VICTORIA TERZAGHI Y MATÍAS DEL POZZI - Rio Negro

En el shale argentino 18 petroleras cuentan con concesiones no convencionales. Representan apenas el 27% de la superficie total de la formación. YPF, PAE, ExxonMobil, Total y Shell encabezan el ranking de acres.
Cada vez son más las empresas que buscan hacerse un lugar en la formación no convencional.
Cada vez son más las empresas que buscan hacerse un lugar en la formación no convencional.

Lejos de estar muerta la vaca se mueve y lo hace de manera considerable. Año a año la formación no convencional suma nuevos desarrollos, nuevos jugadores y el ranking de las compañías que más acreaje poseen se altera constantemente.

En junio del año pasado Vaca Muerta tenía 27 concesiones no convencionales, en menos de seis meses llegó a 34 y el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, confía que para fin de año serán 40 y en lugar de los siete desarrollos masivos que tiene hoy serán 10.

Para cuantificar aún más los pasos que caminó Vaca Muerta en el último año vale nombrar que avanzó de los 5.853,93 kilómetros cuadrados de superficie concesionada a los actuales 8.222, es decir que los compromisos de inversión a 35 años sumaron un 40% más de superficie.

Si bien estos números grafican la superficie que abarcan las concesiones no convencionales hay un grupo de empresas como es el caso de la noruega Equinor que tienen permisos para explorar Vaca Muerta sin tener una concesión no convencional.

8.222 kilómetros cuadrados es la superficie que abarcan las 34 concesiones no convencionales de Vaca Muerta. Además hay otras firmas que están desarrollando perforaciones con destino a la roca generadora pero desde campos convencionales e incluso maduros, como es el caso de Chevron en El Trapial.

De los 30.000 kilómetros cuadrados que tiene Vaca Muerta, 27.000 están dentro de los límites de Neuquén. Si se analiza la superficie que hoy cuentan con concesiones no convencionales versus el trozo de la formación dentro de la provincia, el resultado es que hoy se está explotando apenas el 27,4% del total de la formación.

A pesar de ser menos de la mitad, el gas y el petróleo no convencional que se extrae en esa porción significan más de un 60% del total de hidrocarburos que produce la Cuenca Neuquina.

En números

1.269 km2 representan los 7 bloques en desarrollo masivo. Es el 4% de la superficie de la formación.

Según información del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, el ranking de las empresas con mayor participación de las concesiones no convencionales es liderado por YPF, le sigue Pan American Energy (PAE) y el tercer puesto es ocupado por la gigante norteamericana ExxonMobil. Son las únicas que superan la barrera del 10%.

El porcentaje total de esos permisos de explotación no convencional está concentrado entre 18 empresas de las cuales más de la mitad son extranjeras: Además de la que ocupa el tercer puesto están Total, Shell, Vista Oil&Gas, Chevron, Wintershall Dea, Madalena Energy, Dow, Petronas y Schlumberger.

Con las últimas 7 concesiones no convencionales que otorgó la provincia, la que más superficie agregó a su carpeta fue ExxonMobil. La otra que escaló en el ranking fue Pampa Energía que duplicó la superficie que operaba. Más abajo se ubicó PAE , Shell YPF, Pluspetrol y la petrolera neuquina Gas y Petróleo (GyP).

Vista Oil&Gas, la firma creada por Miguel Galuccio, fue el gran jugador que desembarcó en Vaca Muerta en la segunda mitad del 2018. Con sus dos concesiones no convencionales tomó 543,35km2 de la formación. La otra firma que apareció en el radar fue Madalena que por su participación en Coirón Amargo Sur Este (CASE) posee 78,71 km2 en la formación.

En lo que va del 2019 no se otorgó ninguna concesión nueva, pero según los compromisos de inversión y las proyecciones de la mayoría de las operadoras que hacen traccionar la formación se espera que la actividad se incremente durante los próximos meses y el ranking de compañías vuelva a modificarse.

