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Argentina demandara menos gas desde octubre

El embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez informó de que su país pasó el periodo de invierno, crítico en demanda de gas, pero que a partir de este 1 de octubre disminuirán las nominaciones a un promedio de entre 15 y 16 millones de metros cúbicos diarios (Mmmcd).

Álvarez recordó que Argentina enfrentó el periodo alto de consumo energético no solo con el gas natural de Bolivia, sino también con el gas natural licuado (GNL) que tuvo que comprar a Chile. Según datos oficiales, el promedio de envío de gas al mercado argentino en el periodo de invierno osciló en 16,3 Mmmcd.
Bolivia produce 60 Mmmcd, siendo el mercado nacional la prioridad.

http://www.eldeber.com.bo/bolivia/Argentina-demandara-menos-gas-desde-octubre-20170930-0010.html

 

 

 

 

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Encuentro con CEOs en la AOG 2017

Con las charlas de Carlos Ormachea (Tecpetrol), Horacio Turri (Pampa Energía) y Germán Macchi (Pluspetrol) se lanzó el ciclo de conferencias. También estuvo presente el Presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.

En el marco de la Argentina Oil & Gas Expo se realizó el Encuentro con los CEO´S, un ciclo de conferencias que reúne a los líderes y conductores de las principales empresas protagonistas de la industria de los hidrocarburos para debatir acerca de los desafíos de la industria en la Argentina.

La apertura estuvo a cargo del Presidente & CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea, quien expresó:

“Vaca Muerta es el proyecto más importante de la industria, tenemos una oportunidad única en nuestro país. Es un recurso abundante y de buena calidad que debemos desarrollar. Su explotación va a generar un impacto altísimo en la economía nacional”.

A continuación, el Country Manager de Pluspetrol, Germán Macchi dijo:

“Nos encontramos en una etapa diferente de la industria, volvemos a los precios de mercado sin regulación y a integrarnos al mundo. El desafío es mejorar los precios, la competitividad y reducir los costos. Esos son los tres factores que determinan que un negocio sea exitoso o no”.

 

El cierre estuvo a cargo del Director Ejecutivo de E&P de Pampa Energía, Horacio Turri: “Hace años que los EE.UU. se propusieron desarrollar el shale gas. Ese proyecto estuvo acompañado de precios desregulados, incentivos a la inversión y un gran fomento a la investigación. Como consecuencia hubo una gigantesca innovación tecnológica, lo que redujo los costos. La tecnología está disponible, lo que falta en Argentina es generar condiciones para que lleguen al país y al menos costo”.

 

Fuente: http://enerblog.org/encuentro-ceos-la-aog-2017/

 

 

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PAE, Exxon y Wintershall destacaron el “círculo virtuoso” para producir en Vaca Muerta

El Director Ejecutivo de Pan American Energy (PAE), Richard Spies, afirmó que la compañía “encaró en los últimos cuatro años un proceso de expansión de sus operaciones en la Cuenca Neuquina”, en la formación no convencional Vaca Muerta.

Spies ratificó también la presencia activa de PAE en la Cuenca Golfo San Jorge, donde opera en la producción de gas natural (Cerro Dragón) y de petróleo en yacimientos convencionales.

El directivo consideró que en Vaca Muerta “se está iniciando un ciclo virtuoso, en el que las empresas pasarán de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de los reservorios en los próximos años”, lo cual implicará más inversiones en nuevos equipos y necesarias mejoras en la infraestructura para continuar bajando costos operativos”.

“Hay claros indicadores de que se están dando los pasos adecuados hacia ese objetivo”, señaló Spies, también en referencia a condiciones contractuales, de inversión, y otras referidas a “acuerdos entre todos los actores (empresas, gremios, gobiernos) para mejorar la productividad“.

Sobre este último concepto remarcó, durante una conferencia en el marco de la Expo Oil & Gas, que desarrolló el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas en Buenos Aires, que “eficiencia no es reducir personal sino capacitarlo en la nuevas tecnologías para lograr las condiciones que permitan realizar más pozos en un mes, mas fracturas por día”.

En este orden, refirió que, por caso en la Cuenca Golfo San Jorge (Chubut-Santa Cruz) en los tres últimos años hemos mejorado mucho la producción de gas y petróleo (crudo pesado Escalante), estamos invirtiendo unos 1.000 millones de dólares este año, la mayor parte en Cerro Dragón, y creemos que hay otras oportunidades en la Cuenca”.

 Pan American Energy es la segunda productora neta de gas en el país

En la misma conferencia expusieron también Daniel de Nigris, CEO de Exxon Móvil, y Gustavo Albretch, CEO de Wintershall.

El directivo de Exxon recordó que la compañía desembarcó en la Argentina en 1911, y desarrolló principalmente actividades en refino y comercialización de combustibles, con la marca Esso, que hace pocos años vendió a PAE.

“Desde 2010 estamos enfocados en la producción de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, como operadores en diversas áreas -Bajo del Choeque, Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur-, asociada con YPF y con P&G (estatal neuquina)- mientras que en otros bloques estamos aún en la etapa de exploración”.

De Nigris destacó que “venimos a operar en Vaca Muerta contando con la experiencia acumulada por XTO, la empresa que compró Exxon, y que es la compañía más grande de los Estados Unidos en operaciones no convencionales, con 55 mil pozos perforados”.

El directivo consideró que “se están generando las condiciones adecuadas para que las empresas se resuelvan a invertir en procura del desarrollo masivo de los recursos de gas y petróleo en Vaca Muerta”, e hizo hincapié en que Exxon está trabajando además en programas de responsabilidad social, atendiendo a las comunidades que habitan en las zonas donde operamos”.

A su turno, Albretch (Wintershall) destacó la participación que desde 1978 tiene la compañía en los proyectos de desarrollo de gas natural off shore en Tierra del Fuego, asociada a Total y Enap, y refirió que desde 2014 la empresa desembarcó en Vaca Muerta, donde opera los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte.

Las tres compañías coincidieron en asignar prioridad a la producción de gas natural para que Argentina recupere el autoabastecimiento, y luego pensar en la posibilidad de exportar el recurso a nivel regional, cuando se produzcan excesos de oferta, por caso en temporada de verano.

 

Fuente: http://www.infobae.com/economia/finanzas-y-negocios/2017/09/29/pae-exxon-y-wintershall-destacaron-el-circulo-virtuoso-para-producir-en-vaca-muerta/

 

 

 

 

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Adjudicaron proyectos de generacion termica a Central Puerto y a Albanesi

 El Ministerio de Energía adjudicó ayer tres proyectos por 506 Mw para incorporar nueva generación de energía eléctrica eficiente mediante el proceso de cogeneración, que demandarán una inversión de u$s 500 millones, en el marco de un proceso de licitación en el cual se ofreció a otros 22 proyectos la posibilidad de mejorar sus ofertas.

Así se dio a conocer mediante la Resolución 820 de la Secretaría de Energía Eléctrica por la cual se adjudicaron los 506 Mw a Central Puerto SA para sus proyectos en Luján de Cuyo, provincia de Mendoza por 89 Mw; y San Lorenzo, en Santa Fe, por 317 Mw, mientras que el tercero adjudicado es Generación Mediterránea, del Grupo Albanesi, para la obra en Arroyo Seco, en Santa Fe, por 100 Mw.

La cartera energética informó que la inversión privada se estima en no menos de u$s 500 millones y su repago se realizará mediante contratos de largo plazo con la demanda.

Al resto de los 22 proyectos precalificados para la evaluación técnica y económica de proyectos por 2250 Mw, el Ministerio resolvió “solicitar mejoras de precio” ya que, en determinados escenarios evaluados no resultaron convenientes para el sistema.

Para estos proyectos que tendrán la posibilidad de mejorar sus ofertas, el plazo fijado para la presentación de las nuevas propuestas es el 6 de octubre próximo.

La cantidad de proyectos recibidos y la potencia ofertada neta de alternativas por unos 3129 Mw habían estado al momento de la apertura de sobres el 31 de agosto por encima de las expectativas del Ministerio, ya que equivalían a casi al 10 % del total de energía disponible en el país, unos 34.000 Mw, de los cuales se utilizan 25.000 Mw.

La Resolución 820 no contempla aún la adjudicación de proyectos de cierre de ciclos combinados, propuestas para las cuales habían ofertado grandes grupos energéticos como Albanesi, Araucaria, MSU, Pampa Energía e YPF

En tanto, los proyectos para cogeneración es decir el aprovechamiento energético del vapor producido por otra actividad, correspondieron además de los adjudicados a los grupos Albanesi, Albares Energía, IPC, MSU, Pampa Energía, TGS e YPF.

El Gobierno adoptó al inicio del proceso licitatorio los precios de referencia de los combustibles a partir de los cuales se podrá determinar la competitividad de cada oferta, y por los cuales se fijó en u$s 5,2 por millón de BTU en el caso del gas natural; de u$s 310 por tonelada de fuel oil, y de u$s 420 por metro cúbico de gas oil.

El Ministerio resaltó que “los proyectos seleccionados cumplen el criterio de mostrar beneficios económicos superiores a los costos para el sistema eléctrico en todos los escenarios de disponibilidad de combustibles”.

En especial en lo que se refiere a la necesidad de quemar combustibles líquidos en los meses del invierno que planificamos que irán disminuyendo a medida que se recupera la producción gasífera del país”, se resaltó al darse a conocer la Resolución 820.

Esta licitación se realiza en el marco de la Emergencia Eléctrica vigente hasta diciembre 2017, y tiene por objetivo dotar de seguridad y confiabilidad al sistema eléctrico y hacer más económica su operación.

 

Fuente: https://www.cronista.com/economiapolitica/Adjudicaron-proyectos-de-generacion-termica-a-Central-Puerto-y-a-Albanesi-20170926-0057.html

 

 

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Ganadores de Sorteo de Mochilas

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Mas de 100 participantes se inscribieron en el sorteo de nuestra plataforma WEB siendo los ganadores de las mochilas Samsonite:

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  2. Ariel Cottelo – Roch S.A.
  3. Pablo Suarez – Energy Consulting Services
  4. Andres Kloster – Grupo Albanesi
  5. Carlos Maria Cuneo – MSU Energy
Agradecemos a todos los participantes.
Nos podremos en contacto con los ganadores para enviarles los premios correspondientes.
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Las facturas de luz empiezan a llegar con aumento en septiembre

SE VIENE EL AUMENTO TARIFARIO DE LA LUZ EN LA PROVINCIA. LAS BOLETAS EMPIEZAN A LLEGAR CON INCREMENTO PROMEDIO DEL 58%

Los vecinos platenses empezarán a recibir el mes próximo las boletas de la luz con el aumento aprobado por el gobierno bonaerense, que en promedio ronda el 58% pero que será mayor para los hogares de consumos altos.

Según trascendió, el nuevo cuadro tarifario quedó habilitado para aplicar desde el mes de julio, luego de que se destrabaran los planteos judiciales que habían frenado el ajuste. De esta manera, la distribuidora Edelap comenzará a aplicar el ajuste que se verá reflejado en las facturas que los usuarios de la región recibirán en septiembre.

Estos aumentos regirán también para el resto de la Provincia. Lo aplicarán las más de 100 cooperativas del Interior como así también las distribuidoras Edea, Eden y Edes.

LEA TAMBIÉN: ¿Cómo queda planteado el escenario político a nivel provincial tras las PASO?

Las distribuidoras de energía de la Provincia quedaron habilitadas para disponer el aumento de la luz que había autorizado el gobierno bonaerense, luego de que la Cámara en lo Contencioso Administrativo de La Plata hizo lugar a una apelación del Estado provincial contra una medida dictada en primera instancia que había frenado el ajuste.

La Cámara otorgó “efecto suspensivo” al recurso de apelación presentado por el Estado contra la medida precautelar que había otorgado el juez Luis Arias, que había suspendido los aumentos.

Con el fallo, las distribuidoras Edelap, Eden, Edea y Edes y las cooperativas eléctricas del interior de la Provincia quedaron habilitadas a aplicar el nuevo cuadro tarifario, pese a que la Cámara aún no se expidió sobre la cuestión de fondo.

Arias había hecho lugar a un planteo presentado por la Defensoría del Pueblo, que reclamó la nulidad de la resolución 149 del ministerio de Infraestructura Obras y Servicios Públicos que autorizó los aumentos.

Luego, el juez en los Contencioso platense convocó a un audiencia a funcionarios del ministerio de Infraestructura y al ómbudsman Guido Lorenzino. En ese contexto, el Defensor del Pueblo reclamó que el aumento tarifario esté atado a los incrementos salariales en los mismos porcentajes.

Luego de esa audiencia, los funcionarios bonaerenses se llevaron la propuesta para analizar. Pero unos días después la Cámara frenó la decisión de Arias y habilitó a las empresas a cobrar la suba.

En la resolución oficial que dispuso el aumento se incluyó un plan de inversiones al que se comprometieron las empresas prestatarias del servicio que implica obras para este año por 580 millones de pesos y más de 5.800 millones en cinco años.

Fuente: http://www.eldia.com/nota/2017-8-18-1-47-6-las-facturas-de-luz-empiezan-a-llegar-con-aumento-en-septiembre-la-provincia

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Diputados aprobo el proyecto para que los usuarios puedan sumar energia renovable a la red electrica

La iniciativa fue aprobada con 159 votos a favor y 3 en contra. Es un proyecto para mejorar e incrementar la capacidad del sistema energético, que prevé habilitar a los usuarios residenciales y pymes a generar su propia energía renovable e inyectar y vender el excedente.
La Cámara de Diputados aprobó, con 159 votos a favor y 3 en contra, un proyecto de ley clave para mejorar e incrementar la capacidad del sistema energético, que prevé habilitar a los usuarios residenciales y pymes a generar su propia energía renovable e inyectar y vender el excedente que produzcan en la red de distribución.

La iniciativa, conocida como Generación Distribuida, fue girada al Senado tras ser aprobada en Diputados con el respaldo del interbloque de Cambiemos, el Frente Renovador, el Frente para la Victoria y el bloque Justicialista, mientras que se opusieron los legisladores de izquierda.

El dictamen señala que el objeto de la ley es permitir a los usuarios de la red eléctrica generar energía renovable “para su autoconsumo, con eventual inyección de excedentes a la red” y establece “la obligación de los prestadores del servicio público de distribución de facilitar dicha inyección, asegurando el libre acceso a la red de distribución”.

En el dictamen se incluyeron modificaciones para asegurar las competencias de las provincias, con lo cual se garantizó el respaldo de los legisladores del bloque justicialista, que se referencia en el diputado Diego Bossio.

A este sistema sólo podrán acceder los usuarios, cooperativas o pymes del mercado de la electricidad -con excepción de aquellas empresas que tengan un 25 por ciento en manos de personas jurídicas de nacionalidad extranjera- ya que prohíbe ingresar a los grandes clientes o agentes distribuidores con demandas de potencia iguales o mayores a 300 kilovatios.

Fuente: http://www.telam.com.ar/notas/201709/203666-diputados-aprobo-el-proyecto-para-que-los-usuarios-puedan-sumar-energia-renovable-a-la-red-electrica.html

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Tras suba de tarifa, Edesur instalara medidores que permiten ahorrar energia

Después de haber transitado uno de los veranos de mayor tranquilidad, según definición propia de ejecutivos de la compañía, y con las subas de tarifas en marcha, en Edesur planean traer al país equipamiento que hasta hace unos años podría llegar a ser calificado como “futurista” para el contexto energético argentino.
Se trata de medidores inteligentes, nombre que la informatización energética del primer mundo ya tiene incorporado pero que localmente es difícil de pensar si se tiene en cuenta los miles de cortes de luz que vienen sufriendo los usuarios desde hace ya una decena de años producto del retraso tarifario y de la falta de inversiones para nuevas tecnologías. Hasta ahora, Edesur destinó $ 2700 millones y acumula $ 7500 millones en los últimos tres años que, de todos modos, no impidieron las quejas y protestas por los cortes. Sin embargo, los dueños de la distribuidora, el Grupo Enel, prometen modernizar su red.
El primer paso serán los medidores inteligentes como los que posee en Italia y Chile y que empezó a usar en fase piloto en la zona de Los PIletones, en el barrio porteño de Villa Soldati. Al respecto, Maurizio Bezzeccheri, director General de Enel para Argentina, explicó a El Cronista, que “después de años donde no se podía pensar en este tipo de avances, es tiempo de aplicar nuevas tecnologías, con mayores eficiencias y mejoras tanto para la compañía como para los usuarios”. Como respaldo, asegura que haber bajado 25% la.cantidad de cortes durante este verano en comparación al mismo período de 2015, le permite al holding enfocarse en “desarrollar una red eléctrica como las que ya operamos en Europa y en países cercanos”.
Los medidores inteligentes ya fueron presentados por Enel al Gobierno, a través del Ministerio de Energía, en donde los consideraron viables. La prueba en Los Piletones servirá de plataforma para expandirlos al resto de los 2,3 millones de clientes de Edesur. Son equipos importados que cuestan 120 euros cada uno, pero que Enel propuso ayudar a desarrollar una industria local. En el caso de quién pagará el costo del recambio, Bezzeccheri explicó que debería salir de una ecuación vinculada a la tarifa o en forma conjunta con el Estado. Igual, para masificarlos faltan permisos oficiales vinculados al cumplimiento de ciertos estándares de calidad y medioambientales. “En cuanto logremos eso, podemos cambiar toda la red en breve tiempo”, argumentó Bezzeccheri, para quien los equipos permiten a los clientes ahorrar hasta 30% en el consumo energético.
A modo explicación de cómo funcionan, el ejecutivo agregó que los medidores inteligentes le permiten a las distribuidoras administrar sus activos de manera eficiente y a los usuarios gestionar su consumo en forma racional. “Saber si durante el día o la noche se usa más la luz; qué equipos gastan más e ir desarrollando un mapa de consumo más racional”, señaló.
En el caso de las empresas, les permite recolectar datos de uso y gestionar la red de forma remota para optimizar los tiempos de envío de una cuadrilla, por ejemplo. Y, al recolectar más y mejores datos de los hábitos de los consumidores, se pueden operar de forma más racional las generadoras.
“Mejoramos la calidad, el mantenimiento, la confiabilidad y la disponibilidad de la información”, agregó el máximo ejecutivo del grupo italiano en el país donde, al igual que en el resto de los mercados regionales donde opera, cambió las razones sociales de sus empresas privilegiando el apellido Enel.
Además, y según su visión, los medidores inteligentes le permitirán pensar al Gobierno en aplicar tarifas diferenciales, según el momento del día de mayor o menor uso de la energía. “En el actual cuadro tarifario eso no se puede, pero con la tecnología es posible diferenciar los tiempos de consumo y dividir el costo”, aseguró.

Fuente: http://energiaytransporte.com.ar/noticias/Energia-201702/Tras-suba-de-tarifa-Edesur-instalara-medidores-que-permiten-ahorrar-energia–.html

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Definen crucial licitacion de generacion termica con oferentes de peso en disputa

El Ministerio de Energía y Minería de la Nación anunciará hoy el resultado de la licitación lanzada en mayo para generar electricidad a partir de fuentes térmicas, en la que se atraerá una inversión privada cercana a los u$s 3000 millones. Según fuentes del sector, el empresario Nicolás Caputo, muy cercano al presidente Mauricio Macri y principal accionista de Central Puerto, habría sido el principal ganador de la compulsa.
La cartera conducida por Juan José Aranguren adjudicó el viernes los proyectos y los contratos se firmarán dentro de dos meses, el miércoles 22 de noviembre. El 10 de mayo, mediante la Resolución 287 – E/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica a cargo de Alejandro Sruoga, se instruyó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) a convocar a interesados a ofertar nueva generación térmica en base a cierre de ciclo combinado y cogeneración, con compromiso de estar disponible para satisfacer la demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
La capacidad de generación se ampliaría en unos 3300 MW, según estimaciones de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución de Energía Eléctrica, a cargo de Osvaldo Rolando.
Central Puerto, la firma de generación eléctrica del mejor amigo de Macri, se había quedado afuera en dos licitaciones anteriores y ahora ofertó tres proyectos por una potencia muy superior al del resto de sus competidores y al menor costo fijo.
Caputo entró asociado a las cerealeras Bunge y Aceitera General Deheza la empresa de la familia Urquía, que dirigió Miguel Acevedo, yerno de Roberto y actual presidente de la Unión Industrial Argentina (UIA) para generar 330 MW en Terminal 6, ubicada en la localidad santafesina de San Lorenzo, cercana a Rosario. El costo fijo es de u$s 17.000 / MWmes y el variable es de u$s 8 / MWh.
Solamente MSU Energy superó a Central Puerto en la potencia ofertada (420, 360 y 335 MW) con tres alternativas en la provincia de Santa Fe, pero a un costo fijo considerablemente mayor (entre los u$s 33.900 y los u$s 39.500 / MWmes).
Fuentes al tanto de la operación están “casi seguros” de que Caputo ganó la licitación y la definieron como una “muy buena noticia”. Terminal 6 va a proveer a Central Puerto el terreno y los servicios portuarios como la recepción y descarga del gasoil y consumirá alrededor de 2,9 millones de toneladas de vapor por año, con una compra estimada de u$s 30 millones anuales.
En cierre de ciclo combinado, la compulsa se presumía un tanto más pareja. Allí compitieron YPF, Pampa Energía (de Marcelo Mindlin), Araucaria Generation y Central Térmica Loma de la Lata, con una suma de potencia de 1811 MW y proyectos sumamente concentrados en las provincias de Buenos Aires y Córdoba, aunque también hubo ofertas para Neuquén (Loma de la Lata) y Tucumán.

Fuente: https://www.cronista.com/economiapolitica/Definen-crucial-licitacion-de-generacion-termica-con-oferentes-de-peso-en-disputa-20170925-0047.html

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Energías Renovables Informe Especial

Todo lo que la industria necesita saber sobre Energías Renovables y las obligaciones de la ley.

Accesos Relevantes

Positivo informe de Moody’s sobre energias renovables en Argentina

Un informe de la consultora Moody´s señala que si bien la energía hidroeléctrica es la fuente dominante de generación de energía en algunos países de Latinoamérica, son las energías renovables (eólica, terrestre, sola, geotérmica y de biomasa) las que permitirán incrementar la porción de energía libre de carbono en los países que tienen un objetivo de reducción de emisiones.

Para el caso de la Argentina, la consultora destaca que, si bien el mercado de energías renovables es relativamente nuevo, “el Gobierno electo en 2015 ha implementado reformas que están dirigidas a incrementar la inversión privada en el país”.

Moody´s afirma que “una mayor disponibilidad de fondeo privado permitirá el desarrollo de una mayor cantidad de proyectos de energía renovable” y que la nueva regulación tiene como objeto abastecer al menos el 20% de la demanda de electricidad en 2025, lo cual implica un incremento en la capacidad instalada de 6,8 gigawatts”.

Hasta el momento, señala el informe, toda la energía eléctrica para el mercado mayorista se distribuía a través de CAMMESA, quien a través de subastas asignaba tanto la energía convencional como la renovable.

Con la entrada en vigencia a partir del mes pasado de la Resolución N° 281 del Ministerio de Energía y Minería los grandes usuarios podrán concretar acuerdos contractuales con empresas privadas para cumplir con los cupos de abastecimiento de energía renovables impuesto por ley, de manera similar a lo que ocurre con otros países de la región, como Chile y México.

Fuente: https://www.cronista.com/finanzasmercados/Moodys-Fundamentos-solidos-y-metas-de-reduccion-de-carbono-sustentan-el-avance-de-las-energias-renovables-en-America-latina-20170907-0071.html

 

 

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El Gobierno apuesta a reducir 50% las compras de gas licuado en 2 años

 

El presidente de la estatal Energía Argentina (Enarsa), Hugo Balboa, adelantó que ya esperan que las compras de Gas Natural Licuado (GNL) se reduzcan por lo menos a la mitad en 2019 o un año después, a partir de la oferta del fluido que proveerán los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta.

“Si hacemos las cosas bien, tendremos cada vez más gas y podríamos contratar menos de 35 o 40 barcos con GNL desde 2019”, remarcó Balboa.

Además, el funcionario reveló que debido a que el clima acompañó (las temperaturas no fueron tan bajas en el invierno), pasarían al menos un barco de los 69 contratados este año para 2018, ya que no haría falta su inyección al sistema.

En lo que resta del año, llegarían a Bahía Blanca un barco de Shell (mañana) y otro de British Petroleum (el 10 de octubre) con 84 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas cada uno, mientras a Escobar ingresará hoy un buque de Trafigura con 54 MMm3 y arribarían tres cargamentos con el mismo volumen de Trafigura (el lunes 25), Glencore (viernes 29) y Vitol (16 de octubre). Los barcos con fecha en octubre son los que podrían trasladarse a la próxima temporada.

La importación de GNL es una alternativa mucho más barata que el gasoil (hoy en u$s 12 por millón de BTU, contra los u$s 5,75 / MMBTU del gas líquido), limitada por la capacidad de regasificación en los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Este año, el Estado destinará u$s 983,1 millones en total para las adquisiciones de GNL. Frente al estancamiento de la producción de gas y una demanda también estable, el Ministerio de Energía recurre también al gasoil, gas boliviano y gas importado por Chile que, de acuerdo con el análisis de Balboa, aún siendo más caro que el de Bolivia es mejor que comprar gasoil.

En los próximos meses, se conocerá la cantidad de buques con GNL que entrarán en 2018, cuando termine la licitación. El viernes pasado, las autoridades de la compañía estatal contaron que pudieron bajar un 37% en dólares los costos de remolque de los barcos que llegan a los puertos de Escobar y Bahía Blanca, donde se regasifica el GNL.

Enarsa destinará u$s 10.425.716 en 2018 para el remolque, que estará a cargo de Madero Amarres, Antares e Inversora Marítima Argentina. Este año se pagará u$s 16.461.870 por este ítem y en 2015, último año de la gestión anterior, se había abonado u$s 26.642.024. El ahorro comparado con 2015 es de 61%.

El concurso público que concluyó este mes y cuyos resultados se publicarán en el Boletín Oficial esta semana, determinó que el servicio del remolque en Bahía Blanca será prestado por Antares, a una tarifa de u$s 172.200 por barco, y Madero Amarres, a u$s 118.772. Esta última empresa también lo hará en Escobar a u$s 175.154 e Inversora Marítima Argentina a u$s 144.900.

La intención clara del Gobierno en el sector energético es diferenciarse de la gestión del ex ministro Julio De Vido, hoy investigado en decenas de causas judiciales por convalidar precios mucho más altos que en el resto del mundo. Uno de esos casos fue el contrato con BP en 2013, que Balboa calificó de “dudoso”, por el que Enarsa compró a la petrolera británica GNL a u$s 15,54 / MMBTU, mientras se podía realizarlo a u$s 10,50 / MMBTU.

En los dos últimos años del kirchnerismo, cuando recién empezaba a repuntar la producción doméstica del fluido y la demanda seguía alta, con las tarifas por el suelo, el Estado pagó más de u$s 6000 millones por la importación de gas líquido.

Fuente: https://www.cronista.com/economiapolitica/El-Gobierno-apuesta-a-reducir-50-las-compras-de-gas-licuado-en-2-anos-20170918-0028.html

 

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La Argentina espera retomar en 2019 las exportaciones de gas a Chile

El ministro de Energía, Juan José Aranguren, afirmó ayer que la Argentina podría comenzar a exportar gas nuevamente a Chile “a partir del verano 2018-2019”. Lo señaló en la apertura del VIII Encuentro sobre Estrategias Ambientales, que se desarrolló en el hotel NH City del centro porteño, previo a partir a la tarde a Santiago de Chile.

“Estamos planificando los próximos cuatro años y creemos que para 2021-2022, en lugar de 105 [millones de metros cúbicos] podemos llegar a producir 140 millones de metros cúbicos de gas, para lo cual tenemos que desarrollar demanda, porque en el verano, cuando no consumimos, no podemos cerrar un pozo no convencional”, afirmó el ministro.

En ese sentido, Aranguren enfatizó que la política del Gobierno es “empezar a generar demanda y, particularmente, recuperar mercados que la década pasada perdimos. Mercados como el de gas natural de Chile, motivo también del viaje de esta tarde”.

La idea del Ministerio de Energía es iniciar a fines del año próximo las exportaciones a Chile, “como este año también hemos importado de Chile -paradójicamente- para suplir las necesidades del invierno”, expresó Aranguren en un tramo de su presentación.

“Tenemos que hacer un uso racional y responsable, reemplazando fundamentalmente los líquidos, no solamente con biocombustibles, sino también con gas en la generación eléctrica”, reclamó Aranguren.

 

Por otra parte, de manera complementaria, Chile espera cerrar en los próximos días un acuerdo para intercambios energéticos con la Argentina, dijo a la agencia Reuters el ministro chileno del sector, Andrés Rebolledo.

La iniciativa, que permitirá a los países inyectar gas o electricidad en un punto geográfico y obtener suministro en otro de su extensa frontera, es parte de un amplio plan del mayor productor mundial de cobre de avanzar en la interconexión con los vecinos.

“Le hicimos una propuesta a la Argentina y estamos bien cerca de llegar a un acuerdo”, dijo Rebolledo en una entrevista. “Creo que eso podemos resolverlo en este par de días o, si no, en las siguientes semanas”, agregó el funcionario.

Fuente: http://www.lanacion.com.ar/2060834-la-argentina-espera-retomar-en-2019-las-exportaciones-de-gas-a-chile

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Argentina podria ser potencia eolica en los proximos tres años

Energía Limpia XXI. Argentina podría convertirse en una potencia eólica en los próximos tres años alcanzando más de 6mil millones de dólares en en inversiones en energía renovable principalmente eólica.

Un reporte del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC),”Un nuevo escenario para el desarrollo y financiamiento de proyectos de renovables se abrirá como resultado del nuevo esquema”. Ramón Fiestas, Presidente del Comité Latinoamericano de GWEC, dice: afirmó que “Hemos visto cómo el desarrollo de los mercados privados de PPA se ha convertido en un importante impulsor para el sector eólico en un número creciente de países alrededor del mundo”.

“El desarrollo de energía renovable ocupa hoy un lugar central en la agenda energética, política, social y económica de Argentina”, dijo Sebastian Kind, subsecretario de Energías Renovables del Ministerio de Energía y Minas de Argentina. “Hemos establecido políticas a largo plazo y estamos siendo testigos de los resultados de esas políticas”, agregó.

Argentina está viendo un auge de las inversiones en el sector de las energías renovables, y el evento sigue al anuncio por el gobierno de la próxima ronda de subastas de energía renovable, conocida como RenovAr 2, que tendrá lugar en octubre, y que se espera que conduzca a otros US $ 2.000mn que se invierten en el sector.

La ley argentina 27.191 fue aprobada por el Congreso en 2015 y aprobada por el gobierno en 2016. Se prevé que Argentina logrará el 8% de su suministro de energía a partir de energías renovables para 2017 y el 20% de su oferta en 2025. Esto prevé agregar alrededor de 10GW de renovables capacidad de energía al sistema argentino, esto se traduce en 1 a 1.5GW de nueva capacidad de energía eólica por año.

Fuente: https://energialimpiaparatodos.com/2017/09/12/argentina-podria-ser-potencia-eolica-en-los-proximos-tres-ano/

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Habra superavit de gas en el Cono Sur?

Hace dos décadas se empezaba la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil, país este último que dependía fuertemente de la hidroelectricidad y de costosos, contaminantes y poco eficientes derivados de petróleo para alimentar su matriz energética y, por lo tanto, había necesidad virar al gas natural.

Para ese entonces, Argentina exportaba gas natural a Chile a través de varios gasoductos y su mercado interno continuaba creciendo.

En resumen, el Cono Sur giró muy fuertemente a utilizar gas natural producido regionalmente.

En el año 2001, Argentina entró en su peor crisis económica y mantuvo irrisoriamente bajos los precios del gas en su mercado interno, lo que frenó la exploración en seco.

En breve lapso se redujeron las exportaciones a Chile y, a partir del 2004, tuvo que comenzar a buscar importaciones de Bolivia (2010) y también GNL (2 plantas). Chile no tuvo otra opción y optó por conseguir abastecimiento de GNL (2 plantas).

Brasil, a partir de la guerra del gas, la nacionalización y los cambios regulatorios y fiscales que se daban en Bolivia (2003/2006), observó que esto era un freno a cualquier nueva exploración y optó por diversificar e importar GNL (3 plantas).

En resumen, ante el escenario de menor exploración en la región e incertidumbre de suministro, Chile, Argentina y Brasil optaron por paliar la demanda con GNL.

El 2005 Brasil descubrió el Presal con 176 billones equivalentes de barriles de petróleo y gas y donde Petrobras y varios actores apostaron, apuestan y apostarán recursos económicos y tecnología en los próximos años. Brasil está cediendo áreas y otorgando incentivos y mejores términos fiscales, regulatorios y de mercado para aumentar exploración y mejorar producción desde el Presal y también desde otras cuencas.

La producción de gas natural en Brasil va en aumento. En 2007 Brasil producía 15,2 millones de metros cúbicos por día (mm3/d) y a junio de 2017 la producción subió a 59 mm3/d. El promisorio Presal que empezó produciendo 0,32 mm3/d en 2008, ya entrega al mercado 25 mm3/d a junio de 2017.

El Presal tiene un enorme potencial y si se consiguen inversiones para desarrollar infraestructura y separar el CO2 habrá mayor producción de gas en Brasil.

Por ahora se estima que la producción, al 2025, llegará a 80 mm3/d de los cuales 40 mm3/d serán del Presal.

Vaca Muerta en Argentina tiene recursos técnicamente recuperables del orden de 308 trillones de pies cúbicos (TPC) de gas natural.

Una serie de incentivos, acuerdos con sindicatos y mejores precios para el gas en boca de pozo están gestando ya una serie de millonarias inversiones para producir eficientemente shale y tight gas.

Argentina el 2014 producía 113 mm3/d y, a mayo de 2017, subió a 122 mm3/d. De este total, 29 mm3/d ya son de tight y shale gas.

Las estimaciones prevén que, para el 2025, Argentina esté produciendo cerca de 140 mm3/d, de los cuales 75 mm3/d serán de tight gas y shale gas.

Bolivia, que tenía parada su exploración, ha reaccionado con una Ley de incentivos económicos y algunos decretos reglamentarios para atraer mayor exploración principalmente del sector privado.

Varios prospectos con potencial en los bloques de Caipipendi, Huacareta, Azero, Charagua y otros bloques serán perforados entre 2017 y 2021 para tratar de encontrar nuevas reservas y tener nueva producción.

Si la geología es favorable, Bolivia podrá tener más excedentes exportables hacia el 2025.

Brasil, Argentina y Bolivia incentivan conseguir fuertes inversiones para nueva producción de gas natural. Vamos a observar qué es lo que se tornará real de todo esto, pero es posible que el Cono Sur, en la próxima década, pueda pasar a ser excedentario en suministro de este fluído energético y los productores tendrán que tornarse ingeniosos para competir con precio y condiciones de entrega.

La ecuación no se cierra ahí. Habrá también competencia de GNL importado, principalmente de USA, que tiene la ventaja de ser flexible, y donde se avizoran nuevos proyectos de regasificación.

Por ahora, todo indica que el mercado se tornará altamente competitivo, pero mucho dependerá también de la demanda y de que los países del Cono Sur retomen un crecimiento económico sostenido.

Fuente: http://www.telam.com.ar/notas/201708/197388-superavit-gas-cono-sur.html

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La energia renovable le costaria a la Argentina menos que importar combustibles

Además de ayudar a mitigar el impacto medioambiental, Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), sostiene que las energías limpias pueden ayudar a equilibrar la balanza comercial porque “sacan menos dólares del sistema que los combustibles fósiles”.
“Las renovables generan más empleo y bajan el costo medio de la matriz. Así importes todos los bienes de capital, todo el hardware importado saca menos dólares del sistema que importar combustibles fósiles para quemar”, asegura Álvarez de visita en la redacción de Cronista.com. En todo 2016, según cifras del Ministerio de Energía y Minería, el país compró combustibles fósiles por 3945,3 millones de dólares, mientras que en lo que va de 2017 el monto llega a u$s 2205 millones.
Álvarez apunta a los fósiles porque, debido a la ley de emergencia energética, tampoco ayudan a la recaudación, ya que tienen exenciones impositivas. “No solamente estás importando algo no renovable, caro, prepagándolo, sacándolo del sistema, sino además no tiene aportes impositivos”, remarca.
– ¿Cuál es la situación actual en materia de Energías Renovables en la Argentina?
– La cancha está marcada por la ley 27.191, que crea tres grandes grupos: las convocatorias a Renovar (que ya tuvo la ronda 1 y 1.5) en las que se presentan quienes quieren producir energía eléctrica; el mercado entre privados, que habilita a pactar precios entre las partes sin intervención del Gobierno; y el de la autogeneración de los grandes usuarios.
Ahora, eso te deja afuera dos grandes grupos: el más chiquito, que es el sector residencial y comercial, que debería estar incluido en una ley de energía distribuida; y otro sector que puede autogenerarse con un buen margen de excedente, y que puede inyectar a la red eléctrica nacional ese excedente, pero que no es lo suficientemente potente como para entrar en una convocatoria de Renovar.
Sobre estos dos últimos grupos, todavía no hay mayores precisiones, porque el gobierno está enfocado en llegar a los objetivos de la ley a través de las adjudicaciones de Renovar y de terminar la resolución que brinde el marco regulatorio para el mercado entre privados. – Dentro de este panorama, ¿cuál es el mayor desafío que tiene el Gobierno?
– Si pensamos en los funcionarios públicos, es no caer en la tentación de ir solamente por el modelo más rápido sino ir hacia un modelo de producción no centralizada únicamente en grandes parques. Porque ambas cosas no se excluyen. Es más, con lo que ahorrás en importación de fósiles te alcanza para hacer las dos cosas.
Otro desafío son las tarifas, porque, sin hacer un análisis ideológico de si está bien o no ajustarlas, está claro que no se le puede subsidiar la tarifa al sector de altos ingresos como hoy. Esa es la peor de las señales. Ninguna política de racionalización de la demanda entra si tenés subsidiada la energía y no tiene un costo representativo en tus consumos.
– ¿Cómo pueden aportar las renovables en esta discusión?
– Yo siempre creí, y hoy más firmemente que antes, que las energías renovables son un cambio de paradigma. No es solamente un cambio de tecnología, sino que también están asociadas al cambio de modelo de desarrollo y del modelo de consumo. Y, a partir del cambio del modelo de consumo, también el de producción de energía. Ese cambio de paradigma hace que el ciudadano no sea un sujeto pasivo que simplemente consume, sino que se convierte en un actor adentro de la cadena causal.
Por ejemplo, recién decíamos que uno de los desafíos es descentralizar la producción. Es importante esto. Cuando se arme la ley de generación distribuida, que permita a hogares, comercios e industria generar su propia electricidad a partir de fuentes renovables y vender el excedente en la red, eso va a ser un cambio enorme.
El propio usuario, cuando empieza a generar electricidad (con la tecnología que fuere), empieza a racionalizar su propia demanda. Primero, por una situación egoísta: cobrar la diferencia entre lo que inyecta al sistema y lo que usa. Si hace más eficiente la demanda, no usa consumos evitables en los picos de la demanda (por ejemplo dejar de planchar a las 7 de la noche y hacerlo durante los fines de semana). Cuando los precios de la energía sean los reales respecto del costo, se va a empezar a mover la conciencia del sector residencial, industrial y comercial.
– ¿Por qué hubo tanto interés invertir en renovables en la Argentina?
– La Argentina junto con México, Perú y Colombia son las estrellas de la región, cada una por distintas cosas. Argentina, particularmente, por el tamaño del mercado y porque la tasa, si lográs metabolizar el riesgo de la inversión a largo plazo, es muy alta.
En Perú y México las tarifas para las energías renovables rondan los treinta y pico de dólares por megavatio/hora. Acá con u$s 52 están todos festejando porque veníamos de u$s 240, pero u$s 52 sigue siendo alta para el que invierte.
A partir de ronda 1 y 1.5 de Renovar, un montón de personas del establishment de la energía empezaron a mirar a las renovables, y comenzaron a considerarlo una opción real. Antes nos veían como burgueses con cargo de conciencia que queríamos un mundo mejor y no sabíamos cómo. A partir de que es negocio, el sector de renovables cambió mucho.
– Uno de los grandes debates en la economía argentina se produce en torno de las importaciones. ¿Qué pasa con este punto en relación a la tecnología para producir renovables?
– El camino, para nosotros, no es ponerles barrera a las importaciones sino estimular a los locales controlando la curva de aprendizaje y el aumento de productividad. Tradicionalmente la sustitución de importaciones es renta extraordinaria del empresario amigo de turno del Gobierno de turno. Para nosotros, el mecanismo es elegir cuáles son las posiciones arancelarias en los sectores en los que efectivamente podés competir. Es muy poco probable que puedas hacerlo con los chinos en la fabricación de módulos fotovoltaicos de integración vertical, pero sí podés laminar los módulos acá, o hacer las estructuras de soporte, las seccionadoras, la puesta a tierra, el monitoreo, todo eso se puede hacer acá.
– Otra cosa que se puede estimular, por ejemplo, es la investigación…
– Claro. Argentina tiene potencial para desarrollar concentración fototérmica y aplicaciones de fotovoltaico, aunque tiene que saber no es la prioridad global, porque hoy todo mira hacia la acumulación. Esto es porque las estrategias 100% renovables requieren acumular energía para evitar la intermitencia. Argentina puede desarrollar la industria de litio en términos de acumulación. Aunque habría que asociarse con alguien porque ya estamos muy atrás en términos de carrera tecnológica. Pero buscaría socios (un país o el sector privado, dependiendo de la política del Gobierno), para agregarle valor al commodity. Para decirlo en concreto: por cada gramo de litio que se vende, en una batería hay 27 veces más valor agregado que en el litio sin ningún proceso productivo.
– ¿Qué pasa con el campo en relación a renovables? En las rondas de Renovar fue muy chica la cantidad de proyectos que se presentaron en relación a la potencialidad que podría llegar a tener biomasa o biogás en nuestro país.
– Renovar 1 y 1.5 fueron exitosas en precio y en cantidad de proyectos pero fundamentalmente si se analizan los proyectos de producción a partir de fuente solar fotovoltaica y eólica. En biomasa, en biogás y en mini-pico hidro fue deficitaria por los precios y por la cantidad de proyectos.
Por ejemplo: para un productor de biomasa a partir de residuos resultó una barrera pensar en asegurarse todo ese sustrato y tenerlo disponible durante 20 años, que es la duración de los proyectos. Entonces, lo que tiene que ajustar el gobierno es el modelo de convocatoria, porque no es el mismo para solar fotovoltaica y eólica, que el de biomasa. Entiendo que tiene vocación de hacerlo porque entendió en qué falló. Ahora, la Argentina a los primeros 2000 megavatios los puede hacer simplemente con la fusta bajo el brazo utilizando residuos que hoy no se utilizan. Se hace en una situación de extrema ventaja. Simplemente gestionando los recursos y sabiendo que hay que planificar.

Fuente: https://www.cronista.com/negocios/La-energia-renovable-le-costaria-a-la-Argentina-menos-que-importar-combustibles-20170802-0115.html

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Las energias renovables en la Argentina aun estan lejos de la vida real.

Las áreas legales y técnicas del Centro de Desarrollo y Asistencia Tecnológica (Cedyat) vienen siguiendo la evolución de la ley 27191, régimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica, y su contraste con la realidad objetiva en su implementación.

Las energías renovables son aquellas que utilizan recursos que no son de origen fósil e incluyen a la energía eólica, la solar fotovoltaica, la geotérmica, la biomasa, la mareomotriz y la pequeña hidráulica.
En su artículo 2: “Se establece como objetivo del presente régimen lograr una contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el ocho por ciento (8%) del consumo de energía eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2017”. Situación muy lejos de la viabilidad según las informaciones oficiales de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), quien señala que la producción de energía renovable oscila hoy entre el uno y dos por ciento.
La normativa también establece que las metas deberán ser cumplidas individualmente por los grandes consumidores de energía. Es decir, están incluidas unas 300 mil organizaciones empresarias y públicas, desde grandes plantas industriales hasta instalaciones comerciales y edificios públicos. Para cumplir los objetivos, podrán optar por autogenerar o contratar la compra de energía de fuentes renovables a generadores o comercializadores privados o proveerse de Cammesa.
Con los proyectos adjudicados del Plan Renovar se podría incrementar la oferta y generar el 3,5% de la energía eléctrica con fuentes renovables para fines de 2018. Pero recién en 2020 generarían lo suficiente para alcanzarse el ambicioso 8% establecido por el Congreso en el 2015. Además, al Ministerio de Energía le resta emitir una resolución para reglamentar la venta de este tipo de energía entre privados y convocar a una licitación para ampliar la capacidad de transporte.
El Cedyat cuenta con reconocimiento y trayectoria por su trabajo en distintos niveles del Estado en pos de impulsar la transición energética como el vector estratégico para una nueva matriz. Realizó el estudio de impacto ambiental para la extensión por treinta años de la Central Nuclear de Embalse, Córdoba, Argentina. Instaló los paneles solares en la Legislatura porteña. Junto al BID desarrolló el Plan Delta Sustentable, un valioso aporte a la nueva normativa de los humedales que fuera declarado de interés legislativo.
La transición energética basada en combustibles fósiles hacia las renovables requiere para Argentina aplicar también la legislación vigente en materia ambiental tanto nacional como provincial de los diversos proyectos en carpeta, ubicándonos racionalmente en el contexto para la superación del déficit energético para aprovechar la importancia del conocimiento tecnológico en la creación de riqueza.
Desde el Cedyat no tenemos ninguna duda de que resulta más que necesario incrementar la participación de las energías renovables en la generación eléctrica en forma importante para reducir las emisiones de dióxido de carbono para evitar los daños del cambio climático. Pero también sabemos que para ello no es suficiente apostar solamente a la energía eólica y solar, sino que también es necesaria la hidroeléctrica y la nuclear, las cuales en la actualidad producen casi el 25% y el 6%, respectivamente, de la energía eléctrica del país.

Fuente: http://www.infobae.com/opinion/2017/08/07/las-energias-renovables-en-la-argentina-aun-estan-lejos-de-la-vida-real/

 

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YPFB acuerda venta de gas y urea a Paraguay

En el marco del VII Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2017, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, y el ministro de Industria y Comercio de Paraguay, Gustavo Leite, suscribieron un memorando de entendimiento para la venta de gas y urea, además de la construcción de un gasoducto.
Al margen del acta con paraguay, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmó otros seis convenios para la comercialización de gas natural y urea, así como para el inicio de trabajos de exploración. Durante la jornada de hoy, previa conclusión del evento, los ejecutivos de la estatal petrolera firmarán otros cinco acuerdos de entendimiento con similares características.
El acuerdo con Paraguay permitirá la comercialización de gas natural y urea, además de la construcción de un gasoducto que conecte la zona del Chaco boliviana con la zona de consumo de Paraguay, es decir, Asunción.
En lo que respecta al gas, este acuerdo establece que ambos países generarán y promoverán sinergias para profundizar el análisis de la factibilidad técnica y económica para inversiones recíprocas y la venta de gas hacia Paraguay, sin embargo, se aclara que Bolivia debe, en primer lugar, cumplir con el abastecimiento interno y los compromisos con terceros (contratos de venta con Brasil y Argentina).
Al respecto, el ministro de Industria y Comercio de Paraguay, Gustavo Leite, informó que su país pretende utilizar el gas boliviano para la generación de energía, por lo que indicó que se efectuarán los estudios correspondientes para determinar si es más factible la compra de gas para la generación de energía en Paraguay o, en su defecto, la compra directa de energía desde Bolivia.
Por otro lado, YPFB y Petropar (estatal petrolera de Paraguay) suscribieron un memorando de intenciones para establecer una cooperación con miras a la comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP), para la operación de una planta de engarrafado y para la venta de urea.
El presidente de YPFB, Óscar Barriga, también suscribió un memorando de entendimiento para la venta de gas natural y GLP a Refinor SA de Argentina. Al respecto, el embajador de ese país en Bolivia, Normando Álvarez, dijo que existe la intención de ampliar los volúmenes de gas natural que actualmente Argentina compra de Bolivia. Además, aseguró que el contrato con Refinor establece la compra de al menos 260.000 toneladas de GLP por año, lo que representa un alrededor de 5 millones de dólares en dicho periodo. El contrato tendrá una vigencia de cinco años.
YPFB también firmó otros dos convenios para el estudio del área de Río Salado con las empresas Shell de Holanda y Pluspetrol de Argentina. Con esta última también suscribió un convenio de confidencialidad para la exploración del bloque Vitacua y Ceiba. En esta área también realzará trabajos exploración la empresa rusa Gazprom, con la que Yacimientos firmó un acuerdo de intenciones.
Hoy se suscribirán otros cinco documentos de esta misma naturaleza.

SOBRE ARGENTINA
El gerente de exploración internacional de YPF Argentina, Francisco Dzelalija, aseguró que ese país tiene el interés de ampliar la compra de gas de Bolivia, al considerar que la demanda de ese país tiene una tendencia creciente.
“Contamos con un mercado potencial importante. El consumo de gas natural se va a incrementar. Toda la zona norte de Argentina va a seguir necesitando gas”, dijo. Por otro lado, destacó que YPF está cerca de concluir la negociación para la firma de la Ley de Aprobación para iniciar operaciones de exploración en el bloque Charagua.

fuente: http://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20170726/ypfb-acuerda-venta-gas-urea-paraguay

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Argentina inyecta mas potencia eolica

Argentina inyecta más potencia eólica

En los próximos meses Argentina inyectará más energía renovable a su matriz energética nacional.
ENERGIA LIMPIA XXI. El proyecto de energía eólica La Castellana (el “Proyecto” o “La Castellana”) agregará 99 MW de energía renovable al sistema eléctrico argentino, apoyando con ello directamente las prioridades del gobierno argentino de asegura un suministro de electricidad un largo plazo estable y la Diversificación de su matriz energética con el añadiendo 2.7 GW de energía proveniente de fuentes renovables para 2018.
Cabe destacar que el proyecto contiene la construcción, la operación y el mantenimiento de una granja de 99 MW y sus instalaciones conectan, incluida una línea de transmisión de 132kV Y 45 km de longitud, en el sur de la provincia de Buenos Aires, a 36 km al noroeste de la ciudad de Bahía Blanca. El Proyecto inclye un contrato de compra de electricidad de 20 años de plazo con la administración del mercado eléctrico mayor (“CAMMESA”) para inyectar energía en el sistema interconectado nacional (¨SADI¨) a través de la subestación de Chañares, de 132 kV , Un precio de oferta de US $ 61.50 / MWh incrementado anualmente según un factor de ajuste.
Se presentaron estudios eléctricos a las autoridades pertinentes, que emitieron un dictamen favorable en relación con las especificaciones de interconexión del Proyecto para el nodo asignado. Se prevé que el prestatario suscribirá un contrato de IC (ingeniería, adquisición, construcción) para las obras civiles y electromecánicas, y un TSA para las turbinas de un fabricante prestigioso, y un contrato de operación y mantenimiento a largo plazo. El plazo de construcción se estima en 18 meses, antes de que las obras comiencen este año.
El recurso eólico ha sido evaluado por DNV GL sobre la base de mediciones eólicas in situ efectuadas entre octubre de 2012 y marzo de 2016, que Indican velocidades promedio del viento de 8,6m / sa una altura de centro del rotor de 81 metros. El proyecto tiene un factor de capacidad de 50.6% y una producción de energía anual estimativa en P50 de 439.5GWh / año.

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Energias renovables en Argentina: como se suben las empresas a la nueva ola

Una ley dispone que en 2018 el 8% de la electricidad debe ser de fuentes limpias.Avanza el plan para abastecer de energías de fuentes renovables a las empresas en la Argentina. La ley 27.191 indica que para 2018 el 8% de la energía de las compañías deberá provenir de fuentes “limpias” (20% en 2025). Así, ya está en marcha un gigantesco movimiento de fondos de inversión, constructoras y proveedores, que estima mover una suma de US$ 4000 millones.
Según explica Ariel Maieru, presidente de EIT Group, una constructora que instala parques eólicos fotovoltaicos, el entramado es así: el Estado saca una licitación pública para los que quieran vender energía renovable y se presentan varios interesados; luego, se firma un contrato y se empieza con la construcción del parque eólico o solar. Entonces, la empresa que firmó ese contrato le dice al fondo de inversión que necesita el dinero para empezar a construir y el fondo aporta los recursos.
Las empresas pueden adquirir energía renovable de tres maneras: una es quedándose en Cammesa(pero Cammesa no va a llegar a proveer los porcentajes de energía limpia estipulados); otra es instalando lo necesario para producir la energía en sus propias plantas (autogeneración). Y la tercera forma es comprando energía a un generador privado. “Para este último caso, el Ministerio de Energía publicó el 5 del actual un borrador de resolución que fija las normas para el mercado de energías renovables entre privados”, explica Juan Bosch, presidente de Saesa, firma de trading de energía y gas natural.
“Nuestra propuesta es, más que hacer grandes parques, instalar centrales a los clientes en su propia planta; que es lo que se llama autogeneración. Tenemos ya más de 25 empresas anotadas, interesadas en comprar energía renovable”, indica Bosch.
El negocio no es menor: hay en total más de 8000 grandes usuarios en la Argentina. Un ejemplo de autogeneración es Dow, que dijo que va a invertir en su propia planta eólica US$ 30 millones. El resto de las empresas, entre ellas, Unilever, P&G, Quilmes, Bayer, Andreani, Demsa, Ferrosur, Impsa y Enerpal, tienen entre sus planes dar cumplimiento a lo que establece la ley 27.191, por lo que tendrán que nutrirse de energía renovable.
En la empresa Quilmes comentan que este año asumieron un compromiso global para que a partir de 2025 el 100% de la energía eléctrica provenga de fuentes renovables, contribuyendo con el cumplimiento de los objetivos ambientales y climáticos acordados en la Conferencia Climática de París (COP21) en 2015. “Comenzamos un proceso de licitación con más de 12 proveedores locales con distintas tecnologías, enfocados en energía solar y eólica que nos permite explorar alternativas de compra directa entre privados. Pero también estamos analizando diferentes opciones de autogeneración a través de la reutilización de subproductos de nuestro negocio”, señala Vanesa Vazquez, jefa de Sustentabilidad de Cervecería y Maltería Quilmes.
Comunidad IT
En Unilever dicen que en la Argentina su primer objetivo es reducir el consumo energético de sus plantas y su logística para después ir hacia la energía limpia. “Para ello, implementamos una metodología que nos permitió reducir en el último año un 7% el consumo de energía en nuestras plantas de manufactura y un 11% las emisiones de CO2 logística”, cuentan desde la compañía.
Por ahora, el gran volumen se está moviendo por el lado de las empresas que construyen los parques y que cerraron acuerdos de venta de energía a Cammesa (a su vez, como se dijo, después Cammesa se la vende a las distintas compañías interesadas). Hay una veintena de firmas constructoras: Genneia, Biomas Crop, Envision, Eren, PAE, Isolux, Diaser, Jemse, Fides Group, Soenergy International y Quaatro Participacoes son algunas de ellas.
Maieru explica que todas las empresas se ven obligadas a salir a buscar proveedores de energía de fuentes renovables. “Estos proveedores son personas o compañías que invirtieron en energía solar, eólica o biomasa y la ofrecen a las firmas. Éstas hacen un contrato con estos proveedores por una determinada cantidad de años por la provisión de energía eléctrica a base de una fuente de energía renovable“, comenta.
Las empresas, en lugar de gastar en comprar energía eléctrica, gastan en comprar energía renovable. El beneficio global es que el país no tiene que gastar recursos en gas y petróleo. El otro beneficio es que genera nuevos empleos: cada parque eólico implica 500 puestos por dos años, además de las fuentes de trabajo indirectas. Hoy se están construyendo 59 parques eólicos y solares en el país.
En cuanto a la inversión para construir este tipo de proyectos, en promedio se estima que para un parque solar se necesita US$ 1 millón por MW y para un parque eólico, US$ 1,2 millones por MW. La componente de construcción es aproximadamente un 25% del monto total del proyecto, según precisa Maieru.

Fuente: https://biodiesel.com.ar/11432/energias-renovables-en-argentina-como-se-suben-las-empresas-a-la-nueva-ola

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Energia Renovables
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Patagonia: Desarrollan proyecto de energia eólica

Grenergy, la compañía productora de energía a partir de fuentes renovables y especialista en el desarrollo, construcción y operación de proyectos fotovoltaicos y eólicos, ha dado un nuevo impulso a su expansión internacional en Latinoamérica con su entrada en Argentina a través de la compra de un proyecto eólico de 24 MW ubicado en la Patagonia. De este modo, el grupo suma un nuevo mercado en la región de Latam, donde ya está presente en Chile, México, Perú y Colombia.

El proyecto de parque eólico Kosten con el que se ha hecho Grenergy está ubicado a 50 kilómetros al oeste de la localidad de Comodoro Rivadavia, perteneciente a la provincia de Chubut, y se enmarca en el programa RenovAr, destinado a la generación de energías renovables para sumarlas al sistema eléctrico del país.

Esta geografía de la Patagonia cuenta con unas condiciones meteorológicas excepcionales para la generación de este tipo de energía, pues disfruta de más de 5.000 horas netas de viento al año, a lo que se ha sumado una tarifa de generación de 69,5 dólares por MW (60 euros por MW) para el primer año de producción. De este modo, se instalarán seis aerogeneradores de 3,4 MW cada uno y otro aerogenerador más de 3,6 MW que conformarán esa potencia eólica de 24 MW.

Por su parte, el CAPEX estimado del proyecto es de aproximadamente 40 millones de dólares (34,5 millones de euros) y el EBITDA en el primer año completo de operativa de la planta superará los 7 millones de dólares (6 millones de euros). Precisamente, la adquisición del proyecto se ha cerrado en dólares, de modo que no tiene exposición a las fluctuaciones del peso argentino. Además, cuenta con garantía del Banco Mundial para cubrir el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (Foder), creado expresamente para facilitar la financiación de estos proyectos.

Latinoamérica, motor del negocio

Este proyecto confirma el objetivo de las diferentes administraciones latinoamericanas de dar la vuelta a su modelo energético y apostar decididamente por las renovables. En este caso, la meta del Gobierno argentino es incorporar más de 1.281 MW producidos por energías renovables al sistema nacional y que las energías limpias tengan cada vez más peso en la matriz energética del país, hasta ahora muy dependiente del gas natural y el petróleo.

De este modo, Grenergy se suma a la estrategia argentina para impulsar las energías limpias en su mix energético, tal y como está haciendo en otros países de la región, como Chile, que actualmente está liderando la revolución renovable de latinoamérica, donde a principios de año conectó las dos plantas solares más australes del mundo y ya cuenta con seis en pleno funcionamiento que suman 32 MW de potencia. Por su parte, en México se adjudicó en la última subasta del pasado año un proyecto para construir 30 MW de energía fotolvotaica, mientras que en Perú también tiene un proyecto eólico adjudicado de 36 MW.

http://www.tiempopatagonico.com/informacion-general/2017/7/26/patagonia-desarrollan-proyecto-energia-eolica-4647.html

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El porvenir argentino y las futuras plantas nucleares

Entre los acuerdos firmados en el reciente viaje del Presidente a China se destaca el de la construcción de dos centrales nucleares: Atucha III, junto al río Paraná, en Zárate, y otra central que se instalará en Río Negro. El compromiso provenía del gobierno anterior junto a las polémicas represas sobre el río Santa Cruz. Ambas infraestructuras revelan una nula racionalidad económica y energética y son el resultado de decisiones del Poder Ejecutivo de la década anterior que no han sido social ni institucionalmente consensuadas.
La energía nuclear es difícil de justificar para la Argentina. Es riesgosa, es vulnerable a cualquier atentado terrorista, sus residuos radiactivos persisten por miles de años y es cara. Al mismo tiempo, nuestro país posee mucho gas, con un gran potencial en Vaca Muerta, y excelentes condiciones para el desarrollo de energías renovables. Cabe preguntarse entonces por el sentido de invertir en tecnologías que el mundo está abandonando: Alemania apagará todas sus centrales antes de 2022; Suiza las desactivará una vez cumplida su vida útil, e Italia ha decidido no avanzar en el desarrollo de esta tecnología luego de que un 95 por ciento de los italianos que participaron de un referéndum votaron en contra de la energía nuclear. Incluso Francia, país donde la energía nuclear representa más del 75 por ciento de la matriz eléctrica, ha propuesto diversificar la producción de electricidad y reducir al 50 por ciento el peso de la energía nuclear para 2025. La Argentina va por el camino inverso. Parece ignorar que no hay energía nuclear sin riesgo. Riesgo porque implica guardar por miles de años los residuos radiactivos que genera. Riesgo ante un posible atentado, que no es una posibilidad disparatada, y menos para un país que los ha sufrido y no ha podido siquiera avanzar en la investigación de los hechos. Nos guste o no, la energía nuclear aumenta el peligro en nuestra sociedad y se trata de un riesgo no solo para las personas y su salud, sino para la naturaleza.
En los últimos siete años las energías renovables no convencionales eólica y solar fotovoltaica han tenido un crecimiento promedio del 20 por ciento. Desde 2015, la capacidad instalada global de energía eólica superó a la de la nuclear y en breve lo hará también la energía solar.
Es cierto que la intermitencia de las energías renovables es una de sus debilidades, pero con una generación distribuida y descentralizada, el avance tecnológico en almacenamiento y la caída de los costos de las energías renovables no convencionales nos lleva a preguntarnos acerca de la pertinencia de invertir en energía nuclear. El costo de instalación de una central nuclear es, aproximadamente, cuatro veces más caro que el de la eólica. Sin embargo, su capacidad de generación es apenas el doble, y a esto hay que sumarle todo el costo de operación y mantenimiento, el costo del combustible nuclear, la custodia por miles de años de los residuos radiactivos y los impactos de la minería del uranio, que no están contemplados dentro del precio del combustible que utilizan.
Uno de los desvelos del Ministerio de Energía y Minería es el autoabastecimiento energético, pero no es posible confundir el precio del desarrollo con el desarrollo a cualquier precio. Instalar centrales nucleares en la Argentina tiene como única justificación posible la búsqueda de inversiones a cualquier costo. Se trata de una tecnología que ya es antigua y lo será aún más cuando las plantas hayan sido finalizadas.
Es cierto que la instalación de estas centrales se encontraba acordada, sin transparencia alguna ni información pública, por el gobierno saliente con el apoyo del sector nuclear argentino. Pero en una sociedad democrática no resulta aceptable la imposición sin consenso social de infraestructuras capaces de amenazar el entorno y la vida humana. Frente a la aceptación resignada de los acuerdos con China por parte del gobierno actual, parecería que la sociedad no cuenta con medios institucionales para evitar negocios realizados con un altísimo grado de corrupción, a puertas cerradas. Es indudable que, para un país como China, resulta indiferente el control que puedan ejercer las instituciones republicanas. La decisión de construir centrales nucleares debe insertarse en un plan que defina la matriz energética del país, con audiencias públicas, aprobado por el Parlamento.
Desde su reforma en 1994, la Constitución Nacional cuenta con la posibilidad de llamar a una consulta popular que puede ser convocada por el propio Congreso o el Poder Ejecutivo Nacional. Mediante esta modalidad, es posible realizar una consulta sobre una determinada ley o política, o bien sobre cuestiones de Estado excepcionales.
Definir la matriz energética que tendrán las próximas generaciones es, sin duda, una causa lo suficientemente trascendente como para hacer ese ejercicio cívico. En particular cuando se trata de decidir la instalación de industrias que poseen la capacidad de amenazar el entorno y la vida humana. No es que no haya medios institucionales para evitarlo. Solamente hay que utilizarlos. Se necesita generar un debate transparente para evitar errores que no tendrán remedio.
Existen alternativas más limpias, baratas y seguras. Las industrias solar y eólica están creando empleos 12 veces más rápido que otras. Es natural que la sociedad se plantee si tiene sentido seguir adelante con la construcción de centrales nucleares o resulta más adecuado utilizar otras modalidades para generar energía sin riesgos.
El rol del Gobierno debe ser representar y defender el interés público y brindar transparencia. Más allá del hecho de que los acuerdos hayan sido iniciados por el gobierno anterior, sólo el consenso público podría decidir si el proyecto de construir centrales nucleares posee, más allá de las justificaciones y el interés del sector nuclear argentino, un valor ético. Por ahora, se trata de la imposición de un alto riesgo y un costo innecesario para nuestra sociedad. Sin dudas, éste no es el cambio prometido.