La producción de petróleo se incrementó más de un 23% en un año
El gran potencial de la roca generadora que es Vaca Muerta está en el gas, pero es el petróleo el que no sólo está atrayendo la mayor cantidad de inversiones sino también el que está generando el salto en la producción.

De acuerdo a los registros del ministerio de Energía de Neuquén en abril la producción de petróleo alcanzó los 137.282 barriles diarios y no sólo marcó un alza del 5,29% con respecto al mes anterior, sino que trepó un 23,31% con respecto al mismo mes del 2018.

De esos 137.282 barriles el 62% correspondieron al crudo que se extrae de Vaca Muerta, es decir 85.170 barriles diarios, y apenas el 38% al petróleo convencional característico de la Cuenca Neuquina.

En tanto que en lo que hace a la producción de gas, la cuota mayoritaria también provino de los no convencionales que entre el tight y el shale gas ocuparon el 67% de los 70,4 millones de metros cúbicos que en promedio se extrajeron por día en abril.

El gas de Vaca Muerta trepó en este mes a los 28,8 millones de metros cúbicos y representó el 41% de la producción, mientras que el gas de arenas compactas (tight) mostró una nueva caída y se ubicó en el 27% con 18,7 millones de metros cúbicos por día.

En este segmento de los hidrocarburos la tendencia también fue hacia el incremento, pues la producción subió un 3,25% en comparación con marzo y un 6,32% en relación con el mismo mes del año pasado.

La “Ciudad blanca”: así se ve Buenos Aires con el 100% de luces LED

(Clarin.com) - La red porteña ya fue totalmente convertida a esa tecnología, con la que se ahorra un 50% de consumo eléctrico.

Buenos Aires desde el aire, con su nueva iluminación LED, en una imagen tomada desde un avión. Foto: Ministerio de Ambiente y Espacio Público.

Con una transformación progresiva que demandó seis años y que renovó en su totalidad el alumbrado público porteño, Buenos Aires se declara una Ciudad 100%  LED. Sus calles, avenidas, plazas, parques y peatonales ahora cuentan con una iluminación que permite reducir hasta un 50% el consumo energético.

A la vista, la imagen más significativa queda reservada para las alturas. El Ministerio de Ambiente y Espacio Público de la Ciudad distribuyó fotos tomadas desde un avión y un helicóptero, en las que la avenida General Paz se percibe como un límite entre dos mapas lumínicos bien diferenciados. Las incandescentes que todavía priman en el Gran Buenos Aires le aportan calidez a la foto, pero contaminación y gastos de mantenimiento más elevados a los distritos. Mientras que la tonalidad fría que caracteriza a las LED son sinónimo de ahorro y larga duración. 
La General Paz, desde el aire. Foto: Ministerio de Ambiente y Espacio Público.
La General Paz, desde el aire. Foto: Ministerio de Ambiente y Espacio Público.

"Con el reemplazo de las luces convencionales por tecnología LED ahorramos más del 50% del consumo eléctrico y redujimos la emisión de gases, lo cual nos acerca a nuestro objetivo de tener una Ciudad más sustentable", expresó el ministro de Ambiente y Espacio Público porteño, Eduardo Macchiavelli.

En detalle, actualmente se ahorran 85.000 MW al año, equivalentes al uso energético anual de 25.300 hogares, y se emiten 44.000 toneladas anuales menos de CO2. 
Buenos Aires desde el aire, con su el 100% de iluminación LED
Buenos Aires desde el aire, con su el 100% de iluminación LED

En total, son más de 160.000 luces LED las que actualmente alumbran Buenos Aires, y se apunta a que antes de fin de año lleguen a 165.000. A su vez, durante estos seis años de recambio también se sumaron recursos al parque lumínico, incorporando 40.000 nuevas luminarias, todas LED, para lo que también fue necesario realizar obras de infraestructura que permitieran sumar columnas y luces en áreas deficientes. Así, entre 2016 y 2019 se logró mejorar la iluminación en el 25% de la Ciudad. 