http://www.lanacion.com.ar/2034397-el-porvenir-argentino-y-las-futuras-plantas-nucleares

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Energias renovables: como se suben las empresas a la nueva ola

Avanza el plan para abastecer de energías de fuentes renovables a las empresas en la Argentina. La ley 27.191 indica que para 2018 el 8% de la energía de las compañías deberá provenir de fuentes “limpias” (20% en 2025). Así, ya está en marcha un gigantesco movimiento de fondos de inversión, constructoras y proveedores, que estima mover una suma de US$ 4000 millones.
Según explica Ariel Maieru, presidente de EIT Group, una constructora que instala parques eólicos y fotovoltaicos, el entramado es así: el Estado saca una licitación pública para los que quieran vender energía renovable y se presentan varios interesados; luego, se firma un contrato y se empieza con la construcción del parque eólico o solar. Entonces, la empresa que firmó ese contrato le dice al fondo de inversión que necesita el dinero para empezar a construir y el fondo aporta los recursos.
Las empresas pueden adquirir energía renovable de tres maneras: una es quedándose en Cammesa (pero Cammesa no va a llegar a proveer los porcentajes de energía limpia estipulados); otra es instalando lo necesario para producir la energía en sus propias plantas (autogeneración). Y la tercera forma es comprando energía a un generador privado. “Para este último caso, el Ministerio de Energía publicó el 5 del actual un borrador de resolución que fija las normas para el mercado de energías renovables entre privados”, explica Juan Bosch, presidente de Saesa, firma de trading de energía y gas natural.
“Nuestra propuesta es, más que hacer grandes parques, instalar centrales a los clientes en su propia planta; que es lo que se llama autogeneración. Tenemos ya más de 25 empresas anotadas, interesadas en comprar energía renovable”, indica Bosch.
El negocio no es menor: hay en total más de 8000 grandes usuarios en la Argentina. Un ejemplo de autogeneración es Dow, que dijo que va a invertir en su propia planta eólica US$ 30 millones. El resto de las empresas, entre ellas, Unilever, P&G, Quilmes, Bayer, Andreani, Demsa, Ferrosur, Impsa y Enerpal, tienen entre sus planes dar cumplimiento a lo que establece la ley 27.191, por lo que tendrán que nutrirse de energía renovable.
En la empresa Quilmes comentan que este año asumieron un compromiso global para que a partir de 2025 el 100% de la energía eléctrica provenga de fuentes renovables, contribuyendo con el cumplimiento de los objetivos ambientales y climáticos acordados en la Conferencia Climática de París (COP21) en 2015. “Comenzamos un proceso de licitación con más de 12 proveedores locales con distintas tecnologías, enfocados en energía solar y eólica que nos permite explorar alternativas de compra directa entre privados. Pero también estamos analizando diferentes opciones de autogeneración a través de la reutilización de subproductos de nuestro negocio”, señala Vanesa Vazquez, jefa de Sustentabilidad de Cervecería y Maltería Quilmes.
En Unilever dicen que en la Argentina su primer objetivo es reducir el consumo energético de sus plantas y su logística para después ir hacia la energía limpia. “Para ello, implementamos una metodología que nos permitió reducir en el último año un 7% el consumo de energía en nuestras plantas de manufactura y un 11% las emisiones de CO2 logística”, cuentan desde la compañía.
Por ahora, el gran volumen se está moviendo por el lado de las empresas que construyen los parques y que cerraron acuerdos de venta de energía a Cammesa (a su vez, como se dijo, después Cammesa se la vende a las distintas compañías interesadas). Hay una veintena de firmas constructoras: Genneia, Biomas Crop, Envision, Eren, PAE, Isolux, Diaser, Jemse, Fides Group, Soenergy International y Quaatro Participacoes son algunas de ellas.
Maieru explica que todas las empresas se ven obligadas a salir a buscar proveedores de energía de fuentes renovables. “Estos proveedores son personas o compañías que invirtieron en energía solar, eólica o biomasa y la ofrecen a las firmas. Éstas hacen un contrato con estos proveedores por una determinada cantidad de años por la provisión de energía eléctrica a base de una fuente de energía renovable”, comenta.
Las empresas, en lugar de gastar en comprar energía eléctrica, gastan en comprar energía renovable. El beneficio global es que el país no tiene que gastar recursos en gas y petróleo. El otro beneficio es que genera nuevos empleos: cada parque eólico implica 500 puestos por dos años, además de las fuentes de trabajo indirectas. Hoy se están construyendo 59 parques eólicos y solares en el país.
En cuanto a la inversión para construir este tipo de proyectos, en promedio se estima que para un parque solar se necesita US$ 1 millón por MW y para un parque eólico, US$ 1,2 millones por MW. La componente de construcción es aproximadamente un 25% del monto total del proyecto, según precisa Maieru.

http://www.lanacion.com.ar/2036549-energias-renovables-como-se-suben-las-empresas-a-la-nueva-ola

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Energias renovables: la onda verde mundial que la Argentina busca alcanzar

Aunque la ley 27.191 impone que a fines de este año se llegue al 8% de energía originada en fuentes renovables, las cifras no alcanzan el 2%. El equilibrio con la matriz energética convencional y las próximas aplicaciones en la vida diaria.
¿Argentina con el 8% de su energía salida de fuentes renovables en diciembre de este año? Hoy, arañando el 1,8%, puede decirse que es un sueño simpático pero imposible, más allá de que el cuerpo legislativo lo haya creído viable al promulgar, no en una sino en dos oportunidades (2006 y 2015), leyes que describían ese horizonte: la 26.190 y la 27.191. ¿La gran meta? Cubrir un 20% de la oferta eléctrica con estas energías en 2025. Esto más allá del ya fallido objetivo de 2017, que, por cierto, el Boletín Oficial decretó como “Año de las Energías Renovables”.
El subsecretario de Energías Renovables del Ministerio de Energía y Minería de la Nación, Sebastián Kind, se refirió, en diálogo con Clarín, a los aciertos y obstáculos en el marco del plan RenovAR, que impulsa su cartera: “En realidad, el decreto 531 de 2016 establece que la fiscalización del cumplimiento del 8% se hará recién en diciembre de 2018. En ese momento se van a auditar los 12 meses anteriores, o sea, el 2018. Ya hay 69 proyectos de energías renovables. Casi todos tienen los contratos firmados, salvo una tanda que se firmará en estos días. De todos modos, es muy probable que el 8% no se cumpla tampoco en diciembre de 2018 sino unos meses después. Son los tiempos legislativos. Si los plazos hubieran sido más lógicos y no hubiera demorado tres años sancionar la ley, hoy no estaríamos corriendo”.
Estacionales o no tanto, en medio de los manotazos de ahogado que derivan en caudalosas importaciones de energía, muchos opinan que lentamente se va tomando la senda del consumo “consciente”. La idea es re-encauzar la matriz energética argentina, hoy copada por los recursos no renovables o convencionales (los fósiles o hidrocarburos), lo que requerirá, como describe el director de la Escuela de Posgrado del ITBA, Diego Luzuriaga, “un acto de equilibrio entre dos paradigmas de energía. No se trata de estar a favor o en contra. Queda claro que no debería haber un justificativo para invertir en energía fósil cuando se pueda invertir en renovable. Por un tiempo van a tener que coexistir, pero, si bien no quiero sonar dramático, el mundo no va a sobrevivir a 2050 si sólo usamos combustibles fósiles”.
Uno de los históricos impulsores del tema es Fernando “Pino” Solanas, senador nacional del bloque Proyecto Sur-Unen. El legislador señaló a Clarín que “tanto el gas como el petróleo son insumos esenciales para la industria petroquímica y aún no se pudo reemplazar a los combustibles fósiles en los casos del transporte naval, aéreo o ferroviario de larga distancia, pero lo que sin lugar a dudas constituye una locura es quemar combustibles para generar electricidad”. “Las energías renovables pueden provocar una verdadera revolución de trabajo y desarrollo”, opinó.
Todos hablan del futuro. Cuesta imaginarlo, pero lo que se viene no es unplugged. Un día (para los expertos no falta tanto: 20 o 30 años), veredas y estacionamientos de Argentina tendrán enchufes para cargar los autos. A los equipos de aire acondicionado que dominan en techos y balcones se sumarán más objetos indecorosos: paneles fotovoltaicos y térmico solares, otro look al espacio urbano. Optimista, el subsecretario asegura que “esto se verá muy pronto; en los próximos cinco años tiene que estar funcionando”.
¿Serán tecnologías accesibles a todos? “Sí”, dice Kind: “La clave es que Argentina puede estructurarse en un largo plazo. Cuando por la coyuntura del país eso no sucede y hay que diseñar todo ‘para mañana’, naturalmente la tecnología se encarece. Esto no debiera pasar acá. Estamos estructurando a largo plazo, aun con el clima hostil de inversión que hubo”.
En el capítulo II de la Argentina energética se espera que, como ya pasa en España, camiones de insumos descarguen, en los sótanos de edificios eco-friendly, grandes bolsones de pellets (combustible hecho con biomasa); allí una gran caldera los transformará en calefacción central, con baja emisión de dióxido de carbono (CO2). En el norte del país, las viviendas aprovecharán de lleno la luz y el calor solares. Y en el sur, el intenso viento patagónico.
El calor que viene de las fauces de la tierra (energía geotérmica) debería ser, también, aprovechable. Según Kind, “hay interés. Se estiman novedades para fin de año”. Igualmente, la fuerza del oleaje marino aportará lo suyo, aunque el subsecretario reconoce etapas: “No todavía. Estamos un paso antes. Para la energía mareomotriz hay que esclarecer marcos jurídicos y abrir caminos para desarrollar tecnología adecuada”.
Ante la pregunta por la energía hidroeléctrica se arma enseguida una lista de peros. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), esta fuente representaba, en 2015, el 35,5% de la matriz eléctrica argentina. Pero el enorme (y parece que irremediable) impacto ambiental que se registra en las grandes represas condujo a una necesaria relectura sobre la imagen de estas centrales como símbolo nacional de progreso.
Desde el punto de vista ambiental, el nuevo paradigma sólo aceptará las chiquitas, las de pequeña escala, como explica Andrés Napoli, director ejecutivo de la Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN): “Hay desmitificar que las mega represas hidroeléctricas son energía renovable. No lo son, y no lo digo yo sino la propia ley. Dicen que son limpias, pero el impacto ambiental es enorme”.
El texto oficial es claro: “El límite de potencia establecido por la presente ley para los proyectos de centrales hidroeléctricas, será de hasta cincuenta megavatios (50 mw)”. La represa de Yacyretá, en Corrientes, llega a los 2.746 mw. Y tres neuquinas (Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila) producen de 1.000 a 1.400 mw.
Conviene pisar con pie de plomo antes de lanzar afirmaciones sobre energía y medio ambiente. La represa Urugua-í, en Misiones, tiene 120 mw instalados, lo que parece poco. Sería una represa “inofensiva”, si se la compara con la transnacional Itaipú, que puede producir hasta 14.000 mw.
Pero basta charlar con habitantes de las localidades lindantes a esos ríos para empaparse de los mil y un perjuicios (sociales, ambientales) que se desprenden de las inundaciones y sequías, según el accionar de las represas. Sorprende que la web del Ministerio de Energía describa la hidroeléctrica como “renovable” (a nivel mundial, un término ligado a lo ecológicamente sustentable), sin detallar los efectos según su potencia. Es una buena noticia, como explica Leonardo Spina, coordinador de Gerencias Técnicas del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), que sea “enorme” la capacidad argentina en cuanto a las otras fuentes de energía renovable: “El proyecto RenovAR viene siendo muy exitoso en la primera ronda de licitaciones. La eólica es la principal, pero la fotovoltaica tiene su peso, igual que los proyectos de biomasa. La idea es lanzar otro esquema similar en un timing corto. El Instituto de Vivienda ya está pensando en incorporar colectores solares para minimizar la necesidad energética del consumo de gas. Según la localidad, el aprovechamiento puede ser muy grande. Es una energía disponible que requiere baja inversión y bajo mantenimiento”.
El tema que preocupa a todos es la intermitencia: estas fuentes se renuevan gratis y sin ayuda, pero su intensidad y duración son muy variables. Para los expertos, es clave el desarrollo de un sistema de distribución bidireccional. O sea, que quien tenga energía de sobra pueda de algún modo “inyectarla” a la red y darle a quien le falte.
Hagan sus apuestas: ¿faltan años luz para esto? “Esta semana se está debatiendo en la Cámara de Diputados el proyecto de generación distribuida, para tener una ley nacional. Es una cuestión de los tiempos legislativos, pero este año debiera concretarse”, asegura Kind
Pino Solanas coincide en que el proyecto “se encuentra muy avanzado en el Senado”, pero subraya: “Estamos trabajando para llegar a un consenso final en la redacción, junto con los senadores García Larraburu, Pais, Luenzo, Rodríguez Saa y Cobos. Sin embargo, en algunas comisiones hubo ciertas dilaciones para el tratamiento del proyecto, por parte de sectores afines al oficialismo”.
Desde FARN, Napoli prefiere cautela: “El Gobierno avanzó con las dos licitaciones de RenovAR e incorporó una gran cantidad de watts, pero no es lo mismo concretar que hacer licitaciones. No tenemos una radiografía de cómo estamos. Además, el gobierno está mostrando señales contradictorias que dificultan y demoran la transición de las energías fósiles a las renovables, una meta que, más allá de Estados Unidos, Argentina adscribió en el Acuerdo de París”.
¿Qué contradicciones? Napoli detalla: “Las nuevas represas de Santa Cruz (N. del R.: las centrales “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic”, frenadas por una medida cautelar de la Corte Suprema. Terminado el informe de impacto ambiental, las obras se reanudarían en septiembre) y las dos centrales nucleares acordadas con China no registran ningún debate interno sobre el impacto. Sumemos el yacimiento Vaca Muerta y podría presumirse que si el Estado pone recursos en un lugar, no los va a poner en el otro. El costo internacional va a ser muy alto. Se va a medir la producción según con qué energía la hiciste. Podría haber restricciones de mercado si competís de manera desigual”.
Para Kind, “no se trata de incentivar o no incentivar: hay una obligación legal. Debemos cumplir la ley y la ley dice lo que dice. Además hay una conveniencia natural, que es el de las energía renovables como la fuente más conveniente. Hay sectores que se verán más o menos tocados por el avance de las renovables, pero en cualquier caso no vienen a cumplir el rol de cubrir el 100% de la matriz en este momento sino en 2050, así que no hay un problema. Es complementario y para diversificar”. Sobre los proyectos en danza con China, Kind es evasivo: “Sobre las nucleares… prefiero no tocar el tema”.
Desde el INTI, Spina explica que “si uno se enfocase sólo en el gas, se dice que Vaca Muerta puede dar 400 o 500 años de consumo. La realidad es que este yacimiento posiciona al país en una sobreabundancia energética. Pero el mundo se sigue moviendo”.
Pesa lo cultural, coincide, desde el ITBA, Diego Luzuriaga: “La energía del futuro son múltiples fuentes que se asociarán y deberán adaptarse según el potencial de cada región. La cultura tiene que cambiar. Hay quienes siguen queriendo energía ilimitada, gratuita y además poder desperdiciarla”.
“Hay una matriz de pensamiento para estas cuestiones que consiste en repetir que la única energía acumulable es la fósil”, aclara Napoli, y resume: “Vaca Muerta no sale dos pesos, sale millones y, de vuelta, se está pensando sólo en la producción, no en quiénes van a regular el proceso. Ya lo vivimos con el tema minero: en los 90 se dieron facilidades, se liberó y se dejó que provincias como La Rioja o Catamarca controlaran grandes monstruos. No aprendimos nada. Vamos a tener problemas en 20 años”.
La tendencia hacia las renovables es irrefrenable y mundial. Para los optimistas, Argentina no perderá la onda verde. O, más bien, no debería.

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Argentina en el puesto 12 de los 40 paises con mejor uso de las renovables

Las oportunidades de desarrollo del sector de energías renovables en la Argentina figuran en el puesto 12° en un ranking que evalúa la performance de 40 países, elaborado por la consultora global Ernst & Young (E&Y), según reseña el diario El Ámbito de Buenos Aires.
La posición nacional figura en alza en el Renewable Energy Country Attractiveness Index, en comparación con análisis anteriores, aunque a nivel de la región es superada por las ubicaciones de Chile (6° en el listado) y México (9° puesto). Las tres primeras posiciones en el relevamiento de E&Y corresponden a China, India y Estados Unidos, si bien en este último caso se advierte que el marcado cambio en la política del presidente de Estados Unidos Donald Trump “ha dado lugar a la desaparición del Plan de Energía Limpia, lo que ha hecho que los inversores renovables se sientan más nerviosos por las posibles reducciones de los crédito tributarios de inversión y de producción.
Las preocupaciones en EE.UU., en este terreno, se relacionan también con la continuidad de los bajos precios del gas y la estancada capacidad de transmisión. Entre los diez primeros países del Index elaborado por E&Y figuran también Alemania (4° puesto); Australia (5°, después de un año de inversión récord); Japón (7°); Francia (8°); y Reino Unido (10° lugar).
Brasil, por su parte, aparece en el puesto 15° y con tendencia bajista, después de la cancelación de la subasta eólica y solar A-3, en diciembre pasado, que “demuestra el efecto de la fuerte caída en la demanda de energía en el país, debido a la severa recesión y la inestabilidad política”, según evalúa el estudio.

Fuente: http://www.energia16.com/argentina-en-el-puesto-12-de-los-40-paises-con-mejor-energia-renovable/

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Argentina con el segundo parque de energia solar mas grande del mundo

Soñar no cuesta nada. Argentina ha comenzado a soñar con los ojos abiertos. El país suramericano tendrá en Jujuy una planta de más de 1gw de potencia y más de un millón de paneles solares, convirtiendose en la segunda más grande del planeta, gracias al gobierno local, las políticas del Presidente Macri y claro no podía faltar los paneles solares de China, que ya han conquistado al mundo.
Hace dos años la energía renovable en Argentina rompió el hechizo y dejo de ser la cenicienta del sector energético nacional. Recientemente el Presidente Macri se reunió con su contraparte en China Xi Jinping para garantizar que los buenos deseos se conviertan en acciones y finalmente se incremente la inversión en energía solar.
Un informe de Energía Limpia XXI destaca que Cauchari I,II y III es una megaobra de más de 1.2 millones de panales solares y un valor total cercano a los 340 millones de dólares la cual estará ubicada en el región de Susques, en la provincia de Jujuy.
Esta provincia se ha convertido en los últimos años en imán para las energías renovables principalmente energía eólica y solar, por lo que algunos han comenzado a llamarla la capital de la energía renovable de Argentina.

Fuente: https://energialimpiaparatodos.com/2017/05/30/argentina-con-el-segundo-parque-de-energia-solar-mas-grande-del-mundo/

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En Argentina quieren priorizar la energia eolica por encima de la nuclear

En Rio Negro, Argentina se oponen a la instalción de una central nuclear en esa zona. Su senadora Magdalena Odarda pidió priorizar los proyectos de energía limpia, como la eólica. Y recordó que en el mismo viaje presidencial a China, Jujuy logró financiamiento para instalar el parque de solar más grande de latinoamérica, señaló la Agencia Digital de Noticias.
“Hace dos años presenté en el Senado Nacional el proyecto 3715/2015, estableciendo por ley una meta a largo plazo para poder llegar de manera escalonada al año 2050 con el 100% de generación de energía eléctrica a base de fuentes limpias”, recordó Odarda. La senadora de la CC-ARI ventiló que “en este viaje a China, el gobierno de Jujuy logró financiamiento para construir el parque solar más grande de Latinoamérica. Precisamente, este es el camino que sentimos que deberíamos estar transitando en Río Negro”, criticó.
La parlamentaria recordó “que cada kWh producido por energía nuclear representa un costo económico mucho más elevado que cualquier otra fuente energética, sin contar los efectos catastróficos en casos de accidentes, transporte e impactos por la extracción del uranio, por ejemplo”. “La inversión de 12.500 millones de dólares en las plantas nucleares planificadas por el Gobierno Nacional generarán sólo 1871 megavatios, mientras que los proyectos de energía solar y eólica otorgados por el plan Renovar tienen una capacidad de 2400 megavatios, a un costo de 4.000 millones de dólares”, explicó Odarda.
Además, Odarda afirmó que “no se puede invalidar la opinión del pueblo en un tema tan sensible como lo es la generación de energía nuclear. No es un tema exclusivo de especialistas, sino de responsabilidad ciudadana”. Y agregó que “estamos hablando que el mundo ya paso por experiencias negativas como Chernobyl y Fukushima y que los efectos perduran en el tiempo, lo cual nos plantea un “para qué” poner en riesgo la vida de millones de especies y del ser humano mismo con una actividad de tan alto impacto. Es un derecho de toda persona la defensa de los principios básicos como la vida misma y el ambiente, éste ultimo ligado a nuestra salud y el buen vivir al que todos aspiramos. Y además es un deber de todos preservar el lugar donde vivimos para las futuras generaciones”.

Fuente: http://www.energia16.com/en-argentina-quieren-priorizar-la-energia-eolica-por-encima-de-la-nuclear/

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Bolivia enviara mas gas natural a la Argentina durante el proximo invierno

(TÉLAM) – La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) enviará más gas natural a la Argentina en los próximos meses de invierno, con lo que podrá cumplir con el contrato vigente desde 2006, anunció en La Paz el presidente de la compañía, Guillermo Achá.

“La empresa está en condiciones de enviar desde la segunda quincena de junio a la empresa estatal argentina Enarsa hasta 23,9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural”, destacó Achá en declaraciones citadas por la agencia DPA.

El anuncio era esperado por el Ministerio de Energía que dirige Juan José Aranguren, ya que de la previsión de suministro del gas de Bolivia tenía pendiente avanzar o no en un segundo contrato para la compra de GNL a través del puerto chileno de Mejillones, al norte del país.

Hace dos semanas, la empresa Energía Argentina S.A. (Enarsa) cerró un nuevo acuerdo para adquirir gas a Chile durante los meses de invierno por un volumen total de 276 millones de metros cúbicos, lo que significará par el país un ahorro de 42 millones de dólares por la sustitución de compra de gasoil.

Ese acuerdo permitirá incorporar al sistema unos 3,4 millones de metros cúbicos diarios a través del gasoducto trasandino Andes y la terminal de regasificación de Quinteros, en Chile, mediante un acuerdo cerrado con la empresa estatal chilena ENAP.

El contrato firmado con Bolivia en 2006, por 21 años, establece que el país del norte enviaría a Argentina un mínimo de 19,9 millones de metros cúbicos diarios de gas en los meses cálidos y un máximo de 23,9 millones de metros cúbicos diarios de gas en los meses fríos.

No obstante, esta cantidad no se cumplió dado que Bolivia no ha llegado siquiera al mínimo de 19,9 en el pasado invierno, lo que obligó a Argentina a comprar gas a Chile.

La producción diaria de gas natural de Bolivia llega a unos 60 millones de metros cúbicos, cantidad que permite exportar a Brasil y Argentina y cubrir el mercado interno.

Hasta el año pasado Bolivia dependió de las recaudaciones por la venta de gas natural a Brasil y Argentina, sin embargo, por los bajos precios internacionales disminuyó sus ingresos de 2.864 a 1.503 millones de dólares entre 2015 y 2016, un 48 por ciento menos.

Fuente: http://noticias.iruya.com/a/economia/energia/24643-bolivia-enviara-mas-gas-natural-a-la-argentina-durante-el-proximo-invierno.html

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Promueven integrar a fabricantes nacionales en proyectos de energía eólica

El Gobierno impulsa la integración de empresas nacionales en los proyectos de inversión de energías renovables, que el año pasado licitó obras por US$ 4.000 millones. Para lograrlo, incluyó beneficios impositivos de hasta el 20% para las empresas que incorporen por lo menos un 30% de partes de producción nacional.
Un proyecto que ya arrancó es el de la empresa metalúrgica Sica, asociada con la española Haizea. “Estamos ampliando la planta existente, en unos 10.000 metros cuadrados, para fabricar torres eólicas, que tendrán de 60 a 120 metros de altura y de 100 a 250 toneladas de peso”, dijo Jorge Simonutti, presidente de Sica, ubicada en la localidad de Esperanza, provincia de Santa Fe.
Con una inversión que supera los $ 150 millones, el plan del consorcio Sica-Haizea es contratar 100 nuevos empleados y arrancar con 80 torres el año que viene, para duplicar esa producción en 2021.
Un proyecto similar tiene la empresa cordobesa Bertotto Boglione, que planea invertir $ 240 millones en la construcción de otra planta de fabricación de torres eólicas. “Firmamos una carta de intención con la Zona Franca de Bahía Blanca, para instalar ahí una fábrica de torres para los aerogeneradores, que debería estar operativa el año que viene”, dijo Eduardo Borri, presidente de Bertotto Boglione.
El plan de esa empresa cordobesa es montar una planta de 10.000 metros cuadrados en Bahía Blanca y contratar entre 50 y 100 empleados, para fabricar de 30 a 100 torres por año. En las cercanías de Bahía habrá dos parques eólicos (Corti y García del Río) y está previsto que por el puerto de Bahía Blanca ingresen las cargas de esos equipos.
En el Gobierno mencionan varios proyectos más, como las torres fabricadas por Metalúrgica Calviño en Berazategui, los equipos de la empresa mendocina Impsa y los transformadores de alta potencia que comenzó a fabricar la empresa santafecina Tadeo Czerweny, con una inversión superior a los $ 200 millones.
“Tenemos un programa de desarrollo de proveedores nacionales, con rondas de intercambio, herramientas financieras y tecnologías de gestión”, señaló una fuente del Ministerio de Producción. Y agregó que también están trabajando en una licitación del Ministerio de Transporte para la compra de 1.500 vagones ferroviarios, donde será obligatorio integrar por lo menos un 20% de proveedores locales.
“Ya hicimos tres rondas de intercambio entre 150 proveedores locales y las 10 empresas globales interesadas en esa licitación ferroviaria”, dijo una fuente del Ministerio de Producción. Y explicó que serán contratos de largo plazo, ya que los trenes se entregarán entre 2018 y 2023, con 10 años de mantenimiento.
Estas políticas se potenciarán con una nueva ley de Compre Nacional, cuyo proyecto está terminando de redactar el ministerio que conduce Francisco Cabrera, para incrementar los beneficios que reciban los productores nacionales.

fuente: https://www.clarin.com/ieco/promueven-integrar-fabricantes-nacionales-proyectos-energia-eolica_0_SJNk1BK1Z.html

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Argentina acordo la compra de gas a Chile para el invierno

La empresa Energía Argentina S.A. (Enarsa) cerró un nuevo acuerdo para adquirir gas a Chile durante los meses de invierno por un volumen total de 276 millones de metros cúbicos, que significará al país un ahorro de 42 millones de dólares por la sustitución de compra de gasoil, dijo la compañía estatal.
El presidente de Enarsa, Hugo Balboa, explicó que el acuerdo -que formalmente está sujeto a la aprobación del directorio que se reunirá el próximo martes-, permitirá incorporar al sistema unos 3,4 millones de metros cúbicos diarios a través del gasoducto trasandino Andes y la terminal de regasificación de Quinteros, mediante un convenio cerrado con la empresa estatal chilena Enap.
El contrato a suscribirse prevé un costo del gas de 7,89 dólares por millón de BTU a precios en la terminal, a lo que se deberá sumar 0,18 dólares por millón de BTU al punto de ingreso al sistema de transporte (PIST), con lo que totalizará 8,07 dólares.
Este año, el volumen importado desde Chile va a estar en un nivel similar a 2016, ya que hay una limitación dada por las compras de Gas Natural Licuado (GNL) que ya tiene acordado la nación trasandina con terceros países y que recibe en sus puertos a través de embarcaciones especialmente preparadas para su transporte.
Al comparar distintos tipos de gas, por el fluido que se le comprará a Chile Argentina pagará 7,89 dólares por millón de BTU, sensiblemente por encima de los 4,9 dólares por millón de BTU que se le abona a Bolivia vía gasoductos.
Si bien es un poco mayor, el precio que se le abonará a Chile es cercano a los 7 y 7,1 dólares por millón de BTU que Enarsa abona por el fluido que recibe en las terminales regasificadoras existentes en los puertos de Escobar y Bahía Blanca, respectivamente.
“La importación de Chile permitirá reemplazar en los meses de invierno importaciones de gasoil que Cammesa compra cada año para alimentar a la centrales térmicas que funcionan a gas y darle prioridad a la demanda domiciliaria”, explicó Balboa al resaltar que esa sustitución permitirá este año al Estado nacional un ahorro de 42 millones de dólares.
El ahorro resulta de la estimación inicial realizada a partir de la compra de los 276 millones de metros cúbicos de gas que equivalen a 290 millones de metros cúbicos de gasoil, a un valor equivalente de 12,2 dólares por MBTU, del total de los 1.800 millones de gasoil que se estima deberá comprar el país en los meses de mayor demanda.
Balboa explicó que en un escenario que no contemple la compra de gas a Chile, el Estado nacional debería afrontar un gasto total de 1.730 millones de dólares por la compra de gas a Bolivia, más la regasificación local y la compra de gasoil para las centrales térmicas.
Pero en el escenario que se dará con las importaciones trasandinas ese monto total pasa a ser de 1.688 millones de dólares, lo que explica el ahorro de 42 millones de dólares que significa la operatoria anunciada el jueves por Enarsa.
Balboa explicó que Enarsa está a la espera de la confirmación de Bolivia sobre la capacidad de abastecimiento para los próximos meses -el que por contrato debería estar en los 21 millones de metros cúbicos diarios-, para que en caso de no poder cumplir pueda avanzar en un nuevo contrato de importación de GNL pero por el norte de Bolivia a través de la regasificadora de Mejillones.
“Si Bolivia cumple con el contrato, el sistema argentino no tendría capacidad para sumar más gas por el norte de Chile”; dijo el titular de Enarsa al explicar que Bolivia incumplió el año pasado en un promedio de 3,5 millones de metros cúbicos diarios por debajo del contrato, y este año estaría en un déficit de 2,5 millones de metros cúbicos.
A pesar de las definiciones pendientes, Balboa aseguró que “el suministro está garantizado para cubrir la demanda prioritaria domiciliaria durante los meses de invierno, pero la situación general dependerá mucho de la temperatura ambiente”.
La Argentina está al limite de su capacidad de compra en sus tres fuentes externas (Chile, Bolivia y las terminales regasificadoras propias) para cubrir hasta el 42 por ciento de la demanda total en los picos de invierno, tal como ocurrió el 23 de julio del año pasado cuando ingreso al sistema unos 58,4 millones de metros cúbicos de gas.
Como referencia de los volúmenes que importa el país, de una demanda total en 2016 de 44.694 millones de metros cúbicos de gas, Enarsa debió comprar 11.602 millones de metros cúbicos para cubrir un 25 por ciento de los requerimientos, lo que convirtió a la Argentina en el duodécimo comprador global de GNL.
En el encuentro con la prensa, Balboa confirmó la decisión de la empresa de avanzar en la rescisión del contrato con la empresa Vertúa, uno de los nueve contratistas que tenían a su cargo la construcción de los 1.500 kilómetros del gasoducto del Noreste, a raíz de la paralización de las obras en un tramo de 103 kilómetros en la frontera de las provincias de Salta y Formosa.
Enarsa tiene la decisión de terminar el gasoducto más extenso del país, más allá de que no hay gas suficiente proveniente de Bolivia para alimentarlo, y que tampoco están desarrolladas las obras de distribución en la mayor parte de su trayecto.
Con el gasoducto ya casi terminado, Enarsa avanzará con la rescisión de
contrato y su licitación en los próximos tres meses, con lo cual estiman que podrían concluir las obras del trazado troncal entre diciembre y enero próximos.

fuente: http://www.mdzol.com/nota/732305-argentina-acordo-la-compra-de-gas-a-chile-para-el-invierno/

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La dura carta de renuncia de Sureda, segundo de Aranguren en Energia

El secretario de Recursos Hidrocarburíferos dejó la gestión con una misiva dirigida al ministro Juan José Aranguren

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José Luis Sureda renunció ayer a su puesto en el ministerio de Energía que comanda Juan José Aranguren. El ministro encargado de realizar los ‘tarifazos’ aceptó la renuncia y desde su entorno explicaron que “no vamos a hacer comentarios al respecto”. A pesar del hermetismo con el que se manejó la renuncia del hombre denunciado por Carrió el año pasado, hoy se conoció la carta donde Sureda renuncia.

Si bien la misiva comienza con elogios a Aranguren, donde el exfuncionario destaca la “responsabilidad enorme, plagada de urgencias y restricciones” a la que está sometido el ministro, luego reconoce que “con el paso del tiempo fui sintiendo que cada vez estábamos más lejos”, porque según denuncia Seruda “la diversidad de opiniones es un problema muy díficil de resolver” para el ex CEO de Shell.

Más adelante, quien hasta ayer fue secretario de Recursos Hidrocarburíferos, asegura que “la distancia entre mis convicciones y su estilo de gestión llegó a ser tan grande que me enfrente a un dilema: O mis convicciones o mi autoritarismo”.

Por último, Seruda denuncia el episodio que para él fue la gota que rebalsó el vaso, cuando Aranguren no permitió la entrada de Taos Turner, periodista muy amigo de Seruda al ministerio, donde iba a realizarle preguntas “totalmente técnicas”. “Si usted cree que la libertad ajena es un bien transitable que puede arbitrar a su gusto, debo decirle que no estoy de acuerdo”, escribió en una las partes más duras de la epístola.

“Jamás podrá Usted gestionar con éxito sin un equipo. Y sin confianza ni respeto no hay equipo”, cerró, quien presentó su renuncia indeclinable al puesto al que fue convocado por Macri.

fuente: http://www.perfil.com/politica/la-dura-carta-de-renuncia-de-jose-luis-sureda-segundo-de-aranguren-en-energia.phtml

La dura carta de renuncia de Sureda, segundo de Aranguren en Energía _ Perfil

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En San Luis invertiran u$s 80 millones en energias renovables

Una empresa paulista y otra puntana invertirá para construir y poner en marcha sendos proyectos de energía solar.

Mar 19, 2017 14:15

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Una empresa paulista y otra puntana invertirán unos “80 millones de dólares” para construir y poner en marcha sendos proyectos de energía solar en San Luis, lo que permitirá aumentar más de un 5 por ciento la potencia energética instalada en la provincia, según confirmó hoy el Director del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética, Luis Rastrilla.
“Estamos muy satisfechos” por la llegada de inversiones a la provincia y “seguimos trabajando con diferentes compañías para que sigan apostando a San Luis para proyectos de energías renovables”, se entusiasmó el funcionario puntano.
En diálogo con Télam, Rastrilla explicó que “en San Luis, la política que se ha utilizado es atraer inversiones privadas de empresas para que ellas tomen el riesgo y el beneficio” por la energía que podrán incorporar al Sistema Interconectado Nacional.
El funcionario se mostró “muy conforme” con el resultado de la licitación 1.5 del Programa RenovAr, que adjudicó dos proyectos de energía solar, que generarán 47 MW para abastecer el mercado eléctrico del país.
Las propuestas fueron asignadas a la brasileña Quaatro Participacoes S.A., que aportará 25 MW, y a la compañía puntana Diaser S.A., que generará 22 MW. Los proyectos, denominados Caldenes del Oeste y la Cumbre, respectivamente, se construirán en zonas cercanas a la ciudad de San Luis.
Las empresas ganadoras suscribirán un contrato a 20 años con Cammesa, la administradora del mercado eléctrico, que se compromete a comprar la energía que produzcan esos proyectos.
Los proyectos adjudicados se suman a otro emprendimiento provincial en renovables, que funciona hace unos años en la zona de Juan Llerena. Se trata de una planta de biogás de la Asociación Cooperativas Argentina (ACA) que genera 1,2 MW y cuyo aporte al sistema se incluyó recién a partir de la Ronda 1.0 del RenovAr.

http://www.infocampo.com.ar/en-san-luis-invertiran-us-80-millones-en-energias-renovables/

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El 28% de la electricidad mundial en 2021 sera renovable

Las energías renovables están en el punto de mira de muchos políticos. La preocupación por el medio ambiente ha crecido en la última época entre la población mundial, pero los expertos son optimistas: el uso de las energías limpias aumentarán en los próximos años (Especialmente es países como China y la India).
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que las energías renovables seguirán siendo la fuente de generación de electricidad de mayor crecimiento en los próximos cinco años, pasando de representar el 23% de la generación en 2015 a un 28% en 2021.
El pasado mes de febrero, durante la presentación del estudio de la AIE ‘Medium-Term Renewable Energy Market Report 2016’ que organizó el Club Español de la Energía (Enerclub), el jefe de la división de energías renovables de la agencia internacional, Paolo Grankl, destacó que las renovables supondrán más del 60% del aumento de la generación mundial de electricidad a medio plazo.
Asimismo, el alto cargo de la AIE explicó que se espera que la capacidad global renovable aumente en 825 gigavatios (GW), lo que supone un 42% entre los años 2015 y 2021. Además, indicó que se estima que la generación de renovables superará los 7.600 teravatios hora (TWh) en cuatro años, lo que equivale a la generación total de electricidad de Estados Unidos y la Unión Europea.

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Pero a pesar de estas perspectivas, Frankl se mostró cauteloso en cuanto a su evolución debido a factores como la incertidumbre política, su mayor integración en los sistemas, la necesidad de mayor inversión o el lento desarrollo de tecnologías renovables en los sectores de calor y el transporte.

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Trump no condicionará
Paolo Frankl también habló de la situación de Estados Unidos. El experto indicó que no cree que la elección de Donald Trump como presidente del país norteamericano vaya a condicionar el crecimiento de las energías renovables en esa nación que, se espera, superará la capacidad instalada de Europa en un plazo de cinco años.
Además, el jefe de la división de renovables de la AIE fue optimista y señaló que las políticas “no pueden cambiarse de un día para otro”, de modo que la organización prevé que no haya “grandes cambios” en los próximos meses.
Con relación a España, Frankl apuntó durante la presentación del informe sobre las tendencias del mercado de las energía que la futura subasta de energías renovables puede “provocar cambios” en las previsiones de la AIE. De este modo, el mercado nacional podría salir de la zona de recesión en la que está desde la última década.
Además, a través de su informe, la AIE advirtió a Polonia de que debería reducir el uso del carbón en su mix energético y cambiar su estrategia para aumentar las fuentes con más bajas emisiones en CO2, como la nuclear o las renovables, ya que “el carbón proporciona el 51% del suministro de energía del país, según datos de 2015″.

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El aerogenerador más grande del mundo

Aerogeneradores como estos, son los responsables del aumento de la capacidad energética mundial

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Vestas ha presentado la actualización del aerogenerador más grande del mundo. No tengo adjetivos para describir lo descomunal que es esta turbina. La V164, un molino de viento de 220 metros con aspas de 38 toneladas y 80 metros de largo, acaba de centrar toda la atención de los interesados en renovables en Dinamarca.
La anterior turbina era capaz de entregar una potencia de 8 MW, y que gracias a las actualizaciones es ahora capaz de llegar hasta los 9 MW de salida bajo unas condiciones específica. En su primera prueba, la V164 fue capaz de generar 216.000 kWh en solo 24 horas.

No sólo es el récord absoluto en generación de energía eólica por un solo aerogenerador, sino que es la demostración más clara de que los vientos oceánicos van a tener un papel clave en la transición energética que ya está en marcha.

Suficiente para alimentar un hogar durante 66 años

Según Torben Hvid Larsen, CTO de Vestas:

“Nuestro prototipo ha marcado otro récord de generación, con 216.000 kWh producidos en un periodo de 24 horas. Estamos seguros de que este aerogenerador de 9 MW ha probado que está preparado para el mercado, y creemos que jugará un papel clave en el descenso de los precios de la energía eólica offshore.”

https://www.renovablesverdes.com/28-la-electricidad-mundial-2021-sera-renovable/

https://youtu.be/uJBFAAJXH4c

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Juan Jose Aranguren dijo que en abril la tarifa de gas aumentara entre un 30 y un 40 por ciento

El ministro de Energía advirtió además que “pagar la energía al 10% de lo que vale no es gratis para los argentinos”

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Juan José Aranguren , ministro de Energía de la Nación, informó hoy que “a fin de este mes” se anunciarán los nuevos cuadros tarifarios que regirán para el suministro de gas natural a partir del 1 de abril y estimó que “los valores promedios van a estar en el orden del 30 a 40 por ciento”.
Aranguren explicó que ese ajuste surge porque “al precio de gas en boca de pozo se le suma lo que se presentó en las audiencias públicas de transporte y distribución en el mes de diciembre”. En declaraciones a radio Mitre, precisó que el precio de gas en boca de pozo aumentará entre un 10 y un 20 por ciento respecto del valor anterior que regía desde octubre de 2016, según lo publicado por la agencia DyN.
Asimismo, el ministro volvió a criticar al gobierno anterior y aseguró que “tuvimos 10 años de ilusión que hizo creer que el gas era gratis”. “Pagar la energía al 10% de lo que vale no es gratis para los argentinos”, advirtió.
“La administración anterior, que se llenó la boca hablando de los pobres, no tenía una tarifa social nacional”, agregó.
Respecto a su gestión, indicó que “hay 8 millones de hogares con tarifa social” y que “un tercio de la población que no recibe gas natural y subsidia a quienes sí”.

“Decir la verdad tiene su precio”, sentenció Aranguren, quien informó que en 2016 a partir de 3 licitaciones hubo inversiones de 6500 millones de dólares M de USD. Al finalizar la entrevista, el ministro de Energía se mostró optimista respecto del futuro: “En el 2018 vamos a estar mejor que en 2017”.

fuente: http://www.lanacion.com.ar/1992469-juan-jose-aranguren-aumento-tarifas-gas-energia

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La inversion en energias renovables llegarian a u$s 20 mil millones

El monto estimativo es producto de las licitaciones que el gobierno nacional hace en ell Plan Renovar y que el año pasado alcanzaron a u$s 6.500 millones.

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Las inversiones en energías renovables, producto de las licitaciones que el gobierno nacional hace en el marco del Plan Renovar, y que el año pasado alcanzaron a u$s 6.500 millones, podrían alcanzar a u$s 20.000 millones en los próximos años, estimó el ex subsecretario de Industria y de Combustibles, Miguel Angel Cuervo.

“Claramente la política energética del Gobierno en materia de renovables, es un adelanto. La necesidad de tener energías renovables importantes como la solar y la eólica, son pilares imprescindibles actualmente”, sostuvo Cuervo a la agencia Télam.
Destacó que el año pasado “se licitaron inversiones por u$s 6.500 millones en energías renovables”, y puntualizó que “la oferta de proyectos alcanzó los u$s 8.000 millones”.
A su criterio, “la cifra licitada puede multiplicarse por dos o por tres”, porque indicó que “en generación de energía renovable, baja el costo de inversión por unidad obtenida”.
En ese sentido explicó que “la energía se vuelve más barata respecto de las tradicionales de combustibles fósiles, y contribuye definitivamente a bajar las generación de gases de efecto invernadero que tiene la Argentina”.
En ese sentido, el economista acaba de editar, junto al ex secretario de Energía Alieto Guadagni, el libro “El Cambio Climático”, de Editorial El Ateneo, en el que se proponen “concientizar a la gente común, que no tiene ni idea, sobre el riesgo de no mitigar su efecto”.
Por eso remarcó que si bien la generación de energías renovables “tiene un costo de ingreso muy alto, ya que hay que invertir más plata que en la explotación de gas y petróleo”, aseguró que “en 30 años producirán energía gratis, porque el viento y el sol lo son”.
Precisó que la matriz energética argentina se compone “en un 53% de gas; en un 34% de petróleo, y el 1% es carbón, lo que totaliza un 88% de producción de combustibles fósiles”, y añadió que “el 12% restante es energía limpia, de la cual apenas 1,2% es eólica y solar”.
A su criterio, “con el potencial de recursos que tiene la Argentina, las políticas que lleva adelante este Gobierno, el interés de los inversores por participar de los procesos de licitación, es posible alcanzar al 10% de energía solar y eólica”.
Aseguró que “hay mucha gente interesada en invertir”, aunque consideró que “los costos todavía están lejos para lo que debiéramos tener”.
En ese sentido, precisó “el promedio que se paga acá es de u$s 55 el megavatio”, y comparó que “Chile, en agosto de 2015 licitó a u$s 35 promedio”.
Explicó que “la diferencia está en el costo país, que no es el riesgo, si no que si las empresas van a Chile consiguen, por ejemplo, 10 puntos porcentuales menos de costo, y en Argentina 10 más”.
De todos modos, estimó que “puede haber más ofertas que las actuales”, porque remarcó que “Argentina tiene una capacidad de generar energía solar muy importante, más que Alemania, que tiene 20% de este tipo de energía en su matriz”.

fuente: http://www.mdzol.com/nota/723355-la-inversion-en-energias-renovables-llegarian-a-us-20-mil-millones/

por MDZ12 de Marzo de 2017 | 18:06

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El Gobierno designo las sedes para las audiencias publicas por el gas

El Gobierno designó los lugares para las audiencias públicas de la semana que viene con la intención de aumentar el precio del gas en boca de pozo, lo cual tendrá un impacto en las facturas a lo largo del año.

A través de la Resolución 45-E/2017 publicada en el Boletín Oficial, el Ministerio de Energía y Minería que conduce Juan José Aranguren llamó a participar y fijó los lugares en los que se realizarán las audiencias.

La decisión de llamar a audiencias públicas había sido tomada a través de la Resolución N° 29 publicada el 15 de febrero pasado. El ministerio citó a los interesados en analizar los precios del gas en boca de pozo para el viernes 10 de marzo, a las 9, en el Teatro de la Ribera, ubicado en la avenida Pedro de Mendoza 1821, frente al Riachuelo, en el barrio porteño de La Boca. Esta audiencia complementará a la realizada en septiembre pasado y actualizará los montos comentados en esa oportunidad.

En la reunión se considerarán los nuevos precios del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y del gas propano destinados a la distribución indiluido por redes, con vigencia semestral prevista a partir del 1 de abril de 2017.

Esto se da en el marco de las políticas instrumentadas por la alianza Cambiemos de “reducción gradual de subsidios”, dice la resolución firmada por Aranguren. Conforme lo dispone la resolución, los centros de participación se habilitarán en las ciudades de Paraná, Córdoba, Mendoza, Neuquén, Ushuaia, Rosario, Salta y Santa Rosa.

• ¿Dónde serán las audiencias públicas?

1. Ciudad de Salta: Sociedad Española de Salta, sita en Balcarce 653.
2. Ciudad de Mendoza: Centro de Exposiciones y Congresos, Sala Plumerillo, sita en Peltier 611.
3. Ciudad de Córdoba: Auditorio de Radio Nacional, sito en Av. General Paz 293.
4. Ciudad de Paraná: Sala Mayo, sita en Martín Miguel de Güemes y Rioja.
5. Ciudad de Rosario: Universidad Nacional de Rosario, sita en Maipú 1065.
6. Ciudad de Santa Rosa: Auditorio de Vialidad Nacional, sito en J.B.Justo 315.
7. Ciudad de Neuquén: Edificio Cordineu Sociedad del Estado, calle sin nombre Isla 132.
8. Ciudad de Ushuaia: Calle Yaganes s/n, Base Naval.

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fuente: HTTP://WWW.AMBITO.COM/874704-EL-GOBIERNO-DESIGNO-LAS-SEDES-PARA-LAS-AUDIENCIAS-PUBLICAS-POR-EL-GAS

viernes 3 de Marzo de 2017

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Quinta a fondo: las reglamentaciones que apura el Gobierno para impulsar las renovables

Los técnicos y funcionarios están revisando la normativa existente para que los usuarios particulares puedan auto-generar energía y a la vez comprar a los privados. Fuentes del sector estiman que en abril podría haber novedades en el Boletín Oficial.

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El año pasado, la Subsecretaría de Energías Renovables de la Nación tuvo como primer objetivo el lanzamiento de subastas para el desarrollo de grandes centrales. De esa manera, logró testear el interés de las empresas y el estado de los proyectos, así como bajar drásticamente el precio del MWh.
Esta fue la primera jugada ante un mercado ansioso por cosechar réditos luego de años de hacer jugosas apuestas midiendo recursos. Lo cierto es que salió bien, tanto que se recibieron 6.000 MW en ofertas, seis veces más de lo que se puso en juego. Así y todo, para muchas empresas queda un sabor amargo, por la escasa participación que tendrá la industria nacional.
Ya con este proceso de licitación en marcha, y con resultados mejores incluso de los esperados, los funcionarios entienden que están dadas las condiciones para avanzar con otras regulaciones.
Y lo interesante es que, desde el punto de vista político, no implican grandes riesgos: son partidos que jugarán principalmente los privados, y con la cancha marcada por los precios de la licitación y el límite de 113 dólares que establece la Ley 27.191.
En un primer momento, la idea era tener la normativa que permita la comercialización de energía entre privados para diciembre de 2016. Sin embargo, estudiar y complementar con el marco regulatorio, superó a los técnicos del Ministerio de Energía.
Lea también: “Programa RenovAr: firmaron nuevos contratos, se postergaría lanzamiento de la Ronda 2”
Juan Bosch, presidente de SAESA, contó lo que funcionarios le han mencionado sobre los plazos de la publicación: “la información que tengo es que en abril se va a reglamentar; creo que sería lo deseable porque RenovAr II parece que va a demorar un tiempo (entre septiembre y octubre), y marcando las reglas se podría dar más dinamismo al mercado”.
Muchos temas, pocas manos
Cabe aclarar que para el Poder Ejecutivo surgieron nuevas necesidades. Una de ellas está a cargo de Maximiliano Morrone, el Director Nacional de Promoción de Energías Renovables de la Nación. Consiste en crear un marco regulatorio específico para el sector de las bioenergías, herido por los magros resultados alcanzados en las licitaciones. “Traigan sus propuestas”, les pide a los referentes de la actividad.
Otro punto que está en tratamiento tiene que ver con impulsar una ley que autorice a los usuarios particulares inyectar energía renovable a la red. Edenor y Edesur, contra todos los pronósticos, están de acuerdo. Más que como competencia, lo ven como un nuevo negocio.
A priori, el proyecto del oficialista Juan Carlos Villalonga, Diputado Nacional por Buenos Aires, es el que tomaría vuelo, a pesar de los celos internos, en parte porque para los empresarios es el preferido.
Si bien deja en potestad del Poder Ejecutivo determinar las tarifas por inyectar energía a la red de distribución, lo prefieren antes que las iniciativas de balance neto que se presentaron en el Senado.
Lea también: “Apertura del Congreso: procuran apurar tratamiento de Ley de Generación Distribuida”
En las reuniones, Sebastián Kind, Subsecretario del área, y Juan José Aranguren, el Ministro de Energía y Minería, aclaran que no están de acuerdo con “subsidiar” el uso de energías renovables. ¿Se va a aplicar feed in tariff o net billing? Este es el debate que va a entretener a las Pymes del sector en los despachos.
Otra normativa que está empezando a interesar a las autoridades apunta a consolidar políticas para el almacenamiento de energía. ¿Se va a trabajar en la ley de promoción del hidrógeno? Se da en un contexto de baja de los costos a nivel internacional, aunque no sólo implicaría la instrumentación de baterías.
Todas estas medidas serán herramientas para los 8.000 grandes usuarios de energía eléctrica que tendrán que abastecerse en un 8 por ciento con energía limpia en 2018, según obliga la Ley 27.191.
Así lo entiende José Carlos Cueva, abogado especialista en energía y socio junior del estudio Beccar Varela: “estas regulaciones serán complementos necesarios al puntapié inicial que dio RenovAr; en mi entendimiento, los funcionarios están trabajando en estos puntos, lo que significa una señal muy positiva para el mercado, ya que una vez desarrollados y en funcionamiento, podrán generar numerosos beneficios para toda la industria”.

fuente: http://www.energiaestrategica.com/quinta-fondo-las-reglamentaciones-apura-gobierno-impulsar-las-energias-renovables/

07 de marzo de 2017 – Por Gastón Fenés

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Garantizan precios a empresas para activar inversión en gas no convencional.

La medida fue publicada hoy. Los productores de shale y tight de la cuenca neuquina recibirán u$s 7,5 por millón de BTU desde 2018, decreciente hasta los u$s 6 en 2021. A cambio, deberán cumplir con un plan de inversiones.

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El Ministerio de Energía y Minería garantizó un precio especial para el gas no convencional (shale y tight gas) de la cuenca neuquina (que incluye a Vaca Muerta) desde 2018 hasta 2021 con la intención de acelerar las inversiones en el sector e incrementar la producción local.
Según la Resolución 46-E/2017 publicada hoy en el Boletín Oficial, los productores de gas no convencional de la cuenca (que incluye a Neuquén, Río Negro, el sur de Mendoza y el oeste de La Pampa) cobrarán desde el año que viene 7,5 dólares por millón de BTU (la unidad de medida de las explotaciones de gas), u$s 7 en 2019, u$s 6,5 en 2020 y u$s 6 en 2021.
Para cobrar el gas a esos valores, las empresas deberán presentar un plan firme de inversiones ante la provincia en la que tengan su explotación y ante el Gobierno nacional y cumplir con el mismo.
La decisión sigue al Plan Gas, que rige hasta fin de año en todo el país y que es el programa con el que en 2014 el kirchnerismo intentó revertir varios años continuados de caída en la producción garantizando también un precio de u$s 7,5 para el “gas nuevo”, es decir, el gas que cada empresa produjera por encima de lo que ya venía haciendo; para cobrarlo, las compañías no debían presentar su plan de inversiones sino sus proyecciones de cómo incrementarían la producción.
El nuevo programa es además el complemento del acuerdo de productividad que cerraron en enero el Gobierno, las empresas gasíferas y los sindicatos del sector para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta. Ese acuerdo incluyó compromisos de inversiones por parte de las empresas, la flexibilización de algunos puntos por parte de los gremios y compromisos por parte de los gobierno (impositivos, en las provincias, y en cuanto al precio del gas, desde la Rosada).

Resolución 46-E/2017 by Luz De Sousa Quintas on Scribd

https://es.scribd.com/document/341056903/Resolucion-46-E-2017#fullscreen&from_embed
fuente: http://www.cronista.com/economiapolitica/Garantizan-precios-a-empresas-para-acelerar-inversiones-en-gas-no-convencional-20170306-0055.html

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2017: año de las energías renovable

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A lo largo del siglo XX, las dos fuentes de energía más utilizadas mostraron graves fallas de eficiencia: en el caso del petróleo, su escasez; en el caso de la energía nuclear, sus peligros (demostrados en crisis como la de Chernobyl o Fukushima, entre otras).

Entrado ya el siglo XXI, los argentinos estamos dando un paso histórico: apostamos, como nunca antes lo habíamos hecho, por la generación de energías renovables. Nuestra meta es clara: lograr la seguridad energética que no pudimos tener, producto de las políticas erróneas de los últimos años. Queremos terminar de una vez por todas con los cortes de luz generalizados, alcanzar precios razonables que alivien el déficit fiscal y mitigar el impacto negativo en el medio ambiente, agravado por el cambio climático.

El actual gobierno heredó una crisis energética que nunca tuvo que haberse producido. A pesar de contar con valiosos recursos humanos y naturales, durante la última década nos convertimos en importadores netos de energía, pese a haber sido exportadores durante mucho tiempo. El consumo energético aumentó y las inversiones -como en casi todos los casos- no estuvieron a la altura de las circunstancias. Se aplicaron parches temporales, sin visión de futuro, insostenibles en el tiempo.

Es momento de dar vuelta la página. Tenemos mucho por ganar y muy poco que perder.
La primera medida tomada por el Poder Ejecutivo y el ministro Juan José Aranguren fue declarar la emergencia del Sector Eléctrico Nacional, el 16 de diciembre de 2015: apenas seis días después del inicio de gestión. En este marco, se lanzó una campaña inédita para promover las inversiones necesarias que transformarán la matriz energética del país. Este objetivo está en línea con el compromiso asumido en virtud del Acuerdo de París: Una disminución en la emisión de gases de ‘efecto invernadero’.

La Argentina tiene una enorme potencialidad para el desarrollo de las energías renovables. El nordeste cuenta con óptimos recursos para aprovechar la energía solar. Las provincias de Río Negro y Neuquén, numerosas zonas serranas y costeras de la provincia de Buenos Aires y otras tantas regiones del país están beneficiadas con condiciones ideales para la instalación de parques eólicos.

Así las cosas, nuestro gobierno dio sus primeros pasos en la materia impulsando la Ley N 27.191 de ‘Régimen de fomento para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica’, a través de los decretos 531/2016 y 882/2016. En este sentido, se lanzó el Programa RenovAR, que implementa el primer paso para la contratación (a largo plazo) de energía eléctrica de fuentes renovables. Gracias a su particular forma de articular contratos y garantías, la ley obtuvo como resultado ofertas por seis veces la cantidad esperada. De esta manera, una vez que los proyectos estén operativos, generarán un volumen de energía de 8,3 Twh/año y -junto a otras iniciativas renovables en operación y en marcha- aportarán el 9% de la matriz energética nacional de los próximos años. Son muchas las cosas que se están haciendo.
Para redoblar nuestro desafío, el presidente Mauricio Macri declaró a 2017 como ‘Año de las Energías Renovables’. El lanzamiento de la segunda etapa del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) cambiará la vida de 350.000 habitantes que hoy no tienen acceso a la electricidad. El fomento de la generación eléctrica y térmica a partir del uso de biomasa y el impulso al desarrollo científico y tecnológico aplicado son otras acciones destacadas que podemos mencionar. Mientras tanto, seguimos analizando los aspectos normativos y técnicos para que las propias familias puedan generar energía a partir de fuentes renovables y para que el desarrollo de la energía solar térmica se pueda aplicar a la provisión de agua caliente sanitaria, la calefacción hogareña, etcétera.
Los argentinos estamos en condiciones de resolver la crisis que arrastramos durante demasiado tiempo. Si continuamos aplicando las políticas adecuadas -generando previsibilidad y confianza- y si logramos concientizarnos de la oportunidad histórica que tenemos, podremos lograrlo. No desaprovechemos esta chance.

Paula Bertol- Secretaria de Relaciones Parlamentarias Jefatura de Gabinete

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El Gobierno firmo contratos para 16 proyectos de energias renovables por US$ 1200 millones

Se suman a otros 7 convenios suscriptos, e involucran proyectos de generación eólica, solar, de biogas, biomasa y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.

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El gobierno nacional firmó 16 nuevos contratos para la concreción de proyectos de generación de energías renovables, a desarrollarse en las provincias de Buenos Aires, Chubut, Jujuy, Mendoza, Neuquén, Salta, Santa Cruz , Santa Fe y Río Negro, con una inversión estimada de U$S 1200 millones, dentro del Programa RenovAr, que busca para abarcar en los próximos dos años el 5,7% de la matriz energética.

“Esperamos en un par de años pasar del 2% total de la generación de energía que consumimos en el país en base a recursos renovables a más que cuadruplicarlo”, confió el presidente Mauricio Macri al hacer ayer el anuncio de la firma de los contratos, durante un acto en el Parque Indoamericano, acompañado por el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren , entre otros funcionarios.

Las obras contratadas tienen un potencial de generación de 818 MW y corresponden a proyectos adjudicados en la Ronda 1 del Programa RenovAr, que prevé una inversión total de US$ 4000 millones.
Fuerte interés en energías renovables.

Los contratos firmados en el Ministerio de Energía son parte de los 1.142 MW totales previstos en la Ronda 1 y que se suman a otros 7 convenios suscriptos el 12 de enero, e involucran proyectos de generación eólica, solar, de biogas, biomasa y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, adjudicados el pasado 20 de octubre.

El jefe del Estado reseñó que a diario hay argentinos que sufren las consecuencias “en primera persona” de las sequías, inundaciones o aludes, lo que en su opinión tiene que ver “con haber descuidado el medio ambiente durante muchos años en el mundo entero”.

“Ante semejante nivel de conflictos, problemas y tragedias, esto nos llama a la acción concreta y eso tiene que ver que para crecer hace falta energía. Sin energía no nos vamos a poder desarrollar. La energía, hoy más que nunca, tiene que ser en la mayor medida posible producida con un recurso renovable”, sentenció.
Al respecto, afirmó que “meses atrás” su equipo empezó a trabajar en generar “reglas de juego claras” que permitiesen al sector privado participar en la generación de energía a partir de los recursos renovables que “por suerte” Argentina los tiene. “Para poner en marcha esto va a haber que diseñar, construir, transportar, instalar paneles solares, molinos de viento, equipamientos de todo tipo (…) eso va a generar miles y miles de puestos de trabajo”, auguró el mandatario.

“Y después, cuando tengamos esa energía disponible (…) va a alimentar nuevas fábricas, peluquerías, almacenes y de vuelta la posibilidad de generar más trabajo, que es el camino que nos hemos comprometido para lograr reducir la pobreza y entre todos generar oportunidades de progreso a todos los argentinos”, concluyó.
Los contratos fueron suscriptos por sociedades de propósito específico con Cammesa, mientras que también se firmaron acuerdo de adhesión al FODER con el Ministerio de Energía y Minería y el Banco de Inversiones y Comercio Exterior (BICE).

Los procesos de implementación y obra que, según el proyecto, varían entre 12 y 24 meses, se distribuirán tres en Buenos Aires; uno en Chubut; tres en Jujuy; uno en Mendoza; uno en Neuquén; uno en Salta; uno en Santa Cruz; uno en Santa Fe, y dos en Río Negro.

El Programa RenovAr, lanzado el 18 de mayo, obtuvo el 25 de noviembre 59 proyectos adjudicados entre las Rondas 1 y 1.5, por un total de 2.423,5 MW, a un precio promedio ponderado de U$S 57,44 por MWh.
La iniciativa demandará una inversión privada estimada de U$S 4000 millones y la creación de 20.000 puestos de trabajo. Desde el punto de vista ambiental, la puesta en marcha de todos los proyectos evitará la emisión de dióxido de carbono equivalente a la de unos 2 millones de autos por año. Una vez operativos, los proyectos generarán un volumen de energía de 8,3 TWh/ año, equivalente al 5,7% de la matriz eléctrica proyectada del 2018.
Esta nueva energía se sumará a la generada por los proyectos renovables en operación comercial a la fecha y a la de otros proyectos en marcha, para en conjunto aportar el 9% de la matriz eléctrica nacional en los próximos años.

Agencia Télam

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Subiría 50% la tarifa del gas a partir de abril

Son cálculos que el Gobierno les pidió a las empresas del sector
Luego de la suba de las tarifas de la luz este mes, el Gobierno afina el lápiz para aumentar las del gas en abril. Según los últimos cálculos que el Enargas, ente que regula el sector, les ordenó hacer a las compañías que prestan el servicio, en promedio los incrementos para la mayor franja de consumo rondarán el 50%, según confirmaron tres fuentes privadas.
Sin embargo, habrá una dispersión importante entre facturas de usuarios con distinto volumen de demanda, que partirán de ajustes mínimos para los consumos más bajos. Así se desprende de estudios que hicieron en el sector privado.
En diciembre pasado, el Enargas les pidió a varias distribuidoras de todo el país que “corran” sus sistemas (como se denomina en la jerga del sector este tipo de ejercicios) con determinados aumentos en la remuneración de cada eslabón de la cadena gasífera.
Las compañías utilizaron para el cálculo el sendero de ajuste del precio mayorista del gas (por ejemplo, pasará a 4,20 dólares el millón de BTU desde abril, casi 10% más que el valor actual en dólares, para usuarios de consumo intermedio), que difundió el año pasado el Ministerio de Energía y Minería, que conduce Juan José Aranguren .

A eso le sumaron un incremento de más del 200% para el servicio de transporte que presta TGS y del 185% en el caso de TGN, y un incremento cercano al 100% para las distribuidoras, un grupo del que forman parte, entre otras empresas, Metrogas, Gas Natural Fenosa y Camuzzi.
Esas cifras arrojan que un usuario de la Capital o del conurbano bonaerense que en octubre pasado, tras el último aumento, pagó una factura de $ 96 mensuales deberá desembolsar $ 168 por el mismo servicio, con un incremento del 75%. Aunque el impacto sobre la factura real podría ser menor, según la decisión que tome el Gobierno respecto de poner límites a los aumentos.