Otro de los puntos que hacen a la renovación es el actual sistema de telegestión con el que se monitorea el alumbrado público porteño. Se trata de un tablero de control centralizado desde el que es posible vigilar el funcionamiento, subir o bajar la intensidad de cada luz de manera individual, detectar fallas y programar reemplazos y tareas de mantenimiento. De esta manera se logró optimizar los tiempos de reparación, a la vez que el encendido y apagado de las luminarias ahora se define en base a un calendario regido por la salida y la puesta del sol. 

Tonalizar los monumentos y fachadas más icónicas de la Ciudad en fechas patrias, o para adherirse a campañas de concientización, es también un ingrediente que se incorporó con el avance de la tecnología LED, y que también responde a la telegestión. Es mediante este sistema que se puede programar de forma remota y anticipada la iluminación temática de distintas superficies, variando a gusto y necesidades la intensidad y el color. 

El Obelisco, el Cabildo, el Planetario, el Puente de la Mujer, el Monumento a los Españoles o el frente de la Usina del Arte son algunos ejemplos de cómo la luz también puede acompañar causas y celebraciones. 

viernes, 31 de mayo de 2019

Se reactivo la la central nuclear Embalse

(LPO) -En enero habían celebrado la entrada en funcionamiento de la planta, pero recién ahora su potencia se acerca al 100% de su capacidad. Luego de haber celebrado su entrada en funcionamiento hace casi seis meses, el secretario de Energía Gustavo Lopetegui viajó a Córdoba a reinaugurar definitivamente la central nuclear Embalse, construida en 1984.
El Gobierno inauguró la central nuclear Embalse por segunda vez
La novedad es que tras este lapso en el que la planta estuvo proveyendo paulatinamente de energía al sistema interconectado nacional, ahora llega prácticamente al 100% de su capacidad instalada.


Se trata de 683 MW, un 6% más que su potencia anterior, que alcanzarán para abastecer a más de tres millones de personas. De esta manera, la energía nuclear pasa a representar el 6% de la matriz eléctrica. Las obras para ampliar la vida útil de esta central por otros 30 años, demandaron tres años de trabajo y una inversión de 2.140 millones de dólares. La modernización de la planta situada en la costa sur del embalse del Río Tercero en la Provincia de Córdoba, fue realizada por ingenieros argentinos y consistió en la renovación del reactor, el recambio de los generadores de vapor y la actualización de los sistemas de seguridad.


"La energía nuclear es una fuente más que se suma al petróleo y gas, con Vaca Muerta a la cabeza, y las energías renovables, todas en expansión", sostuvo Gustavo Lopetegui, secretario de Gobierno de Energía. "Este proyecto de extensión de vida de la central es una muestra de que cuando trabajamos en equipo podemos hacer grandes cosas. Contamos con lo más importante, que son los recursos humanos y muchas décadas de experiencia en esta tecnología, y logramos hacerlo en tiempo y en presupuesto, un gran logro. El sector energético debe ser uno de los motores de crecimiento del país", agregó.

La central finalizó su vida útil el 31 de diciembre de 2015, fecha tras la cual comenzaron las obras para renovar el reactor, recambio de los generadores de vapor y actualización de los sistemas de seguridad. Terminada esta etapa, el 4 de enero de 2019 alcanzó la puesta a crítico en el reactor, término técnico con el que se hace referencia a la reacción nuclear en cadena controlada, fuente primaria de generación de energía de la planta.


"Hoy es un día de alegría. Esto es real, se hizo en tiempo y presupuesto. Esto se hizo gracias a que la gente que sabe cómo hacer las cosas. Se vinculó honestamente con su trabajo y dio su conocimiento para hacer esto posible", afirmó Julián Gadano, subsecretario de Energía Nuclear.
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