El año pasado, para moderar el golpe que podrían haber tenido las boletas sobre la paciencia de los consumidores, el Ministerio de Energía estableció topes a los aumentos. Si este año se aplica la misma política, algo que fuentes oficiales no confirmaron, pero tuvieron en cuenta las empresas para hacer los cálculos, la factura del usuario anterior llegará a $ 113, cifra que representa una suba de 17% sobre la factura anterior, debido al techo del 300%.
Si se aplican los últimos números, una suerte similar correrá un consumidor de Bahía Blanca, que en noviembre del año pasado recibió una factura de $ 115 y en el cuarto mes del año deberá desembolsar $ 199 por el mismo servicio, aunque de aplicarse los topes su aumento apenas superaría el 4 por ciento.
En tanto, un usuario de consumo medio conectado a la red de Metrogas o la de Gas Natural Fenosa pasaría de pagar $ 560 a $ 865 (un 54% más), y otro de alto consumo debería desembolsar $ 1975, un 43% más que los $ 1379 que pagó en octubre tras el último aumento. En el primer caso, si se aplica un tope de 350%, como el año pasado, el aumento llegaría al 44%, pero en el segundo no aplicaría ese techo y la suba sería del 43 por ciento.

“Raros” efectos

Una fuente del sector privado que pidió reserva de su nombre destacó una rareza de la política de aumentos en el gas. Como el año pasado el ajuste debió atravesar el terreno fangoso de la Justicia, recién quedó firme cuando ya habían pasado las bajas temperaturas. De manera que el impacto del ajuste llegó en los albores del verano, cuando estacionalmente baja el consumo. Por eso, estimó que el consumidor hará la comparación con los valores de marzo, mucho más bajos. Por ejemplo, para un usuario de bajo consumo ese incremento llegaría al 500 por ciento.
A primera vista, la simulación de las empresas arroja subas menores que en el caso de la luz. Diversos motivos explican esa situación. En primer término, al momento en que Mauricio Macri llegó al poder, el precio del gas estaba menos retrasado que el de la electricidad, por lo que la brecha a acortar para que los consumidores paguen el precio pleno del insumo era menor.
Además, el gas volverá a aumentar en octubre (se notará en las facturas del mes siguiente), en línea con la intención oficial de llevar el precio mayorista del fluido a su paridad de importación en el último año de la gestión de Cambiemos.
A eso se suma que el aumento de tarifas del gas le trajo los mayores dolores de cabeza a Macri en su primer año de gestión, a tal punto que Energía debió remendar en varias ocasiones su decisión original. La intención oficial es que este año no ocurra lo mismo. Por eso los valores anteriores podrían ser menores.

Reunión próxima

Esta semana se volverán a ver las caras el equipo del presidente del Enargas, David Tezanos, y representantes de la industria. Las compañías reclaman un aumento de tarifas mayor porque, según sostienen, los números que arroja la simulación no les alcanzan para cubrir las inversiones que deben hacer para incrementar el tamaño del sistema.
Pero van con la expectativa de que el Gobierno les recorte el aumento para no despertar mayor efervescencia entre los consumidores. “Tenemos una enorme preocupación porque los mensajes que estamos recibiendo son de recorte de los incrementos solicitados” en las audiencias públicas de diciembre pasado, sostuvo una fuente que participa de las discusiones. Y LA NACION corroboró que dos ejecutivos importantes del sector le anticiparon a Tezanos que no querían que sus compañías tuvieran margen de ganancias, pero tampoco que se queden sin recursos para mejorar la infraestructura del servicio.
Ante la consulta de LA NACION, en el Ministerio de Energía sostuvieron que “el Enargas considerará lo presentado en la Audiencia Pública por cada distribuidora en cumplimiento del marco regulatorio vigente”.
Tiene un tiempo limitado para hacer eso, ya que en la semana del 6 al 10 de marzo próximo deberán publicarse todos los cuadros tarifarios correspondientes.

Una deuda millonaria

La normalización del sector gasífero que inició el año pasado el Gobierno encierra una dificultad aún no resuelta. En el marco del atraso tarifario, las distribuidoras como Metrogas, Gas Natural Fenosa y Camuzzi acumularon una deuda millonaria con las petroleras que les venden el producto.
En el sector estiman que ese pasivo ronda los $ 5500 millones. Algunas de las empresas iniciaron diálogos con las proveedoras de gas para saldar la deuda, pero no se pusieron de acuerdo. Dos de las grandes acreedoras son la estatal Enarsa e YPF, también del Estado. Ambas reclaman que los pagos se hagan con un interés sobre la deuda, lo que rechazan las distribuidoras. Una fuente de trato frecuente con Energía y la Casa de Gobierno estimó que esa dificultad se resolverá en el mediano plazo, quizá con una nueva transferencia del Estado, por una razón: si no es así, provocaría la quiebra de algunas empresas.

Subiría 50% la tarifa del gas a partir de abril

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RenovAr – Licitación de Energias Renovables

Dentro del marco de la Ley 26190 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica. Modificación, Sancionada: Septiembre 23 de 2015 y Promulgada de Hecho: Octubre 15 de 2015), el Ministerio de Energia y Minería armó una licitación dentro del Programa Renovar que se inserta en el cumplimiento de los objetivos establecidos por las leyes 26190 y 27191 y su decreto reglamentario 531/16, de contribución de generación renovable.

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El día 5 de Septiembre de 2016 se recibieron las presentaciones de Ofertas (Sobre A y B), y a continuación mostramos un resumen de las ofertas presentadas.

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De las 123 ofertas presentadas, calificaron 105, que se distribuyen de la siguiente forma: 42 para energía eólica por 2870 MW; 50 para energía solar por 2305 MW; 8 por Biomasa, y Biogás por 23 MW, y 5 para PAH (Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos) por 11 MW. Los 105 proyectos que calificaron representan 5209 MW, mientras que los 18 descartados unos 1134 MW.
La mayor parte de las ofertas recibidas quedaron ubicadas por debajo del Precio Máximo de Adjudicación estipulado por el ministerio: para la energía eólica, el precio mínimo fue de 49 dólares por megavatio/hora y para la solar, de 59 dólares por megavatio/hora. Estos valores son cercanos al promedio internacional y se ubican muy por debajo de la franja de 120-240 dólares megavatio/hora adjudicados en los contratos suscriptos hasta diciembre de 2015, lo cual permite estimar, dijeron también, un ahorro de hasta 5500 millones de dólares en los 20 años de contratos que se planteó la licitación.
Por el contrario, y tal como se esperaba, las propuestas del resto de las fuentes de energía -Biomasa, Biogas y PAH-, con un total de 100Mw, fueron mucho más ajustadas a lo pretendido por el Gobierno: no lograron alcanzar a cubrir el cupo previsto y ofrecieron precios más próximos a los de referencia.
A continuación, mostramos las ofertas adjudicadas, por tecnología, oferentes y precios ofertados:

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Licitación Renovar 1.5 – Ronda 2

Funcionarios del MEyM anunciaron una nueva licitación para los proyectos que se hayan presentado en esta primera subasta y hayan quedado fuera.
Es decir, tanto los que no hayan calificado en la oferta técnica, como la económica y los que no hubieran adjudicado por cuestiones de competitividad podrán presentarse a esta nueva licitación que tendrá disponible el pliego para este 28 de octubre.
En este caso las autoridades apuntarán a una regionalización de proyectos. Se licitarán 400 MW eólicos y 200 MW solares. En cuanto a emprendimientos eólicos, 100 MW se destinarán al Corredor Comahue, 100 al Patagonia, 100 a Buenos Aires y otros 100 MW al resto del país. En solar, 100 se destinarán para proyectos del al NOA y otros 100 a nodos restantes. el objetivo que buscan, es que sea una licitación más federal de lo que fue la primera, según informó el gobierno.

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Adicionalmente el gobierno anticipó que está trabajando con el objetivo de preparar una nueva licitación bajo el mismo programa Renovar para mayo 2017.

Licitación para instalar Ciclos Combinados

El Ministerio de Energía prepara una licitación para instalar al menos tres centrales de ciclo combinado con una potencia total de 3.000 MW. La compulsa se lanzaría a fin de este año.

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Nuevo equipamiento de Generación de Energia Electrica en el MEM. Licitacion de Energía Termica “Urgente” x 1000 MW

Ante la difícil situación de abastecimiento eléctrico evidenciada en el verano 2015-2016 derivada de años de falta de inversión genuina y en el marco de la emergencia eléctrica decretada a inicios de nuestra gestión, el Ministerio de Energía y Minería decidió convocar por medio de la Res. SEE 21/2016 a inversores para la instalación de nueva capacidad de generación de energía eléctrica en módulos mínimos de 40MW de potencia.
Los criterios básicos de la convocatoria fueron: i) que las inversiones fueran financiadas por el sector privado, ii) que los precios de adjudicación se resolvieran en un proceso transparente y competitivo, y iii) que la nueva capacidad de generación contribuyera a disminuir los riesgos de corte de suministro a los usuarios en el corto y mediano plazo y, al mismo tiempo, que contribuyeran a disminuir los costos operativos del sistema, básicamente, los asociados con el consumo de combustible.
En esta licitación se recibieron ofertas por un total de 6.611 MW de capacidad nueva de generación, valor muy superior a las expectativas iniciales.

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Los precios unitarios de capacidad ofertados estuvieron en su mayoría por debajo de los que contrató la administración anterior para servicios similares. El precio promedio de las ofertas recibidas fue 25.000 U$S/MW-mes, valores muy inferiores a años anteriores que rondaban los 30.000 U$S/MW-mes.
El resultado de la evaluación realizada por el equipo técnico del Ministerio de Energía y Minería recomienda la selección de un conjunto de 20 ofertas por un total de 1.917 MW con las siguientes características:
A partir de esos resultados, el Ministerio de Energía convocó a una Segunda Ronda, a los proyectos que no fueron adjudicados a mejorar sus ofertas para sumar una mayor capacidad de generación de energía térmica en un plazo para los dos próximos años.
En esta segunda ronda, siete nuevos proyectos fueron adjudicados a un costo de 19.183 U$S/MW-mes” de costo promedio. Este costo de la nueva energía resultó un 17 por ciento menores al que las mismas empresas ofrecieron en un primer momento.
De esta manera, el Gobierno se estará asegurando a comienzos de 2018 un aporte al sistema de un total de 2.871 MW, de los cuales 1.915 MW fueron en una primera etapa y los otros 956 MW como producto del llamado a mejorar las ofertas económicas, lo que en palabras del ministro significará “casi un 10 por ciento de la actual capacidad instalada”.
 La inversión estimada será del orden de 2.530 millones de dólares.
 El precio promedio unitario del conjunto es de 20.700 U$S/MW-mes.
 Entre las ofertas seleccionadas, figuran 10 grupos empresarios que actualmente operan en el mercado eléctrico, como así también 5 inversores nuevos del mismo.
 La eficiencia en términos de consumo específico de combustible por unidad de energía eléctrica generada de los grupos generadores seleccionados, es sensiblemente mejor (2.229 kcal/kWh) a la media de los grupos contratados por la administración anterior de similares características (2500 kcal/kWh), lo que producirá una disminución del consumo de combustible del conjunto de la generación en el futuro.
 De las ofertas seleccionadas, existen algunas que, por su localización en la red traerán significativos beneficios adicionales en términos de seguridad y calidad de servicio, como mejoras en la regulación de tensión y mayores reservas operativas y contingentes. Los nodos correspondientes a las citadas ofertas son: ET Pilar (GBA), CT 9 de Julio (MDQ), ET Luján ll (BA), ET Salto (BA), ET San Pedro (BA), ET Bragado (BA) y ET Villa Ocampo (SF).
A continuación detallamos los ingresos de nueva oferta de energía, donde podemos observar que en sombreado verde corresponde a aquellas empresas que adjudicaron en la segunda ronda, tal como mencionamos recientemente.

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Subsidios a los sectores economicos

Luego de 2 años record en temas de subsidios, donde los subsidios a empresas públicas y privadas sumaron en promedio 2013-2015 los 26 mil millones de dólares por año, monto que representó un 4,3% del PIB. Esta cifra, que significó un récord en términos de la importancia relativa de los subsidios, que ya se mantiene por ocho años consecutivos.
Para este 2016, como hemos mencionado en el artículo, Gracias a la baja del crudo los costos de importación de los energéticos ha llevado a un menor costo de la energía, teniendo que Estado Nacional que erogar montos menores a años anteriores.
La masa de subsidios económicos registró en el 2016 una baja del 32% en la comparación anual.
A continuación presentamos los subsidios por sector, y su evolución anual:

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En la expansión de los subsidios influyó con fuerza el significativo aumento en las transferencias al sector energético, que representa la mayor parte del total de los subsidios. Al interior de este sector, que por sí solo absorbe más de la mitad de los recursos nacionales transferidos a los sectores económicos (su participación relativa es del 61%), los envíos para financiar a CAMMESA y ENARSA concentraron el 80%.
A continuación mostramos lo que representan estos subsidios con respecto al PBI, y sólo reflejando la apertura en el sector energético versus el resto.

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Deficit del Mercado Electrico

Por diferentes razones, a nivel mayorista, y desde el 2002 hasta la actualiza, la Demanda Eléctrica abonaba un valor que es inferior al que se remunera a los Generadores. La diferencia para sustentar la operación de generación eléctrica era sostenida con subsidios directos del Estado.
Con el fin de tener presente la magnitud de este déficit se puede mencionar que el Valor monómico medio del año 2015 resultó 654 $/MWh mientras que el valor monómico medio Estacional fue de 95 $/MWh, lo que representa un déficit de 559 $/MWh, que sobre una energía de 132 TWh representa un quebranto de casi 74.000 millones de pesos/año o cerca de 7.000 millones de dólares/año. Estos 74.000.000.000 $/año representan el subsidio directo del Estado al Sector Mayorista de Electricidad. Para el 2016, las relaciones son similares, el monómico se estima en el orden de los 1100 $/MWh mientras que el valor monómico medio Estacional fue de 30 $/MWh lo que representa un déficit de 780 $/MWh, que sobre una energía de 138 TWh representa un quebranto de casi 107.000 millones de pesos/año o cerca de 7.000 millones de dólares/año. Estos valores representan el subsidio directo del Estado al Sector Mayorista de Electricidad.
Lo que debe destacarse en este punto es que las Distribuidoras tampoco podían abonar el precio pactado por lo que la cobrabilidad del Mercado estuvo notablemente resentida y debido al retraso en las inversiones de infraestructura de Distribución, el Estado también asistió a las Distribuidoras, Cooperativas y Municipios para la ejecución de obras críticas para soportar un servicio eléctrico adecuado. Recientemente se anunció el final de estas importantes transferencias y subsidios por parte del Estado, tendiendo a disminuir los aportes de la Nación en este sector. Para ello se han ajustado las tarifas en valores importantes e incrementado los Valores Agregados de Distribución (VADs) de las prestadoras del servicio, con lo que se estima que se estará cerca del equilibrio económico del sector.

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Tarifas electricas medias en América del Sur

A continuación, presentamos un gráfico comparativo para los distintos países de la región. En el caso de la Argentina, la tarifa corresponde a la empresa EDENOR y EDESUR, distribuidoras de energía eléctrica nacional que abastece a más del 40% de los usuarios del país.
Los valores están expresados en centavos de dólar por KWh, netos de impuestos y de cualquier otro cargo extra, e incluyen los subsidios que los distintos operadores aplican a cada categoría de usuario.

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Se observa que la Argentina se mantiene, junto con Venezuela y Paraguay, entre los países de la región que determinan tarifas residenciales más bajas para todos los escalones de consumo analizados.
Para un consumo de 30 kw/h mes, un usuario paga en la Argentina el 56% del valor de la tarifa promedio de la región, es decir que la tarifa promedio regional es algo menos del doble con relación a la tarifa local.
Por su parte, para consumos mensuales de 300kw/h (consumo medio y donde se concentra el mayor consumo residencial), la diferencia con el promedio regional alcanza los niveles más altos, representando el 39%. De esta forma, se desprende que un usuario residente en AMBA abona una tarifa 3 veces menor que en Colombia, 3,5 veces menor que en Brasil y 5 veces menor que en Uruguay.
En este caso, las tarifas para usuarios comerciales o pequeñas industrias en la Argentina es algo más de la mitad del promedio regional (representa el 56%) y cerca de 3 veces menor que en Brasil, nuestro principal socio comercial.
Las tarifas locales para usuarios industriales observan el mismo comportamiento que la descripta para el resto de los escalones de consumo. Es así que el promedio regional representa 2,5 veces la tarifa eléctrica que abona una industria radicada en la Argentina, mientras que respecto de Brasil, dicha relación aumenta a 4 veces.

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Tarifas Electricas

En primer lugar se presentan los cálculos de las tarifas medias vigentes desde febrero de 2016 para el sector residencial, comercial e industrial de los seis principales distribuidores de energía eléctrica de la República Argentina.
Las empresas son: EDENOR y EDESUR (concesionarias de la distribución de energía eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires), EDELAP (La Plata y alrededores), EDEMSA (provincia de Mendoza), EPEC (provincia de Córdoba), EPESF (provincia de Santa Fe), que en conjunto representan más del 60% del mercado eléctrico, medido tanto en cantidad de clientes como en energía vendida.
Los valores comparados indican la tarifa media con subsidios, expresados en pesos por Kw/h, netos de impuestos y de cualquier otro cargo extra aplicado por las distintas operadoras. Con respecto a los usuarios residenciales, en el cuadro que sigue se presentan los valores correspondientes a la tarifa normal sin ahorro. Sin embargo, en el análisis posterior, se realiza la comparación con los casos en que el usuario ahorre entre un 10% y un 20%, o más de un 20%, con respecto al consumo del mismo periodo del año anterior (Plan Estímulo).

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Del mismo modo, en el siguiente gráfico observamos las tarifas con subsidios del 2015 para los mismos tipos de usuario y distribuidoras.

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Es así que un usuario que consume 30kw/h mes y reside en el área de concesión de EDESUR (Gran Buenos Aires), en 2015 pagaba 5,6 veces menos que un usuario de Santa Fe por el servicio eléctrico. A partir de febrero de 2016, dicha proporción descendió a 2,1, y 1,3, respectivamente.
Es decir que se produjo una fuerte reducción de la brecha observada en la tarifa media entre las distintas jurisdicciones, sobre todo con respecto a los dos operadores del AMBA. De esta forma, EDEMSA (ciudad de Mendoza) que implementó aumentos proporcionalmente menores a los de EDENOR y EDESUR, se sitúa en este período como el operador con la tarifa media más baja para usuarios residenciales.
Para el resto de los escalones de consumo analizados, la dispersión observada es aún mayor si se analiza la situación de las dos jurisdicciones con tarifas más altas respecto de las demás. En el caso de consumos de 150 kw/h y 300kw/h mensuales, rango donde se ubica la mayor cantidad de usuarios, se observa que un residente de Córdoba o Santa Fe abona tarifas por el servicio eléctrico que pueden ser, según el caso, un 176% mayores que un residente de Mendoza, un 149% mayores que en el Gran Buenos Aires y un 66% superiores al promedio nacional. Si el consumo es aún mayor, y se analiza un escalón de consumo de 1000 kw/h mes, en la zona norte del AMBA (EDENOR) se pagan tarifas de electricidad cerca de 3 veces más bajas que en Córdoba.

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En el siguiente anterior, surge claramente que las mayores variaciones relativas fueron implementadas en el AMBA, con un mínimo del 300% de aumento en el escalón de mayor consumo analizado, y alcanzando el 700% en un rango de consumo medio. La Plata y Mendoza son las jurisdicciones que siguen en el orden de mayores variaciones, sobre todo en las franjas de consumo bajo y medio. En el otro extremo, Córdoba es la que aplicó los aumentos más bajos, pero teniendo en cuenta que la base de comparación presentaba valores relativamente más altos que en el resto.
Vale considerar que si analizamos las variaciones teniendo en cuenta los distintos tipos de cambio para el 2016 versus el 2015, la comparación queda de la siguiente manera:

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La situación de los usuarios comerciales o pequeñas industrias es similar a la descripta para los residenciales. Aquí también EDESUR y EDENOR aplicaron los mayores incrementos relativos.
En el caso de las industrias, si bien la dispersión es mucho menor, el orden de las empresas muestra un cambio importante con respecto a las caracterizaciones planteadas hasta aquí. Un usuario de esta categoría que contrate una potencia de 300kw, con un factor de uso del 80%, radicado en el ámbito de prestación del servicio de EDENOR, paga tarifas eléctricas un 16% más bajas que uno radicado en Mendoza, y un 10% menores que el promedio país.

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Los costos del MEM .Precio Monomico de la Energía

En la siguiente tabla y gráfica correspondiente, se muestra la evolución del precio medio monómico mensual del mercado spot horario, y precio monómico estacional, subdividido en:
Componente relacionada a la energía, distinguiendo dentro de ella:
• Precio de la energía topeado en 120 AR$/MWh
• Los sobrecostos (SCTD) debidos a la utilización de combustibles alternativos al gas
• Los cargos pagados por la demanda excedente, la cuenta Brasil y la de Contratos Abastecimiento MEM que incluyen los cargos no pagados por la demanda por estos conceptos.
• Componente relacionada a la potencia y servicios asociados, como reservas., y componente de los cargos por utilización de la red de transporte pagado por la demanda.

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Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó la aplicación la Resolución SE N° 2016, definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor en concordancia con lo dicho en el párrafo anterior.
En el siguiente gráfico, se puede observar el cálculo del monómico que realiza CAMMESA, con la apertura de los ingresos a los generadores, y los costos de los combustibles totales.
Como se puede apreciar claramente, los costos mayoristas se han incrementado en dólares a lo largo de los años producto del mayor volumen de combustibles, y mayor participación de combustibles alternativos con precios radicalmente mayores.
Asimismo, en el 2016, el incremento del precio de gas para el sector de generación ha duplicado los cotos del gas natural, generando un incremento de 1.9 mil millones de dólares adicionales.
En contrapartida, gracias a los valores del crudo internacional, los costos en fuel oil y gas oil han generado un ahorro de 600 millones de dólares comparado con el año pasado (20% menor al 2015), a pesar del mayor volumen utilizado en el corriente año.

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De la misma forma que los años anteriores los pagos de los demandantes no alcanzaran a nivelar los costos reales de generación, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.

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Consumo de Combustibles. Los importados superan los locales! y lo costos?

Los consumos de los diferentes combustibles han registrado una modificación en su participación en los últimos años. La menor disponibilidad del Gas Natural para los generadores eléctricos obliga a la utilización de los combustibles alternativos, que cada central tiene dispuesto, para continuar con la generación de acuerdo a las pautas de despacho.

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Principalmente el Fuel Oil en las unidades TV y el Gas Oil en las TG y CC reemplazan la falta de Gas Natural durante algunos meses al año. Aunque debe tenerse en cuenta que hay equipos instalados que únicamente consumen Gas Oil, (indiferentes a la disponibilidad de Gas Natural) como son los Motores y que su consumo se ha extendido ya a todo el año.
En el siguiente grafico observamos la evolución de los consumos de combustibles en el sector de generación, los mismos están expresados en igualdad de calería equivalentes a las del gas natural.

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Como también pueden observar, en los últimos años, las relaciones calóricas indican que cerca del 30% del consumo corresponde a los líquidos por déficit de abastecimiento de Gas Natural a los Generadores Termoeléctricos. En este punto se debe destacar que las dos centrales de la Ciudad de Buenos Aires presentan un consumo de Fuel Oil cuando no pueden consumir Gas Natural que representa un volumen del orden de 1.6 millones de toneladas al año (52% del total del fuel oil consumido por las generadoras).
Considerando un contenido máximo de azufre del 1%, esto equivale a 16.000 t de azufre que se combina con la humedad del aire y se transforma en volúmenes importantes de ácidos altamente nocivos para la salud de la población que habita en zonas cercanas a la ciudad. El consumo de los combustibles líquidos (Fuel Oil y Gas Oil) presenta el siguiente perfil de evolución en los últimos años:

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Puede verificarse que desde el 2004, en el caso del FO, se ha incrementado fuertemente el consumo en sustitución del Gas Natural que no está disponible para la generación eléctrica. Los consumos alcanzados son inéditos en la historia del sector que en la serie que se muestra corresponde prácticamente al mismo parque de generación TV. Para que resulte más claro: los generadores a Vapor que se encontraban operando en el año 2015 eran los mismos que se encontraban hace 24 años. No se registran incorporaciones en el parque TV y sólo algunos pocos MW fueron retirados del servicio por obsoletos.
Como se indicó más arriba, estas altas exigencias en operación con líquidos en un parque de generación con tanta edad y horas de servicio, inevitablemente va a sorprendernos con indisponibilidades intempestivas, tiempos de reparación y costos de recuperación progresivamente crecientes. En lo que hace al consumo de Gas Oil, el parque TG (incluye a los CC) registra también valores extremadamente altos, inéditos en el sector, en reemplazo de la falta de disponibilidad del Gas Natural. En el año 2015 los valores de consumo registrados alcanzan 3.1 millones de t de FO y casi 2.2 millones de m3de GO. De estas cantidades de FO y GO una proporción corresponde a compras en el exterior y otra a producto de origen nacional, como se expone en las gráficas. En el caso del Gas Oil la proporción de importación es extraordinariamente alta.

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En el siguiente cuadro se pueden observar los precios de los combustibles en el sector energético, y su evolución en lo últimos 3 años.

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Demanda de Potencia

La serie de potencia máxima registrada, a nivel mayorista, expone un crecimiento entre los extremos de la serie de 24 una tasa de 4.6%aa, los últimos 10 años un valor de 3.9%aa y en los últimos 5 años un promedio coincidente de 4.6%aa. Donde se destaca que, en los últimos años, las potencias máximas siempre se han incrementado, incluso por encima de la tasa de crecimiento de la energía.
La demanda máxima del MEM para el 2016, ha crecido cerca del 6% con respecto al año anterior.

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Particularmente el comportamiento de la demanda en verano ha modificado su perfil con relación a las curvas típicas, históricas, exponiendo valores máximos en horas de la tarde por encima de los registros de horas nocturnas. Este comportamiento de alta sensibilidad de la demanda con las mayores temperaturas de verano se viene manifestando en forma notoria en los últimos años, debido al mayor equipamiento instalado en acondicionamiento de aire.
Sin considerar acción sobre la demanda de energía eléctrica (por ejemplo, con políticas de eficiencia energética) se estima que deben ingresar entre 1.000 y 1400 MW efectivos por año para cubrir no solo la potencia media necesaria sino la potencia pico del sistema, es decir alrededor de un 4% de la potencia pico del año anterior (25.330 MW resultó el pico histórico del Sistema Argentino de Interconexión – SADI – registrado en febrero del corriente año).

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El Comahue

Podemos mencionar que años 2016 ha sido categorizado como extra seco, con probabilidades de excedencia que superan el 95%. En el siguiente gráfico se puede observar los entrantes diarios, expresados en m3/seg, para los ríos Collon Curá y Limay.

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Las previsiones para los meses próximos, se consideran aportes previstos por la AIC (extra-secos) hasta Abril 2017, en concordancia con los registros del período Mayo – Agosto 2016. Futaleufú: se consideran aportes secos hasta fines de 2016 y todas las crónicas para el año 2017

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Hidraulica: Comahue con record de sequia!

Con respecto al 2016 podemos mencionar que la central Yacyretá operó con aportes levemente superiores a los medios históricos, y salto Grande operó con aportes cercanos a la media histórica.
En cambio, el área del Comahue, tuvo un año hidrológico con valores extremadamente pobres. Tanto los ríos Limay, Collón Curá y Neuquén fueron muy inferiores a los medios históricos., al igual que Futaleufú
A continuación se muestra la generación hidráulica de los últimos meses:

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Generacion de energia. Solo crece la energia termica, al igual que los costos!

La generación eléctrica para cubrir ese nivel de demanda presenta un perfil con una creciente participación de la generación térmica como se muestra en la gráfica. La generación nuclear permanece con niveles del orden de los 6000 GWh, la generación hidráulica en los últimos años gira alrededor de los 40.000 GWh, mientras que el aporte de las unidades térmicas supera los 90.000 GWh y una casi nula participación de energías renovables del tipo eólica y fotovoltaica.

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En el año 2016, debido a una importante sequía en el Comahue que genero aportes mínimos en esta zona, todo el crecimiento de la generación de energía se suministró en generación térmica principalmente, con generación esperada record de 92.300 GWh, que representó un crecimiento aproximado al 7%. La generación hidroeléctrica estará en el orden de los 36000 GWh, un 16% menos que el año pasado. En cambio la generación nuclear esperamos un crecimiento del 15% (7500 GWH en 2016 comparados a los 6500 GWh del 2015) gracias a la generación extra de Atucha 2. Hay que recordar que la central nuclear embalse esta fuera de servicio por extensión de vida útil.

A continuación presentamos la evaluación de la participación de las energías a lo largo de los años. No es necesario expresar la gran dependencia de la generación térmica que se requiere en la actualidad, y la falta de diversificación de la matriz electica que Argentina tiene.
Asimismo, donde luego detallaremos, la consecuencia en los incrementos en costos que este incremento de la participación térmica conlleva.

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Indisponibilidad Termica

En lo que se refiere a la evolución de la indisponibilidad del parque térmico de generación, en los últimos años puede observarse el perfil que expone valores por encima del 25% en los últimos años como promedio anual. En este sentido se debe resaltar la edad de algunas unidades de generación térmica que se encuentran operando en el sistema con ya varios años desde su instalación.

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Potencia Instalada. Escasa y con crecimiento en energías Termica.

La potencia instalada en el país para la generación de energía eléctrica expone una tasa de crecimiento promedio de la potencia instalada entre los extremos de la serie de 3.8%aa últimos 10 años 3.3%aa y últimos 5 años un coincidente 3.8%aa.
Valores por debajo de las tasas de crecimiento de la potencia máxima registrada, que en términos absolutos equivale a una disminución de la oferta de 1600 MW desde el 2003 y más de 2000 MW si se considera la salida de servicio prolongada de la CN Embalse.
En el gráfico siguiente se puede observar cómo ha evolucionado el nivel de potencia en estos últimos años, apreciando el crecimiento en las distintas tecnologías. Definimos CC a los ciclos combinados, TV a las turbinas de vapor, TG a las Turbinas de Gas, DI a los grupos Diesel.

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En este punto se destaca el importante aporte de potencia registrado en los últimos años de generadores del tipo Ciclo Combinado, siendo los equipos de generación térmica convencional de mayor eficiencia existente en estos momentos, con módulos del orden de los 800 MW por cada unidad y rendimientos térmicos del orden del 55% .
También se destaca la inserción de los Motores Diesel correspondientes a los programas de contratación de potencia (Distribuida y Móviles) llevados a cabo por la Empresa Enarsa que permiten disponer de más de 1800 MW en generadores mayormente de un módulo de potencia del orden de 600 kW a 1200 kW por unidad y rendimientos térmicos del orden del 28 al 42% para los diferentes equipos, con muy elevados costos de potencia y variables de operación.
Estos motores han resuelto problemas de abastecimiento en distintos puntos del país con notables resultados; aunque debe resaltarse que la necesidad de instalación surge, principalmente, de la falta de inversión en infraestructura de distribución. Lo que obliga a sostener la calidad del servicio inyectando potencia en ciertos puntos críticos de la red eléctrica. También debe destacarse que la totalidad de los motores utilizan exclusivamente como combustible para su funcionamiento Gas Oil con los consiguientes costos asociados a este tipo de alternativa, como se expone más adelante.

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La demanda electrica industrial

La demanda industrial viene sufriendo un decrecimiento de estable desde octubre del 2014, con fuertes decrecimiento en los últimos meses del corriente año.

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En el siguiente gráfico, se muestra la evolución de la demanda eléctrica industrial comparada con el mismo mes del año anterior.

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Claramente este decrecimiento en la demanda eléctrica industrial, se correlaciona directamente con el Estimador Mensual Industrial (EMI) que publica el INDEC todo los meses.

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Demanda de Energia. Nunca deja de crecer!

La evolución de la demanda de energía eléctrica del Mercado Eléctrico presenta el perfil que se expone en la gráfica. Donde puede apreciarse su casi permanente crecimiento con fuertes altibajos en la tasa anual. Entre los extremos de la serie analizada desde 1992 el crecimiento expone una tasa 4,2%aa, mientras que en forma coincidente, los últimos 10 años muestran una tasa de del orden del 3,3%aa.
Durante el año 2015, a valores medios de potencia, la demanda de energía presentó un crecimiento alrededor del 4.5 %, mayor al crecimiento alcanzado en el año 2014 que se había ubicado en 1.0%.
Para este 2016, con proyecciones conservadoras para los meses restantes, se está esperando un crecimiento en el orden del 1%, impulsado mayormente por el crecimiento en los consumos residenciales y con un decrecimiento muy considerable por las industrias que luego desarrollaremos.

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(La serie utilizada adiciona el Sistema Patagónico antes de su vinculación al MEM para hacer coherente las comparaciones)

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Conclusiones y Principales Tendencias del Sector Gasifero

Oferta: El mercado de gas natural contará con mayor oferta de gas natural y estables volúmenes de importaciones. Considerando una demanda residencial más cautelosa por el aumento tarifario, para misma temperaturas que el año 2015 o aún para temperaturas frías como las de este 2016, la disponibilidad para el sector de generación e industrial será mayor.
Existen dos variables que pueden afectar severamente esta condición:
– menores importaciones de Bolivia, que Bolivia no pueda cumplir los volúmenes comprometidos, tanto por menor disponibilidad o pro problemas técnicos en los yacimientos como lo que han tenido este año.
– una cambio en la política de subsidios, el cual busque reducir la disponibilidad de gas para el sector industrial, llevando a los mismos a consumir combustibles alternativos. Esto permitiría al gobierno requerir menos en Gas Oil en el parque de generación.
Déficit: Las perspectivas estables en materias de volúmenes de importaciones junto a la baja en los precios de referencia internacionales de los combustibles alternativos (integran la fórmula del precio en el contrato con Bolivia) y el menor costo de los barcos de GNL, dan un perspectiva favorable para el año entrante, con expectativas de crecimiento en los déficits en función del precio internacional del crudo. Como hemos observado, esta situación puede cambiar radicalmente en función de lo que suceda con respecto a lo que suceda en el mercado internacional del crudo.
Tarifas: El gobierno ya estableció, el sendero de reducción gradual de subsidios, es decir, de incrementos a los precios del gas de boca de pozo en los segmentos residenciales, comercios y pymes. De cumplir con los objetivos planteados, se espera que el precios para todo los segmentos estén en el orden de los 6.7 USD/MMBTU para el 2019.
Precios Industriales: El plan gas que permite vender parte de la producción de gas a 7.5 US$/MMBTU, y el aumento de la recaudación por mayores precios de gas en las tarifas del residencial, con la previsión de incrementos semestrales, sumados a la gran mejora en los precios al segmento eléctrico, establece un salto considerable en los ingresos del productor que sumandos a la mayor oferta, permiten inferir un escenario de precios industriales estables, con leves aumentos para las siguientes campañas.

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Sector Electrico

En la Resolución 41/2016 del Ministerio de Energía y Minería, estableció los nuevos precios en PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST) para el gas natural, para cada cuenca de origen, tal como mostramos en el siguiente gráfico, que forma parte integrante de la presente medida, que serán de aplicación a las adquisiciones de gas natural con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el ámbito del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
El promedio en función de la producción de las distintas cuenca está en el orden de los 5.2 USD/MMBTU, tal como expresamos al principio.

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Tarifa social y bonificaciones por bajo consumo

La Resolución publicada mantiene además la tarifa social prevista con beneficio del 100 por ciento para el precio PIST, con el objetivo del gobierno de asegurar protección a los sectores socio-económicamente más vulnerables, garantizando subsidios a quienes más los necesitan.
Adicionalmente, se implementó un incentivo a la reducción del consumo, con una bonificación según tipo de usuario residencial:
• Los usuarios que reduzcan su consumo en 15% o más(respecto mismo período del año 2015) obtienen:
• Usuarios R1-R23: Bonificación de 50%del precio de gas
• Usuarios R31-R33: Bonificación de 30%del precio de gas
• Usuarios R34: Bonificación de 20%del precio de gas

Asimismo, con el objetivo del imitar el impacto de la readecuación de precios del gas en las zonas amparadas y los usuarios con altos ahorros de consumo en períodos anteriores, se establecieron unos topes para aumentos máximos según el siguiente detalle:
A usuarios cuyas facturas aplicando nuevo cuadro tarifario superen $250 finales (con impuestos), lo topes son los siguientes:
• Usuarios R1-R23:los aumentos no superarán 300%
• Usuarios R31-R33:los aumentos no superarán 350%
• Usuarios R34:los aumentos no superarán 400%
• Usuarios SGP: los aumentos no superarán 500%

Sendero de reducción gradual de subsidios

Por otro lado, tal como explicaron en la Audiencia Pública, el MINEM ya planteó los futuros aumentos de gas, teniendo en cuenta los siguientes puntos:
Precio Gas a partir del 7/10/2016 para todo el país, excepto Camuzzi Gas Sur, Camuzzi Gas Pampeana y la Puna
• El sendero propuesto aplica a usuarios Residenciales y SGP 1, 2 y 3
• Objetivo = US$ 6,8 (GNL 2017 con regasificación + costos de transporte)
• 1er Aumento Base: 50% de objetivo = US$ 6,8
• Luego, aumento por % Fijo (Ajustes en Abril & Oct de cada año)

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Y el sendero previsto a partir del 1/10/2016 en CGS, La Pampa y Puna sería el siguiente

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Segmento Residencial

Según la Resolución 212 – E/2016 publicada en el Boletín Oficial con la firma del ministro de Energía, Juan José Aranguren, las tarifas residenciales se actualizarán en los meses de abril y octubre de cada año, teniendo en cuenta el tipo de cambio vigente y el valor del precio objetivo en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) en cada momento, hasta llegar a la eliminación total de los subsidios en el año 2019 De ese gradualismo quedan exceptuadas las zonas de la Patagonia, La Pampa y la Puna en donde, en virtud de las divergencias en el punto de partida de los precios aplicables en dichas zonas, el programa prevé un sendero diferencial en el que la reducción de subsidios resulta aún más gradual, finalizando recién en el año 2022.
A modo de la comparación entre las distintas categorías, observamos en el siguiente gráfico los distintos precios del gas natural en boca de pozo.

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Los aumento porcentuales, que en promedio entre las distintos segmentas da en promedio un 300%, lo apreciamos en el siguiente gráfico.

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A continuación mostramos ejemplos de facturas antes y después del aumento, para el área de distribución de Metrogas (Buenos Aires).
Observamos en el siguiente gráfico los distintos precios del gas natural teniendo en cuenta todos los conceptos que se facturan, sin impuestos. Es decir el costo del gas natural en boca de pozo, el costo de transportes y el costo de distribución en dólares por millón de BTU..

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Luego apreciamos, las diferencias porcentuales:

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Y por último, representamos ejemplos de facturas bimestrales, antes y después del aumento y por tipo de usuario, considerando los consumos que se muestran en el eje. Cabe aclarar, que el gobierno dispuso de topes de ajuste máximos, que pronto detallaremos.

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Tarifas y Precios de gas Natural. Los precios van al alza!

Respecto a los costos de gas natural incluidos en la tarifa del segmento Residencial, se pudo observar un fuerte impacto en el año 2016, el cual se refiere a la readecuación tarifaria a partir del 1ro de Abril, que luego fue anulada por un fallo de la Corte Suprema, y finalmente luego de la audiencia Pública realizada en septiembre de este año, el 7 de octubre presentaron las nuevas tarifas para los residenciales que luego detallaremos. Esto incluye fuertes aumentos en los precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte y con pleno impacto desde el mes de octubre en adelante. El costo determinado en el gráfico precedente se refiere al promedio de todas las categorías del segmento Residencial (R1 a R3-4), considerando que no se producen ahorros en el consumo respecto al año 2015.
El sector industrial, único segmento en el que los precios de gas están desregulados, donde luego de varios años consecutivos de incrementos generados fundamentalmente por la caída en la producción total, mostró una estabilización en los precios medios para el 2015, y un leve incremento en el 2016 consecuencia de la suba del precio del gas natural en los otros segmentos, principalmente en los precios que se pagan en el segmento de energía eléctrica.
Los precios del sector de GNC, al igual que el residencial, tuvieron un ajuste considerable a partir de la última resolución del Ministerio de Energía del 7 de octubre del presente año.
El precio de gas del sector de generación de energía eléctrica ha sufrido un elevando incremento, luego de no sufrir modificaciones en los últimos años, y el promedio de las distintas cuencas se ubica en el orden de 5.2 US$/MMBTU.
A continuación mostramos la evolución de los costos del gas en boca de pozo para todos los segmentos. Luego detallaremos más sobre cada uno de éstos.

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Precios de Gas Natural para el sector Industrial: Se preveen aumentos muy moderados.

Plan Gas II: Los productores que adhirieron al régimen plan Gas I y II (YPF, Total, Pan American Energy (PAE) y Wintershall), así como aquellas Petroleras medianas y pequeñas, como Sipetrol, Crown Point y PCR, se sumaron al nuevo régimen de precios lanzado por el Gobierno para incentivar la inversión van a tener mayores ingresos y de esta manera no depender del incremento de precios de un sector como el industrial.

Precios de Gas para el sector residencial: Los consumidores residenciales que comenzaron a recibir sus facturas de gas con el aumento de tarifas y retiro de subsidios anunciados por el Gobierno en marzo 2016, fueron anulados luego del fallo de la Corte suprema. En 7 de octubre de este año, luego de la Audiencia Pública, el Ministerio de Energía y Minería estableció los nuevas tarifas para éste segmento. Los nuevos precios, según la categoría de consumidor, implican subas que van desde 300% hasta más de 500% con respecto al 2015. Esta quita de subsidios por un lado tiene un impacto directo por una suba real del valor del gas en boca de pozo a las productoras y por otro lado desincentiva a los residenciales al derroche de gas natural. Este impacto positivo fue atenuado y eventualmente postergado, por el fallo de la corte.

Incremento de la producción Nacional: Como vimos este informe, Argentina comenzó a aumentar su producción de gas natural y en la medida que el residencial se abstenga de incrementar su consumo, el incremental de producción va a permitir a los productores incrementar la venta a sectores como la industria y generación eléctrica. Estos incrementos se ven amenazados por el contexto mundial del precio del crudo.

Net back City gate: Por primera vez después de muchos años se volvió al concepto de Net Back, por el cual económicamente es “indistinto” para una industria en Buenos Aires: comprar gas en Neuquén y transportarlo desde Neuquén a Buenos Aires que comprar gas en el sur (Tierra del Fuego o Santa Cruz) y transportarlo a Buenos aires. Esto implica que los precios de la cuenca austral ya llegaron a una armonía con los de la cuenca Neuquina y no hay desequilibrios que permitan altos ajustes de precios como ocurrió en los dos últimos años en la cuenca austral.

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Sobre la derecha le mostramos la evolución de los costos para el sector industrial de los últimos años, para gas en boca de pozo originario de Tierra del Fuego o Santa Cruz (columnas color rojo) y para la cuenca Neuquina (línea color azul)

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El deficit del Sector: Escenario Favorable!

Recordando el comienzo y la generación de los déficits en el sector eléctrico y gasífero, el sector de generación, fue el pionero en su creación y gestación, donde su crecimiento fue exponencial desde el año 2008 al año 2012, pasando de 800 MMUSD a 6000 MMUSD en ese periodo, para luego manteniéndose estable y empezar a decrecer gracias a los menores precio de importación.
A partir del año 2011, el déficit gasífero comenzó a escalar a tasas exponenciales, producto de los incrementos en los volúmenes de importaciones y los mayores precios del GNL y el gas de Bolivia. La mayor disponibilidad de gas importado, permitió estancar el déficit eléctrico y contener el incremento de utilización de combustibles alternativos para generar energía eléctrica. Luego esta tendencia vuelve a cambiar, gracias a un cambio internacional favorable por la baja en el crudo, comenzando en el 2014 y acentuándose en el 2016, generando así un impacto positivo en los costos de los combustibles importados por el país.

A continuación mostramos la evolución de los costos de importación de gas de Bolivia, de chile y GNL, el cual incluye el costo de regasificación.

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En el siguiente gráfico mostramos la evolución histórica del déficit gasífero en millones de dólares, segmentado por origen de importación.

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Entrando en los detalles de la generación de déficit, las importaciones de GNL, Gas de Bolivia y Gas de Chile componen los egresos. Estos precios que no son compensados por los consumidores de gas natural, los cuales en todos los casos pagan precios inferiores, dependiendo de la categoría. Gracias a la disminución de los costos en los últimos años, y que los volúmenes se han mantenido estables principalmente 2015 y 2016, los déficit estimados han disminuido en casi 2,500 millones de dólares en 2015 y otros 2.200 millones de dólares en 2016, resultando así un subsidios estimado en 627 millones de dólares en conceptos de importación de gas natural para el presente año.
Dentro de los ingresos se consideró la recaudación del Decreto 2067 y 1982, las asignaciones de gas importado a Generación eléctrica (2008-2015 2,68 US$/MMBTU, y a 5,2 USD/MMBTU para el 2016), ventas a Industriales, asignaciones de GUI / PUI (13.29 US$/MMBTU y 7.5 US$/MMBTU), y asignaciones al residencial de baja recaudación.
Para completar el tema de los subsidios que el Estado Nacional con respecto al gas natural, se debe considerar los subsidios que reciben los productores por los Plan Gas (tanto 1 y 2). La diferencia entre el precio acordado por el ministerio de energía y lo que los productores reciben, el Estado Nacional lo eroga como subsidio. En 2014 y 2015 estos montos estuvieron cerca de los 1.000 millones de dólares, y para el 2016 se estima en los 600 millones de dólares.

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Demanda Residencial: El clima tropical en su maximo esplendor.

El atípico invierno 2014, había mostrado consumos estables en la demanda residencial para los meses de Mayo y Junio, con fuertes detrimentos para Julio, Agosto y Septiembre. En el invierno 2015, al igual que el 2014 se han dado temperaturas superiores a las medias históricas, y han sido aún mayores a las del año pasado. Esto generó que la demanda residencial para estos meses sea tenuemente inferior al año pasado
Luego de estos 2 atípicos inviernos, se ha observado un 2016 con temperaturas muy frías durante todo el invierno, y especialmente en los meses de mayo a junio. Esto ha llevado a un incremento significativos de los consumos residenciales y comerciales, dejando opacado aquel ajuste tarifario ocurrido en el mes de marzo de este corriente año (cuando aún la Corte Suprema no había suspendido los aumentos).
En los gráficos se muestra mensualmente la evolución de la temperatura, y el correlato en demanda residencial.

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Demanda Industrial: Luego de dos veranitos, llego el invierno:

La demanda industrial ha crecido sostenidamente en los inviernos 2012, 2013, 2014 y 2015, principalmente por las altas temperaturas que de los períodos invernales.
Esta tendencia cambio durante los primeros meses de este invierno 2016, y ha sufrido mayores restricciones en la disponibilidad de gas para las industrias. La mayor disponibilidad de gas del país, que hemos argumento al principio del informe, ha amortiguado los cortes de gas dirigidos al segmento industrial teniendo en cuenta éste invierno tan frio que se ha registrado., como así también otro factor que ha impactado considerablemente, fue la menor actividad industrial. En el segmento de demanda industrial eléctrica detallaremos más sobre los niveles de actividad industrial de este año.
A continuación se aprecia los consumos industriales en el período invernal.

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Las perspectivas de disponibilidad para los años venideros parece favorables, pero el sector residencial es el que comanda las volúmenes disponibles para el sector industrial y el parque generador. En este sentido y teniendo un invierno 2017 con temperaturas medias (es decir, más cálido que el 2016), las restricciones debería ser menores a la del corriente año.

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Demanda de Gas Natural:

Como hemos observado en años pasados, la demanda de gas natural ha tenido un comportamiento atípico por las templadas temperaturas del invierno 2014 y 2015, el cual produjo una fuerte baja en el requerimiento de la demanda prioritaria. Este fenómeno permitió al sector de generación y al sector industrial contar con mayor disponibilidad de producto durante la etapa de restricciones.
En contraposición, en 2016 se han registrado temperaturas por debajo de la media para el período invernal, produciendo un fuerte aumento en los consumos residenciales, pero con mayor disponibilidad de gas total.
A continuación se muestra la evolución total de la demanda, y en la tabla de la derecha, la oferta total de gas natural. Claramente se puede establecer una clara correlación entre ambas. A más oferta, más demanda, sobre todo en el periodo invernal, donde la mayor oferta compensa restricciones o sustituye combustibles alternativos y por ende cualquier molécula adicional de gas natural es utilizada por el sector industrial o el mercado eléctrico.

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La mayor oferta de gas natural, desde el año 2011, ha permitido crecer a la demanda desde 104 MMm3/día hasta los 126 MMm3/día esperados para el 2016.

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Importaciones: Entorno internacional favorable! En 2016, se suma importaciones de Chile

Resulta esencial mencionar la evolución de las importaciones de gas de Bolivia y las de Gas Natural Licuado (GNL), los cuales han sido los motores de sustitución de la caída de producción local de gas natural y han compensado parcialmente las necesidades de la demanda del sector.
Como hemos mencionado en otros informes, en el año 2013 en lo que a importaciones se refiere, parece observarse un techo a los volúmenes importados de GNL producto de topes en la logística y, desde luego, mayor producción nacional de gas que permite morigerar las necesidades de producto.
En el primer gráfico se muestra la evolución de inyección media desde Bolivia y en el segundo, la misma información para las importaciones de GNL.

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Se observa en los gráficos previos, que la importación Bolivia y de GNL retrocede ligeramente luego de 6 años de crecimiento a ritmo exponencial.
Las menores importaciones responden a varios motivos, entre los cuales destacamos:

 Mayor producción nacional de gas natural.
 Imposibilidad logística de Escobar de incrementar volúmenes en el invierno.
 Cuidado intensivo de la reservas monetarias.
 Problemas en la producción de Bolivia, particularmente en 2016 que se esperaba in incremento en la importación.
 Se suman las importaciones de Chile, que a continuación detallaremos.

Importamos Gas de Chile

Como novedad del corriente año, ENARSA firmó un acuerdo de importación de gas de Chile para el período invernal (específicamente en los meses que van de mayo a agosto).
Chile que también importa GNL, y como consecuencia de que Argentina dejó de exportarle gas natural en la década pasada por caída de nuestra producción, tiene capacidad ociosa en sus dos terminales de re-gasificación (Mejillones y Quinteros).

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Tendencias de Corto plazo

Considerando la imposibilidad logística de tener mayores niveles de GNL en el periodo de mayor necesidad, y las perspectivas de crecimiento de gas natural nacional para el corto plazo, creemos que las importaciones de GNL se mantendrán estables en el corto plazo, sin incrementos significativos.
En el caso de Bolivia se espera incrementos del orden de los 2 MM m3/día para el próximo año y sumado a esto, es altamente posible, que en los próximos años se sigan firmando acuerdos de importación de gas con Chile con el objetivo de sustituir o reducir el consumo de combustibles alternativos, como el Gas Oíl o el GLP, los cuáles son más costosos que la importación del gas natural (GNL, Bolivia o Chile).

Oferta Agregada:
A nivel agregado, desde el año 2011, la disponibilidad total de gas natural incluyendo importaciones ha crecido, producto del fuerte crecimiento de las importaciones. Desde el 2013, la tendencia se mantiene con mayor disponibilidad pero importaciones estables, dada la mayor oferta local.

En la siguiente tabla podrán observar los volúmenes promedios por cuenca, y en las últimas columnas, el crecimiento de la oferta total y el crecimiento de la producción local.

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En función de las perspectivas mencionadas previamente, creemos que la disponibilidad para el 2016 se ubicará en 7,5 MMm3/día más, lo que representa un 5.8% de crecimiento, basado en un importante crecimiento de producción local. De cumplirse las estimaciones la oferta local para los últimos meses, la misma crecería un 7,7%.

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Tendencias de Corto plazo para la Produccion de gas Natural

Neuquén
En la cuenca Neuquina se esperan niveles de crecimiento más conservadores para los proximos años si lo comparamos con los experimentados período 2013-2016, dado quelos niveles de inversión se han reducido significativamente en el corriente año, por lo que creemos que la cuenca Neuquina mostrará un crecimiento del oTendencias de Corto plazo para la Producción de gas Naturalrden del 2 o 3 MMm3/día para el 2017.

Austral
En la cuenca Austral, considerando las restricciones volumétricas por la campaña de perforación y una expectativa moderada sobre el resultado de las perforaciones, nos lleva a realizar un previsión de crecimiento de l orden de 1 MMm3/día para la cuenca Austral para el año 2017.

Norte
En la cuenca norte, se espera una leve caida de la producción para lo siguiente años dado el declive natural de los pozos en explotación. En este año no se han realizado inversiones en la misma, por lo que la tendencia de decrecimiento se va a seguir observando en los próximos años.

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El fenomeno YPF

Entrando en mayor detalle sobre la cuenca, YPF ha sido el productor con mayor crecimiento tanto para el 2014, 2015 como para lo que llevamos del 2016, con un crecimiento promedio del 10% intermensual en los últimos 3 años. La participación de Estado Argentino en la empresa ha producido un cambio radical en los niveles de producción, las cantidades de pozos en exploración y los niveles agregados de oferta. En los siguientes gráficos detallamos la evolución del crecimiento mensual de la producción de YPF y su producción mensual para los años 2011-2016.

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Si comparamos el volumen inyectado en el 2016 versus el 2013, observamos un crecimiento de la producción del 31% en promedio.

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Entre los yacimientos de mayor crecimiento se destacan Cupen Mahuida (gas no convencional, formación Las Lajas de Tight Gas), Sierra Barrosa (gas no convencional), Rincón del Mangrullo y el Orejano con gran potencial para producción de Shale y Tight gas para los próximos años.

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Gracias a los proyectos mencionados, y desarrollos previos realizados por Apache Argentina (hoy Yacimientos del Sur), Total (Aguada Pichana) y Petrobras, entre otros, la producción de gas no convencional estimamos que supere los 25 MMm3/día para el presente año, teniendo en cuenta un crecimiento cauteloso para los últimos meses del corriente año.
Para completar la sección de Oferta Gasífera mencionamos también que la cuenca Austral ha dejado de ser el impulsor de la mayor disponibilidad de gas natural a nivel local, abandonando ese rol desde el año 2013, donde luego de 4 años consecutivos de crecimiento comenzó una lenta reducción de volúmenes por depletamientos naturales y problemas operativos en pozos irrecuperables. Para el 2015 se espera niveles levemente superiores al 2014.

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En el siguiente gráfico se muestra la cuenca norte, donde la caída impactante de la misma lleva reducir la producción a casi un tercio de los niveles del año 2008. En los volúmenes macro, el peso de la cuenca norte ha perdido relevancia por su baja incidencia.

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Como dato relevante para la cuenca Norte, se observa una menor tasa de decrecimiento de la producción, debido a un proyecto que realizó PAE (MAC-1004), que contempló la perforación del primer pozo multilateral con completamiento inteligente de la Argentina. La iniciativa permitió extraer hidrocarburos de dos formaciones de la región del Noroeste –Huamampampa e Icla– a través de una sola perforación. Gracias a esto, hubo un crecimiento de la producción del orden del 0,5 MMm3/día para estas formaciones, que compensó la natural caída del resto de las formaciones de la cuenca norte.

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Oferta de GAS NATURAL: Un cambio de tendencia, una luz de esperanza.

El mercado de gas natural en Argentina, donde luego de varios años consecutivos de caídas en su producción (22% entre 2007 y 2013), se está observando un cambio de tendencia y recuperación de la producción gracias a incentivos a la exploración y explotación de nuevas perforaciones de gas, tanto convencional como no convencional, y asimismo aceleración de pozos existentes.
La producción de los últimos 3 años muestra como se ha logrado generar un significativo aumento de su producción (17% comparando 2016 vs 2013). En lo que va del año y sumado a proyecciones conservadoras en los últimos meses, se espera un incremento del orden de 8 MMm3/día como promedio anual de inyección comparado con el año anterior.
En el grafico continuo, mostramos los volúmenes mencionados y podemos observar cómo se revirtió la tendencia decreciente a partir del 2014.

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La cuenca que ha producido el shock en la oferta de gas natural en los últimos 3 años, ha sido la cuenca Neuquina, luego de consecutivas reducciones en su producción. Esta tendencia decreciente ser revirtió completamente, creciendo casi 4 MMm3/día en promedio por año para el período 2013-2016, lo que representa un incremento del 8% anual. A continuación el gráfico de su evolución en MMm3/día promedio.

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Para completar la sección de Oferta Gasífera mencionamos también que la cuenca Austral ha dejado de ser el impulsor de la mayor disponibilidad de gas natural a nivel local, abandonando ese rol desde el año 2013, donde luego de 4 años consecutivos de crecimiento comenzó una lenta reducción de volúmenes por depletamientos naturales y problemas operativos en pozos irrecuperables. Para el 2015 se espera niveles levemente superiores al 2014.
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En el siguiente gráfico se muestra la cuenca norte, donde la caída impactante de la misma lleva reducir la producción a casi un tercio de los niveles del año 2008. En los volúmenes macro, el peso de la cuenca norte ha perdido relevancia por su baja incidencia.

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Como dato relevante para la cuenca Norte, se observa una menor tasa de decrecimiento de la producción, debido a un proyecto que realizó PAE (MAC-1004), que contempló la perforación del primer pozo multilateral con completamiento inteligente de la Argentina. La iniciativa permitió extraer hidrocarburos de dos formaciones de la región del Noroeste –Huamampampa e Icla– a través de una sola perforación. Gracias a esto, hubo un crecimiento de la producción del orden del 0,5 MMm3/día para estas formaciones, que compensó la natural caída del resto de las formaciones de la cuenca norte.

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Gazprom desembarca en gas e invierte US$ 300 millones

La estatal rusa Gazprom invertirá US$ 300 millones en la zona de Allen, Río Negro, en el marco de un acuerdo con YPF. Gazprom es una de las principales empresas de energía del mundo y tiene sus ojos en el rico yacimiento de gas no convencional (tight gas) que se ubica en el área de Fernández OroAllen. Los rusos, dedicados tradicionalmente al gas convencional, estarían planificando aprender de la experiencia argentina para luego trasladarla a otros países.
La noticia generó de inmediato reacciones en el Alto valle de Río Negro centro de la fruticultura del país. Los productores se debaten entre permitir el ingreso pleno de la actividad industrial o rechazarla por los posibles efectos que tendría en sus productos -peras y manzanas- y en la salud de los vecinos.
Según trascendió, la petrolera rusa le comprará a YPF el 50% de un área en una cifra que aún no fue confirmada. En 2014 la compañía nacional adquirió la totalidad de los activos locales a Apache por US$ 800 millones. Este sector gasífero es uno de los de mayor proyección en la Patagonia.
“En octubre habrá novedades. Se están dando las puntadas finales en base al memorando de entendimiento firmado el año pasado”, señaló a Télam el representante comercial de la Federación Rusa en Argentina, Sergey Derkach.
El proyecto nació en septiembre del 2015, cuando YPF y Gazprom firmaron un Acuerdo Marco para el desarrollo asociado de proyectos de gas en el país, durante la gestión del ex CEO Miguel Galuccio.
Desde el gobierno de Alberto Weretilneck aseguraron a Clarín que aún no hay información oficial. “Tenemos el dato de modo informal, pero luego deberá pasar por la provincia para que se haga efectiva la división. A fines del 2014 se renegociaron estos contratos y las firmas deberán respetar los niveles de inversión comprometidos”, dijo una fuente de la provincia.
Gazprom posee las mayores reservas de gas natural en el planeta y el 70% del stock ruso. También es el único productor de gas natural licuado (GNL) de Rusia. La Argentina importa más del 10% del gas licuado que necesita y la empresa rusa podría ser una alternativa de compra. Pero en la zona están en guardia: “La actividad avanza sin control ni planificación. Hay que defender la matriz frutícola”, dijo la senadora Magdalena Odarda.

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Fuente:http://www.ieco.clarin.com/Gazprom-desembarca-invierte-US-millones_0_1658234190.html

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La Patagonia Argentina con viento a favor

Fuente: http://biodiesel.com.ar/10349/la-patagonia-argentina-con-viento-a-favor

#Energíaeólica.El #viento acapara las inversiones de #energíasrenovables en la #Patagonia.
Los más optimistas creen que la producción podría satisfacer una demanda equivalente a la de #Sudamérica. Mientras aparecen jugadores con mejores antecedentes en #Chubut, queda el recuerdo las iniciativas en Comodoro Rivadavia de los que actualmente sólo quedan sus vestigios.
El #PlanRenovAr superó las expectativas: de 1000 MW licitados, las ofertas pasaron los 6000 MW. Las tecnologías son variadas pero destacan los aprovechamientos eólicos e hidroeléctricos en la Patagonia, tanto en la zona comahue -como la denomina el programa- con Neuquén, Río Negro y La Pampa; como la zona sur con Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La apuesta por las renovables aparece en un contexto crítico para los hidrocarburos, sin embargo esa industria es de las principales actividades emisoras de gases de dióxido de carbono del país, junto a la agricultura y la deforestación. Esta vez, las energías limpias tienen su oportunidad para consolidarse dentro de la matriz energética argentina.
“Podríamos, en términos teóricos, satisfacer toda la demanda de Sudamérica”, se entusiasmó el ex director de Greenpeace y actual diputado nacional de Cambiemos, Juan Carlos Villalonga, en la Expo Viento y Energía. El encuentro fue organizado a mediados de este mes por la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEA).
Carlos Badano, experto en energía eólica e integrante de la comisión directiva de la AAEE dijo en ese encuentro que Argentina tiene un potencial de 2000 gigavatios de eólica. El factor de utilización (horas del año con viento) es promedio un de 37% y una velocidad del viento promedio de 7 metros por segundo.
En este contexto, SAESA realizó un relevamiento de los actuales proyectos de energías renovables en el país. Chubut tuvo su lugar destacado: suma 137 MW de potencia instalada con los parques El Tordillo (3MW), Loma Blanca IV (51 MW), Rawson I y II (50 MW y 27.4 MW) y Diadema (6.3MW). El principal competidor por la energía del viento es Buenos Aires que tiene como ventaja su cercanía con nodos y líneas de alta tensión. En materia eólica, son 5529 MW relevados en todo el país.
PROPUESTAS EN CHUBUT Y SANTA CRUZ
Los proyectos eólicos en Chubut, la tecnología que es fuerte en esta provincia, suman 653,45 Mw de un total de 3.468,7 Mw. En Buenos Aires ofertaron por 1.177,5 Mw, 1.085,3 en Patagonia (Chubut y Santa Cruz), 859,8 en Comahue (Neuquén y Río Negro), 200 en el Noroeste, 74 en Cuyo, 48 en el centro del país (Córdoba) y 24,2 en el Litoral.
Algunos de los proyectos con enclave en Chubut ya tuvieron anuncios como los de YPF, Hychico yGENNEIA. YPF tiene Manantiales 2, en su principal yacimiento en esta provincia que es Manantiales Bher, con un aporte proyectado de 49,2 Mw. Hychico, que lleva estos proyectos paraCAPSA, impulsará el Parque Eólico Diadema II por 27,6 Mw. Y Chubut Norte, con 50 Mw, es la idea de GENNEIA.
Otro de los parques que están para la licitación es Loma Blanca, que hará inversiones por 100 Mw para la etapa 5 y la misma cantidad para la etapa 6. La iniciativa es en Puerto Madryn y desde 2014 viene levantando por etapas la granja eólica en diferentes programas de incentivos para las renovables.
Angelito I y II, donde cada uno propone aportar sus 100 Mw al Programa Renovar. Los molinos serán montados por Interenergy Holding en la meseta central chubutense, según consta en el detalle de las propuestas difundido por el Ministerio de Energía de la Nación y CAMMESA.
Los otros proyectos que completan las presentaciones para Chubut con el Parque Eólico Garayalde por 24,15Mw de 3 GAL, Kosten en Pampa del Castillo por la compañía ENAT para generar 24 Mw y Pampa 1 con sus 78,2 Mw a cargo de la compañía Enel Green Power.

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Santa Cruz también es tierra de vientos y allí surgen cinco proyectos más para la Patagonia sur.
Petroquímica Comodoro Rivadavia avanzará ahí con el parque eólico El Bicentenario, con el que pretende aportar 100 Mw, EREN es la empresa que impulsa dos granjas eólicas en Santa Cruz, el Viento Austral y Los Hércules con una capacidad de generación de 97,2 Mw, Enel Green Power con el parque Puerto Deseado con 37,4 Mw y Pico Truncado SA el parque La Deseada con 100 Mw.
CEMENTERIO DE MOLINOS
Las nuevas inversiones, en manos de empesas de mayor oprte y con experiencia en el área de energía, vuelven a entusiasmar a la clase política. A esto se le suma que en el valle chubutense ya operan granjas eólicas exitosamente.
La nueva Ley de Energías Renovables, que fue aprobada por la Cámara de Diputados por amplia mayoría e impulsada por el ex senador chubutense Marcelo Guinle, propone lograr que un 8% de la matriz nacional de la energía eléctrica sea aportada en 2017 por fuentes renovables, y alcanzar el 20% en el 2025.
La Sociedad Cooperativa Popular Limitada (SCPL) tiene marcado el estigma del fracaso con el parque eólico promocionado como el más grande de Sudamérica a fines de los noventa. Los equipos habían sido comprados para la primera etapa en Dinamarca y para la segunda en España. La devaluación provocó que la deuda por aquellos molinos se multiplicara a niveles difíciles de pagar, por lo que refinanciaron deudas.
Además, los equipos cumplieron su vida útil. Esto quiere decir que la SCPL paga equipos que ya no pueden recuperarse, ni siquiera como chatarra. Desmontarlos cuesta más que la deuda refinanciada, que en 2014 se alzaba a más de 500 mil
dólares. Quedan sobre el Cerro Chenque el cementerio de molinos que con el paso del tiempo, la erosión y las tormentas de viento pierden sus aspas o las piezas de sus motores. EL PATAGONICO.

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Energia renovable: Mas cerca del marco institucional necesario

Fuente: http://www.cronista.com/impresageneral/Energia-renovable-Mas-cerca-del-marco-institucional-necesario-20160921-0011.html

La reglamentación de la Ley 27.191 y la creación del programa RenovAr son avances notables para generar un contexto jurídico que sea acorde al potencial renovable de la Argentina. Falta instrumentar la regulación que se necesita para gestar un mercado entre privados.
En 2012 tuve la oportunidad de participar en uno de los eventos más importantes de energía eólica del mundo, la exposición anual organizada por la American Wind Energy Association (AWEA). Allí, presenté un póster titulado “Oportunidades en la Argentina para proyectos eólicos”.
El póster lo había sometido a consideración de AWEA en 2011, con un año de antelación, tal como se estila en esos casos. Pero el evento tuvo lugar en 2012 y quiso la suerte que fuera solamente unos días después de la expropiación de las acciones de Repsol en YPF.
Fue entonces en vano que, en aquel momento, hablara del viento que sopla en nuestro territorio o de los amplios terrenos disponibles. Mi presentación fue recibida con un previsible escepticismo. Es que para el desarrollo de proyectos de energía eléctrica de fuente renovable no alcanza con que sople el viento o haya radiación solar. Y la disponibilidad de tierras, caminos y líneas de transmisión es condición necesaria, pero no suficiente.
El recurso que es decisivo no es uno natural, sino creado por el hombre, y se trata nada menos que de tener un marco institucional que proporcione la seguridad jurídica adecuada que requieren proyectos en donde los desembolsos de capital se efectúan en el día uno, pero su repago es en el largo plazo.
La Argentina ha tardado más que muchos de sus países vecinos en alcanzar ese marco institucional idóneo, pero finalmente parece estar llegando a esa meta.
En 2015, se sancionó la Ley 27.191 que actualiza el régimen en materia de energía eléctrica de fuentes renovables. El Gobierno a cargo desde el 10 de diciembre decidió, con buen criterio, no modificarla, lo que hubiera implicada una demora de meses o años, sino avocarse a su reglamentación y puesta en práctica.
La ley fija una meta de consumo creciente de electricidad de fuentes renovables que implica que, al 31 de diciembre de 2017, este debe alcanzar el 8% del total y que, en 2025, debe llegar al 25%.
Si tenemos en cuenta que el porcentaje actual es inferior al 2%, la magnitud de la tarea por delante resulta evidente.
Con ese fin, el Gobierno puso el acento en lograr una licitación exitosa para celebrar contratos compra de energía eléctrica de fuentes renovables. Así fue creado el programa RenovAr, en virtud del cual se licitaron 1000 MW de potencia.
El pasado 5 de septiembre, el Gobierno recibió 123 ofertas por 6.346 MW, más de seis veces de lo requerido. Su adjudicación está prevista para el 12 de octubre y solo entonces se podrá tener una medida cabal de su resultado, no obstante, la cantidad de proyectos ofrecidos es ya una muy buena señal.
Ahora bien, la ley y su reglamentación han estipulado que los grandes usuarios con demandas de potencia mayor a 300 KW deberán cumplir con las metas de consumo y, a tal fin, pueden autogenerar o contratar la compra de energía proveniente de diferentes fuentes renovables, pudiendo efectuarse dicha compra al generador, mediante un distribuidor, de un comercializador o Cammesa.
Luego del notable avance del Programa RenovAr, debe encararse la forma de instrumentar la regulación necesaria para posibilitar un mercado de energías renovables entre privados.
Tal instrumentación tiene aspectos específicos, pero toca también otros aspectos más generales del sector eléctrico.
En tal sentido, sería deseable que el Gobierno replique la encomiable rapidez y eficacia con la que avanzó en materia de renovables, y proceda a restaurar el pleno imperio de la Ley 24.065 y el funcionamiento de un mercado eléctrico mayorista (MEM), en donde, contrariamente a lo que sucede en el día de hoy, los grandes usuarios contraten libremente con los generadores, y estos últimos contraten libremente su combustible y sean remunerados acordemente.
Ello es una parte importante del objetivo de contar con un marco institucional sólido y previsible para el pleno desarrollo de las energías renovables en la Argentina de modo acorde con el potencial de sus recursos, un objetivo que hoy está más cerca de lograrse.

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Argentina: Empresa Mendocina de Energia presenta 7 proyectos fotovoltaicos en licitacion renovable

Fuente: http://www.pv-magazine-latam.com/noticias/detalles/articulo/argentina–empresa-mendocina-de-energa-presenta-7-proyectos-fotovoltaicos-en-licitacin-renovable_100024283/

Los proyectos concurren en la primera licitación renovable del programa RenovAr. Las potencias de los proyectos oscilan entre 1,2 MW y 20 MW.

Empresa Mendocina de Energía (Emesa) presentó siete proyectos fotovoltaicos localizados en la provincia de Mendoza, en el extremo oeste de Argentina, en la primera licitación de proyectos de energías renovables del programa nacional RenovAr, según informó el gobierno regional.
El gobierno de Mendoza informó que Emesa presentó a la licitación los siguientes proyectos fotovoltaicos: Luján de Cuyo 1 (1,22 megavatios), Luján de Cuyo 2 (2,25 megavatios), Lavalle (20 megavatios), La Paz (16 megavatios), General Alvear (20 megavatios), PASIP en San Martín (1,89 megavatios) y Anchoris en Luján de Cuyo (20 megavatios). Emesa también presentó proyectos de otras tecnologías renovables.
El plazo para remitir ofertas para la licitación finalizó a principios de esta semana. En conjunto, se han presentado 58 ofertas de proyectos fotovoltaicos ubicados en 12 provincias a esta licitación. El certamen cuenta con un cupo de 300 megavatios para la fotovoltaica y los proyectos de esta tecnología presentados a nivel nacional suman 2,8 gigavatios.
En la licitación se subasta un gigavatio en proyectos renovables en conjunto. Se presentaron 123 proyectos de distintas tecnologías a nivel nacional que suman 6,4 gigavatios. El certamen se resolverá en octubre.
Con esta licitación, el gobierno argentino busca incrementar la participación de las energías renovables en el mix de electricidad. La legislación argentina establece un objetivo de ocho por ciento de energías renovables en el año 2017. (Redacción)

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El 40% de los usuarios de gas pagaran mas de $ 500

Fuente: http://www.clarin.com/politica/usuarios-gas-pagaran_0_1646835306.html

El Gobierno publicará en los próximos días el llamado a audiencias públicas correspondientes a la revisión integral de tarifas (RTI). Son para la distribución eléctrica y el gas.
Las mismas se realizarán durante la segunda quincena de octubre. El Poder Ejecutivo tiene la obligación de comunicarlas 20 días antes que se celebren.
En el cuadro tarifario que propondrá el Gobierno para el gas, 4 de cada 10 hogares pagarán una factura bimestral por arriba de los $ 1.000 en los meses “fríos”, como julio y agosto.
Existe la posibilidad de pagar mensualmente ese importe que será en torno a los $ 500.
A esa suma, hay que agregarle, al menos, un 25% de impuestos, lo que llevaría la boleta a cerca de $ 1.250-1.300. Es decir, $ 650 mensuales.
En el caso de la luz, la tarifa mensual para el 50% de los hogares irá de $ 100 a $ 500 por mes.
En el caso del gas, a ese número se llega a través de los datos que el Enargas publicó en su página, de cara a la audiencia pública del viernes 16 de septiembre, en el que se discutirá el precio de gas en boca de pozo, también llamado “mayorista”.
Aunque la Corte descartó en su dictamen del martes las cautelares existentes sobre el incremento de la luz, todavía no resolvió la cuestión de fondo. Por eso, el Gobierno quiere convocar a la audiencia pública lo antes posible.
Se está trabajando para tener listo el andamiaje legal para el lunes de la semana que viene.
Pero el procedimiento de revisión tarifaria integral (RTI) es más complejo desde lo técnico y formal que el encuentro por del gas mayorista, por lo que el Poder Ejecutivo puede tomar unos días adicionales para perfeccionar esa convocatoria.
La distribuidora Edenor ayer informó que se presentó ante el ente regulador (Enre) su propuesta de cuadro tarifario a ser aplicado en los próximos cinco años. Allí, establece el capital que requerirá para invertir entre 2017 y 2021. Estima incrementos.
En el cuadro tarifario vigente actualmente, el 22% de los clientes de Buenos Aires y el conurbano paga por la luz más de $ 400.
Con ese esquema, el Estado nacional todavía subsidia entre 65% y 70% del costo de la energía eléctrica. Pero la idea del Gobierno es ir reduciendo esa subvención, lo que implicaría que los hogares paguen aumento durante 2017 y los años sucesivos. En el interior, las tarifas son muy superiores.
En el gas, el panorama es más claro. Las empresas estimaban invertir $ 15.656 millones durante este año. Eso era con los aumentos decididos por el ministerio de Energía en abril, que la Corte invalidó.
Con el tarifario que el ministerio de Energía llevará a la audiencia del viernes de la semana que viene, cerca de 2 millones de hogares terminarán pagando boletas de $ 1.000 bimestrales o más.
Hay 8,1 millones de hogares con acceso a la red de gas. Cerca de un millón y medio de familias recibirá el beneficio de la tarifa social.
Durante julio y agosto, unos 600.000 hogares pagarán entre $ 1.000 y $ 1500 bimestrales más impuestos. Otros 600.000 recibirán boletas de entre $ 1.500 y $ 2.000 bimestrales. Hay más de 900.000 clientes que los pueden llegar facturas de entre $ 2.000 y $ 3.000.
Los 550.000 viviendas que más gas consumen afrontarán cargos de entre $ 3.000 y $ 6.000 bimestrales.
Para el bimestre febrero-marzo, casi 95% de los hogares pagará menos de $ 500 mensuales. Pero ese número caerá a menos del 60% en la temporada del frío, según la estimación del Gobierno.

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Energia renovable: se presentaron 123 ofertas en la licitacion oficial

Fuente: http://www.lacapital.com.ar/energia-renovable-se-presentaron-123-ofertas-la-licitacion-oficial-n1226492.html

El Ministerio de Energía y Minería recibió ayer 123 ofertas de empresas interesadas en la generación de energía de fuentes renovables por 6.366 Megavatios (Mw), en la primera ronda de licitaciones contempladas en el plan Renovar.
En este primer capítulo, las empresas concursan para proveer 1.000 Mwde energía renovable. De ellos, 600 Mw deben provenir de fuente eólica, 300 Mw de solar, 65 Mw de biomasa, 20 Mw de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y 15 Mw de biogas.
La Subsecretaría de Energías Renovables analizará las propuestas y definirá las calificaciones técnicas de los proyectos que competirán, el próximo 7 de octubre, cuando se abran las ofertas económicas.
El cronograma elaborado por Energía establece que la adjudicación de ofertas ocurrirá el 12 de octubre y las firmas de los contratos respectivos el 11 de noviembre.
El resultado de esta primera ronda licitatoria, para la cual se vendieron 76 pliegos, fue dado a conocer por el ministro Juan José Aranguren, y el subsecretario Sebastián Kind, durante un acto realizado en el microcine del Palacio de Hacienda, edificio que también es sede de Energía.
Ante un auditorio integrado con representantes de las empresas interesadas y técnicos del sector, el ministro destacó, a modo de antecedente para este programa, el impulso legal dado a las energías renovables por el ex senador del Frente para la Victoria, Marcelo Guinle.
Santa Fe. De las 123 ofertas recibidas 49 correspondieron a energía eólica por un total de 3.468 megavatios de potencia, en proyectos a desarrollar en Buenos Aires, Chubut, Río Negro, Santa Cruz, Neuquén, La Rioja, La Pampa, Mendoza, Córdoba y Santa Fe.
Otras 58 ofertas por un total de 2.834 megavatios, corresponden a energía solar, a desarrollar en Salta, San Juan, Jujuy, Catamarca, San Luis, La Rioja, Mendoza, Neuquén, La Pampa, Córdoba, Buenos Aires y Chaco.
También se presentaron 11 ofertas para producir 53 megavatios de energía en base a proyectos de biomasa y biogas, en Entre Ríos, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Santa Fe, Misiones y San Luis.
Asimismo, se presentaron 5 propuestas por una potencia de 11 megavatios mediante pequeños aprovechamientos hidroeléctricos en Río Negro y Mendoza. Kind destacó que la incorporación de los 1.000 megavatios por esta primera licitación “permitirá aumentar la participación de las fuentes renovables en la ecuación energética del país, del 1,8 por ciento a 4,5 por ciento”.

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El Gobierno quiere canalizar fondos del blanqueo de capitales para el desarrollo de energias renovables

Fuente: http://www.cronista.com/negocios/El-Gobierno-quiere-canalizar-fondos-del-blanqueo-de-capitales-para-el-desarrollo-de-energias-renovables-20160829-0012.html
La ley de Sinceramiento Fiscal permite destinar dinero al incremento de energías limpias. Los desembolsos deberán ser canalizados por medio de Fondos Comunes de Inversión

Las energías limpias traerán nuevo impulso a la economía. A la subasta por 1000 MW de generación eólica, solar, biomasa y minihidroeléctricas lanzada por el Gobierno a fines de julio, deberán sumarse otras tantas licitaciones anuales por una potencia similar durante la próxima década, a fin de cumplir con la Ley de Energías Renovables. La normativa, aprobada por mayoría del Congreso el año pasado, establece que 8% de la matriz eléctrica nacional sea aportada en 2017 por fuentes renovables, y alcanzar el 20 % en el 2025. Hoy, esa proporción apenas alcanza al 2%, según datos del Ministerio de Energía.

Para incentivar las inversiones en el sector, la Ley de Sinceramiento Fiscal dispone en forma explícita que los fondos exteriorizados que se inviertan en proyectos de infraestructura y energías renovables no deberán pagar el impuesto especial (10 a 15% del monto ). “Estas inversiones podrán canalizarse a través de Fondos Comunes de Inversión (FCI), abiertos o cerrados, que deberán ser aprobados por la Comisión Nacional de Valores”, destacó el contador Miguel La Vista, socio del estudio La Vista Casal. Una vez estructurados, los FCI podrían establecer planes de inversión con diversidad de mecanismos. Y la ventaja que tienen los inversores, en este caso, es la de diversificar sus opciones, acudiendo a especialistas en los fondos comunes. “Más allá del beneficio particular del contribuyente que exterioriza sus bienes, la posibilidad de financiar las energías limpias a través de estos fondos es una herramienta financiera que se agrega a los beneficios fiscales y regulatorios previstos por la Ley 27.191 de fomento a las energías renovables”, señalaron desde la Comisión de Asuntos Legales y Tributarios de la Cámara de Energías Renovables (Cader).

El blanqueo es “una oportunidad de conseguir fondos para esta actividad que es capital-intensiva”, destacó Juan Bosch, presidente de Saesa, comercializadora de energía para el sector comercial e industrial. “Hemos visto gran interés. Mantenemos reuniones con actores del mercado financiero que nos solicitaron colaboración para estructurar los FCI”, destacó.

Los pliegos de licitación incluyen un certificado fiscal para los desarrolladores que en sus proyectos acrediten un porcentaje de integración de componentes nacionales del 60 %. Además, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 882, el Poder Ejecutivo habilitó u$s 1700 millones en beneficios impositivos a las adjudicatarias del programa RenovAr 1 y dispuso la emisión de Letras del Tesoro por otros u$s 3000 millones para garantizar la operatoria de compra y venta de energía limpia.

La jugada apuntaría a asegurar un paquete de inversiones por u$s 1500 millones, según las expectativas oficiales, y complementar la garantía del Banco Mundial, que quedó establecida en u$s 500 millones para la finalización de las obras.

La avidez por conocer los mecanismos para direccionar el blanqueo de fondos hacia las energías renovables quedó manifestada durante un reciente seminario sobre “Oportunidades de Inversión del programa RenovAr”, que se realizó el 12 de agosto en la Universidad de San Andrés.

Participaron representantes de la Corporación Andina de Fomento (CAF), empresas miembros de la Cámara de Energías Renovables (Cader), y el CEO de Enel (Edesur), Mauritzio Bezzecchi, quien aseguró que su compañía observa con atención el resultado de la licitación recientemente lanzada para el programa RenovAr. “La apuesta es que esta licitación tiene que salir bien, y luego en las siguientes van a ser más fáciles. Es un mercado cuya demanda crecerá al 35% anual y las renovables serán la energía más económica que desplace a las fuentes más convencionales”, vaticinó.

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El Gobierno conformo un Consejo de notables para asistir al ministro de Energia

Fuente: http://www.infobae.com/economia/2016/08/29/el-gobierno-conformo-un-consejo-de-notables-que-asistira-al-ministro-de-energia/

El gobierno nacional decidió crear el Consejo Consultivo de Políticas Energéticas que funcionará en el ámbito del ministerio de Energía, cuyo objetivo será colaborar con Juan José Aranguren en aspectos vinculados con el desarrollo de políticas energéticas de mediano y largo plazo.
“En el contexto que presenta la realidad del sector energético” en la Argentina, “resulta necesario debatir y evaluar diversos aspectos relativos a la política del sector, a fin de generar consenso sobre medidas y proyectos con el objeto de facilitar su implementación y ejecución”, justificó la administración nacional en la resolución que fue publicada esta mañana en el Boletín Oficial.

El nuevo ente estará integrado por los miembros del denominado Grupo de ex secretarios de Energía: Emilio Apud (ocupó el cargo durante la presidencia De la Rúa); Julio Cesar Aráoz (Carlos Menem); Alberto Enrique Devoto (Eduardo Duhalde); Alieto Guadagni (Duhalde); Jorge Lapeña (Raúl Alfonsín); Daniel Gustavo Montamat (De la Rúa); y Raúl Antonio Olocco (Alfonsín).

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Tras las definiciones en el gas, la Corte Suprema debera fallar sobre las tarifas de luz

Fuente: http://www.diarioveloz.com/notas/165165-tras-las-definiciones-el-gas-la-corte-suprema-debera-fallar-las-tarifas-luz

30/08/2016

La discusión se centra en el ajuste que sufrió la provincia de Buenos Aires. La procuradora Gils Carbó hará su presentación el martes 6.
Luego del fallo de la Corte Suprema que retrotrajo la situación tarifaria del gas a marzo, es decir, antes de los aumentos del 400 por ciento que sufrieron la mayoría de los usuarios, el máximo tribunal deberá expedirse sobre las tarifas de luz, que también sufrieron ajustes.

Para ello, está previsto que el martes 6 de septiembre la Procuradora General de la Nación, Alejandra Gils Carbó, haga su presentación ante la Justicia. Mientras tanto, desde Casa Rosada crece la preocupación por que la Corte falle del mismo modo que hizo con el gas, aunque estiman que la jefa de fiscales no se pronunciará en contra de los incrementos.

A diferencia de lo ocurrido con las tarifas de gas, que tuvo alcance nacional, las boletas de luz se circunscriben a la provincia de Buenos Aires, por lo que la discusión se centrará en este plano. Previamente, se estima que la Corte exigirá que los cuadros tarifarios pasen por audiencias públicas, paso previo que no se cumplió en la decisión de los aumentos.

Más allá de que la discusión se centre en la Provincia, la Corte podría fallar del mismo modo que hizo con el gas, es decir, sobre los precios mayoristas de distribución del recurso. En el caso de la luz, la responsable de ello es una empresa privada llamadaCammesa, en la que el Estado tiene cierto grado de participación. Si la Justicia la obligara a retrotraer el precio mayorista, el sistema de todo el país se vería modificado, dado que las provincias pagan un precio mayor por el suministro que la Ciudad de Buenos Aires.
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Las 5 claves del fallo de la Corte Suprema por la tarifa del gas

Fuente: http://www.lanacion.com.ar/1929225-las-5-claves-del-fallo-de-la-corte-suprema-por-la-tarifa-del-gas

Lo que hay que atender de la decisión del máximo tribunal
Corte Suprema de Justicia se dispone hoy a emitir el fallo más relevante desde que Mauricio Macri asumió en la Casa Rosada. El máximo tribunal deberá expedirse sobre la validez de los aumentos en las tarifas del gas, lo que para la Casa Rosada implica la posibilidad de reducir los subsidios; para los usuarios es saber cuánto pagarán, y para las empresas, cuánto percibirán por el servicio.
Tal como anticipa LA NACION en su edición de hoy, la Corte le ordenará al Gobierno realizar audiencias y suspendería así las subas por el transporte y la distribución del gas. Sin embargo, estaba en duda el tramo correspondiente a la extracción en boca de pozo, que representa más del 50% de la facturación.
¿Cuáles son las claves que hay que tener en cuenta del fallo de la Corte?
1) Generación de gas
La ley establece que no se necesita realizar audiencia pública. El Gobierno espera que la Corte lo convalide y, anoche, los jueces parecían avanzar en ese sentido. Si el fallo así lo reconoce, el Poder Ejecutivo lo viviría como un éxito, porque podría exigir el pago del 60 por ciento del aumento de la tarifa.
2) Transporte y distribución
Otra ley establece que el Gobierno, antes de aumentar el precio de estos dos tramos, debe obligatoriamente convocar a audiencias. El Ejecutivo intentó soslayarlas. Los cuatro jueces de la Corte, sin embargo, coinciden en que son obligatorias. Consecuencia: ese tramo del precio quedaría suspendido.
3) La facultad de aumentar
Nadie duda, en la Corte, de que es competencia del Presidente fijar los cuadros tarifarios, con o sin audiencia, según los casos.
4) Retroactividad
El Gobierno sabe que no podrá intentar cobrarles retroactivamente a los usuarios un aumento que fue mal dispuesto: es decir, el Estado no podría cobrar las subas por el transporte y la distribución que pretendió percibir en los últimos meses.
5) Residenciales
Habrá que leer atentamente para ver si la Corte limita los efectos de su fallo sólo para los clientes residenciales. Todo indica que, como son ellos los que formularon la mayoría de los 49 reclamos, el alto tribunal diría que, para los clientes residenciales, el incremento queda anulado.

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Fondo para el Desarrollo de Energias Renovables

Fuente: http://biodiesel.com.ar/9946/fondo-para-el-desarrollo-de-energias-renovables

El Ministro de #Energía y Minería, Juan José Aranguren, junto al Presidente del Banco de Inversión y #ComercioExterior (#BICE), Pablo García, firmaron el viernes por la tarde el Contrato de Fideicomiso del Fondo para el Desarrollo de #EnergíasRenovables (FODER), aprobado por la Resolución N°147/2016, publicada esta mañana en el Boletin Oficial, en el marco de lo establecido en la Ley 27.191 y el “Programa #RenovAr” (se adjunta Contrato Fideicomiso).
Con el “Programa RenovAr” (“Ronda 1”) el Ministerio dio inicio al Procedimiento de Convocatoria Abierta para la contratación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación con un requerimiento total de 1000 megavatios. Es el primer paso para cumplir con los objetivos fijados en las Leyes 26.190 y 27.191, de incorporación de generación renovable en la matriz energética nacional, con múltiples beneficios ambientales, sociales y económicos.
De acuerdo con lo previsto en el cronograma establecido en el Anexo 1 del Pliego de Bases y Condiciones de la Ronda 1 del Programa RenovAr, tanto la Resolución N° 147 como el Contrato de Fideicomiso FODER se encuentran disponibles en la página de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
Descargar Contratato de fideicomiso foder
fideicomiso

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Argentina incentiva las inversiones en energias renovables

Fuente: http://www.energia16.com/actualidad/argentina-incentiva-las-inversiones-en-energías-renovables

17-08-2016

El Ministerio de Producción de Energía de Argentina ha aprobado un subsidio del 3 por ciento en la tasa de interés de los préstamos que se concedan para la incorporación de bienes de capital y componentes de origen nacional en proyectos de energías renovables.
La bonificación tendrá un importe total de 225 millones de dólares, de los cuales 25 millones provendrán del Estado y los otros 200 serán facilitados por la banca privada.
Este anuncio llega justo antes de la convocatoria de 1.000 megavatios denominada Plan Renovar Ronda 1, impulsada por el Ministerio de Energía, y que está prevista para el 5 de septiembre.
Con esta medida, se busca “potenciar una industria nacional de alcance regional con proveedores argentinos, que aproveche los recursos naturales y genere empleo de calidad”, señaló el Ministerio de Producción en un comunicado.
Argentina tiene un régimen de promoción de energía renovable con el que se busca generar el 20 por ciento de la matriz energética a partir de fuentes renovables en el año 2025. “Se trata de un sector con alto potencial para la exportación y la generación de empleo de calidad, que puede contribuir al rápido aumento de disponibilidad energética con una tecnología ambiental sostenible. Esta iniciativa se integra en el Plan Productivo Nacional en marcha”, señaló Martín Etchegoyen, secretario de Industria y Servicios del Ministerio de Producción.
Etchegoyen añadió que “se busca dar impulso a un sector de alto potencial, de atracción de inversiones y generación de empleo que, además, reduce el impacto ambiental y mejora los costes de abastecimiento de energía eléctrica”.
La licitación de Renovar Ronda 1 es el primer paso de un plan de largo plazo para aumentar la participación de las energías renovables, según apuntó el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind.

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Averiguaciones Importantes RENOVABLES. Autogeneradores / Co-generadores. Biomasa.

La siguiente información es para quienes tienen actualmente, o piensan tener en el futuro un co-generación o generación en planta de energía eléctrica.

1- Si la empresa tiene o tendrá en el futuro generación en planta o cogeneración con combustible fósil, no cataloga como renovable. La nueva ley no es de eficiencia energética sino de energía renovable.
Asimismo, estamos convencidos y por las averiguaciones realizadas, que si el generador no esta declarado como auto-generador, las obligaciones renovables serán solo por lo tomado de la red y no por el requerimiento total de la planta. Si está declarado como autogenerador, no sabemos aún que dirá la reglamentación.

2- Si la empresa tiene o tendrá un proyecto de auto generación renovable (ej biomasa), estamos convencidos y por las averiguaciones realizadas, que siendo autogenerador podrá descontar lo necesario para cumplir su obligación verde y podrá vender energía verde por los adicionales a otros clientes o empresas del mismo cuit.
Lo que no está claro es que sucede si NO tiene la figura de autogenerador, pero en principio creemos que podrá considerar esa energía como renovable para descontar de su obligación verde y podrá utilizarla en otros puntos de suministro del mismo cuit pero no vender a terceros.

biomasa

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Resolucion 122

Estimadas industrias,
Las empresas que quedan encuadradas dentro dentro de los codigo de AFIP mencionados en la Res 122, les pedimos por favor que ingresen al siguiente link para acceder al descuento.

https://sistemas.industria.gob.ar/ree/energia/forms/index.php

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NOTICIA CAMMESA

Estimados clientes:

Continuando con las aclaraciones sobre los documentos enviados por CAMMESA, los ponemos al tanto con el mayor detalle posible.

GUMAS/GUMES

El fallo que esta aplicando CAMMESA responde a un fallo previo de la cámara, donde el ámbito de aplicación es exclusivamente la Provincia de Buenos Aires. El fallo de la semana pasada aún esta en estudio, pero es muy posible que se aplique para todos los consumidores del país. Por el momento, las devoluciones del CARGO de importaciones lo recibirán los clientes ubicados en Prov. de Buenos Aires.

El mecanismo que esta ejecutando CAMMESA consiste en: Emitir una nota de crédito por el CARGO mencionado con Fecha de vencimiento para aplicar el descuento en la próxima factura a pagar y emitir en simultaneo una nota de débito por el mismo importe SIN fecha de vencimiento. Este segundo documento no debe pagarse de aquí en adelante y queda pendiente hasta tanto resuelva la justicia.

Los mantendremos al tanto de cualquier novedad.

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Informacion importante. Devolucion CARGO IMPORTACIONES Grandes usuarios

Estimados clientes,

GUMAS/GUMES
Con motivo de la medida judicial que frena los aumentos de Energía Eléctrica a nivel nacional, CAMMESA comenzó a enviar a los Grandes Usuarios notas de crédito por un articulo de la Res. 06 que instrumento los aumentos de precios estacionales y el cargo de importaciones para los usuarios que no lo pagaban.

Estos documentos responden a la devolución del CARGO de la importaciones y nuevos contratos de abastecimiento MEM, que ronda en promedio 225 $/MWh o lo que representa en promedio 20% del costo promedio anual.

La devolución rige desde el suministro junio y continuará hasta tanto se resuelva la cuestión de fondo.

Por ultimo destacamos, que los usuarios que venían pagando previamente este cargo (casinos, bancos, sector petroleros, agro, etc) no recibirán documentos de descuento.

GUDIS
Regreso a la tarifa vigente al 31-03-2016

Los mantendremos al tanto de nuevas medidas.

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Radiografia del gas en la Argentina: de donde viene, que cantidad y cuanto se gasta

fuente: http://www.lanacion.com.ar/1923797-radiografia-del-gas-en-la-argentina-de-donde-viene-que-cantidad-y-cuanto-se-gasta

Como la producción local no alcanza, el país recurre a Bolivia, a Chile y a buques transoceánicos para satisfacer su demanda; el problema de los costos

Con una producción local en baja y una demanda interna creciente, la Argentina tuvo que multiplicar su importación de gas para abastecer sus necesidades. En diez años, el país pasó de ser exportador del hidrocarburo a importador neto. En 2005 se exportaron más de 6 millones de metros cúbicos (Mm3) y apenas 88.642 Mm3 en 2015, según el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas. En esa década, las compras al exterior crecieron más de un 550%. Se pasó de comprar 1.734.946 Mm3 en 2005 a superar los 11.388.077 Mm3 en 2015, con el consecuente impacto negativo para su balanza comercial.

En ese contexto, también se ampliaron las fronteras. Además de Bolivia, único proveedor en 2005, Argentina debió recurrir a otras fuentes para abastecerse. Primero fueron los buques cargados con Gas Natural Licuado (GNL), que se incrementaron año a año desde 2008 hasta la actualidad. Luego se sumó Chile, país que años atrás compraba gas a la Argentina. Hoy, Bolivia se mantiene como el principal proveedor, aunque su oferta no alcanza para abastecer el consumo de hogares e industrias en la Argentina.

El gran proveedor

El gas boliviano es el más barato entre las importaciones argentinas, con un precio de US$ 3,02 por millón de BTU. El contrato entre ambos países establece que YPFB, la compañía petrolera boliviana, debe entregar a la Argentina 16,4 Mm3 de gas por día entre octubre y mayo, e incrementar su oferta hasta los 19,9 Mm3 diarios entre junio y septiembre, meses con bajas temperaturas, cuando la demanda se incrementa.

Los registros de importación, no obstante, muestran que el suministro mensual del hidrocarburo proveniente de Bolivia estuvo por debajo de los volúmenes pautados en 2016. En enero, por ejemplo, el promedio del suministro diario fue un 6,5% menor al pautado, mientras que en marzo fue un 11,9% inferior.

La brecha se agudizó a partir de mayo, cuando el suministro estipulado debía crecer. Si bien ese mes, la entrega diaria promedio estuvo un 3,3% por debajo de lo pautado por el contrato, en junio fue un 11% menor, mientras que entre el 1° y el 21 de julio (últimos datos disponibles), la cantidad de gas diario que ingresó desde Bolivia fue un 19% menor a los 19,9 Mm3 esperado.

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Problemas técnicos en algunos pozos y jornadas de mantenimiento que suspendieron la producción algunos días fueron algunos de los argumentos esgrimidos para explicar esta situación, que incluso llevó al Gobierno argentino a limitar la comercialización de GNC en estaciones de servicio y el suministro de gas a industrias para mantener la demanda en hogares.

“En Bolivia los pozos tienen sus años y pierden productividad”, aseguran en el sector, donde apuntan a Brasil como otro factor determinante. La situación climática en ese país provocó que las cuencas hídricas estén bajas, un factor que complica la generación en sus centrales hidroeléctricas e impone una mayor demanda de gas para suplirlo. “Si Brasil compra más gas, Bolivia elige venderles más a ellos que a la Argentina”, explica una fuente oficial.

En total, la importación de gas boliviano en el primer semestre fue de 2862,1 Mm3, poco más del 52% del total del hidrocarburo que compró la Argentina en el período.

Importación Transandina

El convenio firmado por Enarsa y ENAP (Empresa Nacional de Petróleo de Chile) establece una importación total de 362 Mm3 de gas entre el 17 de mayo y el 31 de agosto. A diferencia de Bolivia, que produce gas, Chile importa energía para abastecer su demanda interna: compra cargamentos de gas licuado de petróleo en barcos provenientes del sudeste asiático, los regasifica en sus plantas procesadoras y utiliza parte de ese volumen para exportación.

El ingreso del gas a la Argentina, que pagará un total de US$ 95 millones por este contrato, se efectúa mediante dos gasoductos: Gas Andes y Norandino. Según los términos del convenio, por el primero de ellos ingresarán 276 Mm3 (un cargamento de 90 Mm3 y dos de 96Mm3), a un precio de US$ 7,20 el millón de BTU. En tanto, por el segundo gasoducto se importarán 86 Mm3 (un cargamento), a US$ 6,90 el millón de BTU.

La importación comenzó el 17 de mayo y se extenderá, según lo firmado por Enarsa y ENAP (Empresa Nacional de Petróleo de Chile), hasta el 31 de agosto. Según los datos del Enargas, desde el 17 de mayo hasta el 30 de junio ya se había importado el 42 por ciento del total pautado en el contrato. Fueron 152,4 Mm3 de gas (57% por Gas Andes y 43% vía Norandino)

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En barco

Qatar, Trinidad y Tobago, Nigeria o Australia son algunos de los países desde donde procedieron los barcos con cargamentos de gas natural licuado (GNL) contratados por la Argentina en lo que va de 2016. En esta modalidad, se licitan y compran buques que transportan el hidrocarburo, que amarran en los puertos de Escobar y Bahía Blanca, donde se regasifica el cargamento para volcarlo a la red. Ambas terminales tienen una capacidad máxima de regasificación diaria de 17 Mm3.

El precio por importar gas en esta modalidad es variable, de acuerdo con cada licitación, aunque según se desprende de los datos del Enargas, el promedio pagado en 2016 es de US$ 5,05 el millón de BTU en Bahía Blanca y US$ 5,30 en Escobar.

De acuerdo con los datos del organismo, en el primer semestre de 2016 la Argentina importó 2416 Mm3 de gas en esta vía (45% del volumen total de importaciones). De esa cantidad, 1308,8 Mm3 ingresaron vía Escobar (25 buques), con desembolsos totales por US$ 259,3 millones, mientras que por Bahía Blanca se adquirieron 1107 Mm3 (13 barcos) por US$ 223,2 millones.

A su vez, están programados arribos hasta fines de agosto, con licitaciones que ya fueron concretada, aunque desde el Enargas sostienen que la importación de gas vía buques podría extenderse hasta octubre, dependiendo de la evolución de la demanda interna.

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Cotejando precios (por millón de BTU)

US$ 3,02 paga la Argentina el gas importado a Bolivia

US$ 6,90 a US$ 7,20 es el precio del gas importado de Chile

US$ 5,05 a US$ 5,30 es, en promedio, lo que cuesta importar gas en barco

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Energia solar: las 10 mayores plantas del mundo

fuente: http://www.ecoticias.com/energias-renovables/117683/Energia-solar-10-mayores-plantas-mundo

“El uso de la energía solar es sin dudas uno de los pilares de la lucha contra el cambio climático y los efectos que el excesivo consumo de combustibles de origen fósil, tienen sobre el Medio Ambiente de todo el mundo. Estas plantas (y otras como ellas) podrían ser la clave para combatirlo.”

La lista de las plantas solares que damos a continuación demuestran con creces que EEUU, China, India y Francia se cuentan entre las potencias más importantes del mundo, en cuanto a la explotación de la energía solar.

Solar Star, California, EEUU

Actualmente es el mayor proyecto de energía solar en el mundo y se compone de dos plantas de co-localizados en los condados de Kern y Los Ángeles en California las cuales conforman el proyecto Solar Star, con una capacidad de 579 MW. Las plantas generan suficiente electricidad para proveer de electricidad a alrededor de 255.000 hogares. La construcción de las granjas se inició a principios de 2013 y se terminó en junio de 2015.

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Desert Sunlight, California, EEUU

Esta granja solar está situada en el Condado de Riverside en California y tiene una capacidad de 550 MW. Los recursos de la propiedad son compartidos entre NextEra Energy, GE Energy Financial Services y Sumitomo Corporation of America. La energía producida por Desert Sunlight sirve a 160.000 hogares en el condado y evita la emisión de alrededor de 300.000 toneladas del contaminante gas CO2 (dióxido de carbono) cada año, lo que equivale quitar 60.000 automóviles de las calles.

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Topaz Solar Farms, California, EEUU

Topaz Solar Farms es una planta de 550 MW ubicada en San Luis Obispo County, California, que suministra energía eléctrica a 160.000 hogares en la región. El proyecto fue desarrollado por First Solar, pero fue adquirido por BHE Renovables en enero de 2012. La granja consta de nueve millones de paneles solares, que están montados en un ángulo de 25º para una exposición óptima al sol.

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Parque solar Golmud, Qinghai, China

El parque solar fotovoltaico Golmud tiene una capacidad de 500 MW y está emplazado en la provincia de Qinghai, China. El proyecto fue construido en 2009 y entró en servicio en octubre de 2011. La Fase IV, que está actualmente en construcción va a añadir otros 60 MW de capacidad adicional.

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Copper Mountain, Nevada, EEUU

Situado en Boulder City, Nevada, Copper Mountain Solar proporciona 458 MW de energía eléctrica, con los que abastece a unas 18.000 viviendas anualmente. La explotación utiliza casi un millón de paneles solares fotovoltaicos y cubre 1.8 km de árido y desértico territorio. El proyecto es propiedad de Sempra gas y energía de Estados Unidos.

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Charanka Solar Park, Gujarat, India

El parque solar Charanka es una instalación de 345 MW que forma parte del Parque Solar de Gujarat y se sitúa en el norte de la India. Todo el proyecto es una colaboración entre 21 empresas. La granja está construida dentro del 20.2 km de una zona de desierto. El parque en Charanka, cuenta con 500 MW de capacidad de generación si se suman energía solar y la eólica que también se produce allí.

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Longyangxia Solar, Qinghai, China

El parque solar Longyangxia se encuentra en la estación de energía hidroeléctrica Longyangxia, que tiene su presa sobre el río Amarillo a la altura de la ciudad de Gonghe, en la provincia china de Qinghai. La presa fue puesta en servicio en 1992.

El proyecto de energía solar cubre 9.16 km y forma parte de la una de las mayores centrales del tipo híbrido en el mundo, ya que combinan la producción de energía hidroeléctrica y solar. La construcción por parte de China Power Investment comenzó en marzo de 2013 y se terminó en un plazo récord de nueve meses. La granja comenzó a funcionar en diciembre de 2013 con una capacidad de 320 MW.

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Granja Solar Cestas, Burdeos, Francia

La granja solar Cestas enclavada cerca de la localidad francesa de Burdeos, es la mayor planta de energía solar fotovoltaica de Europa con una capacidad de 300 MW. El parque, desarrollado por Neoen proporciona energía para 300.000 hogares, cubre 2.5 km, fue construido por Eiffage, Schneider Electric y Krinner y se puso en funcionamiento en octubre de 2015. Está conectado a la red francesa de alta tensión Réseau de Transport d’Electricité (RTE), que proporciona energía eléctrica a todo el país

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Cold Water Solar, Arizona, EEUU

El Proyecto Solar Cold Water es una planta de energía fotovoltaica que genera 290 MW y está ubicada en la ciudad de Yuma, Arizona. El parque, que fue diseñado, construido y operado por First Solar, en la actualidad es propiedad conjunta de NRG Energy y MidAmerican Solar. Se terminó en abril de 2014 y abastece a 100.000 hogares.

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California Valley Ranch Solar (CVSR), San Luis Obispo, EEUU

El California Solar Valley Ranch (CVSR) sito en San Luis Obispo County, California tiene una capacidad de 250 MW. Fue construido por Sun Power, la planta se terminó en octubre de 2013 y es propiedad de NRG Energy y NRG Rendimiento. CVSR genera suficiente energía para atender a unos 100.000 hogares del condado.

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Macri recibio al emir de Qatar, una de las reservas de gas mas grandes del mundo

http://www.argnoticias.com/politica/Macri-recibio-al-emir-de-Qatar-una-de-las-reservas-de-gas-mas-grandes-del-mundo-20160728-0074.html

29-07-2016

El presidente Mauricio Macri recibió este jueves al Emir de Qatar, Sheik Tamim bin Hamad Al Thani, en el despacho presidencial de la Residencia de Olivos.
El objetivo del encuentro es incrementar la cooperación y el comercio bilateral y fomentar la inversión para áreas clave del país como agroindustria, infraestructura y energía. Qatar es la tercera reserva mundial de gas, uno de los puntos críticos de la economía argentina que impacta tanto en el consumo del mercado interno como en el principal objetivo de Macri: las inversiones extranjeras.
Luego del encuentro privado, ambas delegaciones se trasladaron al Chalet Presidencial donde los Jefes de Estado encabezaron el acto de firma de tres acuerdos, se informó oficialmente.
La canciller Susana Malcorra y su par de Qatar, Jeque Mohammed bin Abdulrahman Al-Thani, suscribieron un memorando de entendimiento sobre consultas políticas.
Además, refrendaron otro de Cooperación Mutua en Materia de Formación Diplomática que involucra al Instituto del Servicio Exterior de la Nación de la Argentina y el Instituto Diplomático del Ministerio de Relaciones Exteriores de Qatar.
Luego se sumó al acto el ministro de Justicia y Derechos Humanos, Germán Garavano, quien firmó el memorando sobre cooperación en asuntos jurídicos entre la cartera argentina y su par qatarí.
También se acordó que en los próximos meses lleguen a la Argentina delegaciones técnicas y empresariales de ese país para avanzar en la firma de acuerdos de inversiones y cooperación impositiva, así como para el desarrollo de proyectos de inversión específicos.
Tras la firma de los convenios, el Jefe de Estado argentino y su esposa, la primera dama Juliana Awada, ofrecieron una cena en honor a la delegación qatarí, que consistió en un asado.
Por el gobierno argentino participaron el jefe de Gabinete, Marcos Peña; el secretario General de la Presidencia, Fernando de Andreis; la cancillerMalcorra; los ministros de Hacienda y Finanzas Públicas, Alfonso Prat-Gay; de Energía y Minería, Juan José Aranguren; y de Justicia y Derechos Humanos, Germán Garavano.
Asistieron también el secretario de Asuntos Estratégicos, Fulvio Pompeo; el asesor Presidencial para Inversión Extranjera, Horacio Reyser, y la embajadora argentina en Qatar, Rossana Surballe.
Acompañaron al Emir el ministro de Relaciones Exteriores, Sheikh Mohammed bin Abdulrahman Al-Thani, y los jefes de Amiri Diwan (Sede gobierno), Sheikh Khalid bin Khalifa Al Thani; y de Relaciones Económicas y Políticas de Amiri Diwan, Mohammed Bin Nasser Al Hajri; el director de América del Ministerio de Relaciones Exteriores, Zayed Bin Rashid Al Nuaimi, y el embajador de Qatar en Buenos Aires, Fahad Bin Ibrahim Al Mana.
También formaron parte de la delegación los CEOs de Qatar Investment Authority, Sheikh Abdullah bin Mohammed bin Saud Al Thani, y de Qatar Petróleo, Saad Sherida al-Kaabi.
Previo a la bilateral, los ministros Malcorra y Prat Gay recibieron en la sede de la Cancillería argentina a la comitiva extranjera, encabezada por el Ministro de Relaciones Exteriores, Sheikh Mohammed bin Abdulrahman Al-Thani.

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Una nueva ola de inversiones eolica pisa en Chubut

http://www.elpatagonico.com/una-nueva-ola-inversiones-eolica-pisa-chubut-n1499677#fotogaleria-id-1288329

Aparecen jugadores del sector petrolero y alumínico con la finalidad de autoabastecerse de energía y a la vez inyectar al sistema eléctrico en la región. Un decreto provincial aceleró los trámites.
Chubut ya escuchó tres importantes anuncios de inversiones en materia de energía eólica. YPF, CAPSA y Aluar emprenderán la tarea de suministrar energía eléctrica a través del poder del viento. El plan RenovAr del gobierno nacional también contribuye a esta oleada de inversiones eólicas. “Tenemos que llenar la patagonia de molinos, para llenar de energía a la Argentina”, fue la frase del Presidente Mauricio Macri en la presentación del programa.
Los proyectos eólicos significan una diversificación en los negocios empresariales de empresas no necesariamente especializadas: vienen del petróleo o el aluminio. Pero tendrán poco impacto en la cuentas públicas (no hay regalías, como alguna vez pensaron algunos legisladores), y la mano de obra técnica para sostener la actividad de los molinos será de algo más de diez operarios. El único alivio, y temporal, es que para cada parque UOCRA podría ubicar a 100 obreros para levantar la locación y la cadena metalmecánica construirá los gigantes de viento.
El decreto provincial 998/16 es para el apoyo de las Energías Renovables, en el marco del llamado del programa RenovAr del gobierno nacional. La normativa autoriza provisoriamente al Ministerio de Ambiente a tramitar la aprobación ambiental de los parques eólicos, a fin de acortar plazos y no así requisitos.
“En el tema de los parques eólicos, el trabajo que se hizo fue adecuar la normativa vigente, con el objetivo de bajar el tiempo administrativo para la autorización de los parques de manera que más empresas pudieran aplicar a la licitación RenovAr”, expresó el ministro Ignacio Agulleiro.
El decreto habilita a los proyectos de parques eólicos a tramitar la autorización ambiental a través de un Informe Ambiental de Proyecto (IAP) y no editar un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), con esto se reducirán los tiempos del proceso de Evaluación y aprobación. El decreto vence el día 29 de este mes, por eso también el volumen de proyectos anunciados.
Agulleiro aclaró que el objetivo es fomentar la instalación de emprendimientos de parques eólicos, siendo esto una cuestión provisoria, que estará vigente el tiempo que dure la convocatoria.

ALUAR: U$S400 MILLONES, 200 MW
La compañía de aluminio Aluar desembolsará 400 millones de dólares para la construcción de un parque eólico de 200 Mw que contribuirán a la necesidad energética de Puerto Madryn y Trelew. Aunque ciertamente, Aluar persigue con este proyecto autoabastecerse de energía y así evitar los conflictos que ha tenido en otras oportunidades con Pan American Energy.
En 2014, Aluar consumía 2,1 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, que significa el 1,4% de la producción argentina y un 18% de la inyección de la empresa controlada por los hermanos Bulgheroni. La PAE-dependencia de Aluar entró en crisis trasladaron las peleas al ámbito judicial que llegó a la Cámara de Comercio Internacional.
Aquel, PAE amenazó con cortarle el servicio cuando la alumínica se negó a abonar una tarifa actualizada. La intención de PAE fue elevar el precio de 1,70 dólares el millón de BTU a 3,50 dólares el millón de BTU. Ese “tarifazo” ofuscó a la firma de la familia Madanes Quintanilla que inició las quejas con la petrolera y con el gobierno nacional, cuando funcionaba la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas bajo la órbita de Axel Kicillof.
El 11 de mayo de este año, el presidente de Aluar, Javier Madanes Quintanilla, anunció la inversión de 400 millones de dólares para el proyecto de energía eólica que producirá 200 Mw en la zona del valle chubutense, en una reunión con el gobernador Mario Das Neves en Buenos Aires.
“Hablamos de toda la cuestión energética y la novedad, lo importante es que Aluar se suma a estas inversiones que se van a dar en la provincia en materia de energía eólica, así como ayer anunciamos la inversión de YPF para montar un parque eólico que generará 100 megas”, dijo en referencia a la zona de Manantiales Bher, dijo Das Neves en ese momento.
YPF: U$S200 MILLONES, 100 MW
Manantiales Bher no sólo producirá petróleo, en calidad de principal activo de YPF en Chubut, sino 100 Mw de energía eólica en dos etapas en 2017 y 2018. Esta fue la primera noticia para el gobernador Das Neves en materia de energía del viento, luego de que reconociera que había iniciado gestiones para levantar este sector.
Algo más de 100 millones de dólares para 50 Mw en la primera etapa -que ya tuvo su audiencia pública- y 100 millones más para una misma potencia en una segunda instancia. Vesta es la empresa que construirá el parque, en una relación codo a codo con la petrolera bajo control del Estado nacional.
Si bien Das Neves comentó que la inversión significa un punto a favor del sindicato de la construcción, lo cierto es que será solamente en la etapa de levantamiento de la estructura. Al requerir personal técnico y especializado, el campo eólico tendrá un número de mano de obra reducido. Lo mismo para Aluar, aunque es una frustración para una economía como la comodorense que tiene a la construcción y a su principal pilar, el petróleo, de capa caída.
En el ámbito político, el proyecto de YPF es el primer signo de una buena relación entre el nuevo presidente de la compañía, Miguel Gutiérrez -un ex Telefónica elegido por la Casa Rosada- y el gobernador Mario Das Neves, quien ha mostrado un diálogo institucional de calidad con el Presidente Mauricio Macri.
CAPSA: U$S50 MILLONES, 27,6 MW
El Parque Eólico Diadema II es el nombre del nuevo emprendimiento de Capsa, la petrolera que ya había experimentado con la energía del viento. La potencia total instalada será de 27,6 Mw. Un dato importante es que el campo tendrá conexión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) -a través del Subsistema de 132 KV del Sistema Interconectado Patagónico (SIP) en la estación de Diadema-.
Capsa cuenta con un proyecto eólico desde 2011 con siete aerogeneradores que alcanza 6,3 Mw, a través de la marca Hychico. La nueva etapa consiste en la instalación de doce aerogeneradores más para contribuir a la alimentación energética del yacimiento Diadema y, a partir del nuevo proyecto, al Interconectado.
En ese mismo marco, Jerónimo García, que será presidente de la Empresa Provincial de Energía que tracciona el gobierno provincial en la Legislatura, mantendrá reuniones con referentes de la empresa Hychico. El interés también está puesto en el desarrollo de tecnologías de hidrógeno, fundamental para el almacenamiento y transporte de la energía eólica.

BENEFICIO EMPRESARIO
Pese a que inyectarán dólares frescos a la caja chubutense, a largo plazo los proyectos eólicos no aportarán mucho más salvo que un acuerdo permita acceder a Provincia de los beneficios económicos de cada una de las iniciativas privadas. Algo más de 100 obreros para levantar los parques y sus molinos, pero apenas 10 para cada uno para mantenerlos. El dato, en plena crisis petrolera, da cuenta que apenas aliviará momentáneamente el mal pasar de la economía chubutense.
Casi como una medición de fuerzas, Pan American Energy apareció con un reparto de inversiones petroleras en toda la Patagonia. De 1.400 millones de dólares que desembolsará, 900 millones son para la cuenca del Golfo San Jorge, 300 millones serán para áreas de Neuquén y 70 millones para Tierra del Fuego. Finalmente, 130 millones de dólares serán destinados a inversiones en bienes de capital.
El petróleo sigue siendo el fuerte de la Patagonia, mientras busca el modelo de desarrollo de la energía del viento.

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Argentina desaprovecha energia eolica

Fuente: http://www.evwind.com/2016/07/22/argentina-esta-desaprovechando-energia-eolica/

22-07-2016

Érico Spinadel, titular de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), sostuvo en diálogo con Cadena 3 que “en el 70% de la superficie terrestre de Argentina hay vientos aprovechables” para generar energía eólica y de esta manera afrontar los crecientes costos de los servicios de uso cotidiano como luz y gas.
“En todas las provincias hay”, aseguró y planteó: “La Patagonia tiene mucho viento pero queda lejos de los principales centros de demanda”.
De esta manera, indicó que los vientos de La Patagonia “hay que aprovecharlos ahí” por lo que propuso: “Creemos que hay que complementar las redes, que están abandonadas, y ganar en distancia que significa pérdida”.
Señaló que el país debe invertir en energías renovables: “Con lo que gastó Argentina en 2013 en importación de combustibles fósiles se podría haber instalado molinos en zonas accesibles”.
Cabe recordar al respecto que el presidente Mauricio Macri plantea en el programa “RenovAr”, que para 2025, el 20% de la energía total que genera el país sea de fuentes renovables.
En ese marco, el mandatario señaló que Argentina hoy sólo produce menos del 2% y que por eso están “convocando a las empresas para invertir en ese proceso”.
Spinadel reconoció que no han logrado convencer a los financistas: “Hay que recuperar la confianza y demostrarles que no deben temer de que alguien no les va a pagar”.
Expo Viento y Energía 2016
Spinadel recordó que el 14 y 15 de septiembre se llevará a cabo en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (FIUBA) conferencias temáticas y del negocio a cargo de destacados conferencistas del mundo industrial, empresarial, institucional y académico.

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El Gobierno establecio nuevos beneficios para obras en energia renovable por u$s 1.700 millones

Fuente: http://www.cronista.com/economiapolitica/El-Gobierno-establecio-nuevos-beneficios-para-obras-en-energia-renovable-por-us-1.700-millones-20160722-0104.html
incrementar la participación de estas fuentes en la matriz eléctrica hasta alcanzar el 8% del consumo anual nacional para el 2017.
El gobierno nacional estableció un cupo fiscal de u$s 1.700 millones para el ejercicio fiscal 2016, destinado a la promoción del desarrollo de las energías renovables.
En los considerandos del Decreto 882 publicado hoy en el Boletín Oficial, se menciona que el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables establece como objetivo lograr un incremento en la participación de estas fuentes de energía en la matriz eléctrica hasta alcanzar el 8% del consumo anual nacional al 31 de diciembre del 2017, aumentando dicha participación porcentual de forma progresiva hasta alcanzar el 20% al 31 de diciembre del 2025.
Se remarca que el cumplimiento de estos objetivos “importará enormes beneficios para nuestro país en diversos aspectos, entre los que se destacan el crecimiento y consolidación del sector energético -inmerso desde hace años en una profunda crisis- mediante la expansión de la potencia instalada en plazos cortos, la reducción de costos de generación de energía y la previsibilidad de precios a mediano y largo plazo, generando condiciones para la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica”.
También se producirá “un significativo aporte en el cuidado del medio ambiente, contribuyendo a la mitigación del cambio climático; la reactivación económica a partir de la atracción de inversiones nacionales y extranjeras genuinas y la generación de fuentes de trabajo”.
Tras ese objetivo se estableció un Régimen de Fomento que incluye beneficios promocionales a ser asignados a quienes sean titulares de inversiones y concesionarios de nuevas obras de producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables, aprobadas por la Autoridad de Aplicación en el marco del citado Régimen.
Por lo expuesto, se estableció para el ejercicio 2016 un cupo fiscal de U$S 1.700.000.000 para ser asignado a los beneficios promocionales, que se aplicará en pesos. En caso que el cupo fiscal previsto no sea asignado en su totalidad en el ejercicio 2016, se transferirá automáticamente al ejercicio 2017.

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Razones por las que exploto el tarifazo al gas

http://www.clarin.com/opinion/Razones-exploto-tarifazo-gas_0_1615038527.html

18/07/2016

Si el atraso tarifario era algo inobjetable, ¿por qué hoy estamos como estamos?
La cuestión en materia de políticas económicas casi siempre se resume en un cómo, cuándo, cuánto y para qué. El problema es que, hasta ahora, ninguna de estas preguntas ha sido correctamente contestada. Ya en abril estábamos padeciendo un aumento de precios generalizado en alimentos, luz, agua, telefonía, ABL, expensas, transporte, pero nunca supimos cuál era el plan. Finalmente el tarifazo llegó al gas … y explotó.
A las preguntas ¿cuánto? y ¿para qué? la respuesta correcta habría sido una auditoría de las empresas de servicios. Estas percibieron en carácter de subsidios una cifra superior a 30 mil millones de dólares cuyo destino desconocemos; ¿fueron a pagar gastos corrientes? Argentina quiere saber. Creer que la única caja negra ha sido la Obra Pública es casi como darle la razón a nuestra ex presidenta. Miles de millones de dólares fueron destinados también a la compra de energía, tanto como en carácter de subsidios a las empresas privadas. Pero seguimos sin conocer el verdadero costo de producción de gas y luz en el país ni a dónde fue a parar todo ese dinero.
Y hablando del costo de la energía, me permito aquí un paréntesis para referirme a los desafortunados dichos del ministro Aranguren sobre el hoy diputado Sergio Massa, quien fuera Jefe de Gabinete entre mayo de 2008 y junio de 2009. Quizás ignore que fue precisamente en ese período que los subsidios a las empresas de servicios fueron menores y que existía por entonces un superávit en la balanza comercial energética. Sólo a modo de breve ejercicio de memoria, diré que entre los años 2008/09 — en los que se circunscribe a la gestión Massa, la diferencia entre exportaciones e importaciones de energía en la Argentina tuvo un saldo favorable de 2800 millones de dólares.
Fue recién en el año 2011 — datos que el ministro debería conocer — que la Argentina comienza su proceso deficitario en la balanza comercial de energía, llegando en 2014 a una cifra récord, que arrojó un déficit de 7.369 millones de dólares. Ese año, además, se gastaron más de 20.000 millones de dólares en carácter de subsidios económicos a las empresas que prestan servicios públicos. En 2015, debido a la fuerte baja del barril del petróleo, el déficit se redujo a 5.700 millones de dólares. Insisto, el superávit de la balanza comercial energética en el período de Sergio Massa como Jefe de Gabinete fue de 2800 millones de dólares por año y los subsidios alcanzaban sólo a 3000 millones de dólares cada año.
El intento del ministro Aranguren de responsabilizar a Massa por este desbarajuste falló. Alcanza con un repaso de la historia reciente.
En fin, de vuelta en la crisis actual, se exige a la ciudadanía un enorme sacrificio — demos por descontado que esta vez no se robará un centavo — pero aún se le niega saber para qué valdrá el esfuerzo. ¿Para reconstruir el sistema eléctrico? ¿Para volver a exportar gas? ¿En cuánto tiempo? Silencio gubernamental.
Las pregunta ¿cómo? y ¿cuánto? incorporan el insoslayable componente social. Las cifras del INDEC CABA -por poner un solo ejemplo- alertaron sobre los ingresos de la mitad de los hombres y mujeres residentes en la ciudad más rica: $10.000 pesos para ellos y $9.000 para ellas. Mientras, se intenta justificar el costo de las facturas con absurdas comparaciones: “$600 de agua equivale a una botellita de $20 diaria” o “es el valor de un café, una pizza, una cena”. Lo cierto es que la botellita más el café más la pizza más la cena más… se transforma en una cifra cotidianamente impagable para la enorme porción de la población que, además, hace rato renunció a cafés, pizzas y cenas. Es evidente que, para la pensionada de Florencio Varela que percibe 4900 pesos por mes, la factura de $980 que le llegó por usar un calefón y una hornalla — no utiliza gas para calefaccionarse – no se mide en términos de “es una salida al teatro menos”. Basta una suma rápida para convocar a todos los sectores del país y acordar un punto medio que no comprometa seriamente el básico bienestar de la población.
Por último, el “cuándo” también ha sido un desatino. “Cuándo” pudo haber sido a lo largo de un año, a lo largo de dos años … o más.
En octubre, ya en primavera y con la mirada puesta en el verano y las habitualmente altas temperaturas, habrá una audiencia pública. Habrán sido diez meses de incertidumbre, de malestar, de angustia para muchos.
El informe de ENARGAS será suscripto por el que, hasta diciembre de 2015, fuera el presidente de Metrogas; algo tan normal como que nuestro ministro de Energía posea acciones en una prestataria. Pero ahora la ciudadanía está atenta.
Un Consejo Económico y Social pudo haber sido la forma constructiva de evitar todas estas marchas y contramarchas y de salir airosos de esta cuestión. Todavía está a tiempo de serlo.

Aldo Pignanelli, ex Presidente del BCRA

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Menos inversiones en renovables en el primer semestre de 2016

Menos inversiones en renovables en el primer semestre de 2016


16/07/2016
Las mayores cuantías fueron para el desarrollador de proyectos de energía eólica de Greenko Energy Holdings con sede en India (230 millones) y para Chehejia (120 millones), un fabricante de vehículos eléctricos de China.
La inversión mundial en energías renovables bajó un 23 por ciento en la primera mitad de 2016 frente a igual etapa del año precedente, indican estimaciones de Bloomberg New Energy Finance.
Según los cálculos de la consultora internacional, los montos terminarán este año por debajo de los registrados en 2015, debido a la desaceleración económica de China y Japón, y los menores costos del equipamiento para aprovechar la energía solar.
Los datos aportados por Bloomberg señalan que en el segundo trimestre de 2016 fueron invertidos 61 mil 500 millones de dólares en renovables, alrededor de un 12 por más que en el primer trimestre.
Sin embargo, la cifra es un 32 por ciento inferior a los 90 mil millones invertidos en el periodo equivalente de 2015, apuntó el informe.
Al cierre del primer semestre de 2016, Europa cuantificó 33 mil 500 millones, para un ascenso del cuatro por ciento frente a 2015, mientras Brasil logró inversiones por tres mil 700 millones, equivalentes a un alza de 36 puntos porcentuales, destacó el análisis.
Otras partes del mundo terminaron la primera mitad del año con retrocesos, indica el reporte, que ilustra los descensos ocurridos en China, India, Oriente Medio, África y Estados Unidos.
A juicio del experto Abraham Louw, asociado en la consultora, las cifras del primer semestre de 2016 no hay que valorarlas de forma negativa, pues la inversión de 2015 fue realmente inusual: creció un 11 por ciento con respecto a 2014 y 30 por ciento en relación con 2013.
Durante la primera mitad de 2016, el financiamiento de activos renovables consumió 92 mil millones de dólares en todo el mundo, un 19 por ciento menos que en 2015, explicó la entidad.
En particular los proyectos de energía solar a pequeña escala atrajeron 19 mil 500 millones en el semestre, para un descenso del 32 por ciento frente al mismo período del año anterior.
Dicha reducción estuvo motivada por los menores costos de la tecnología y la desaceleración en el mercado más grande para estos sistemas, Japón, donde el desembolso llegó a cuatro mil 600 millones en el primer semestre, un 66 por ciento menos que similar período de 2015.
De acuerdo con Bloomberg, el capital de riesgo y la inversión de capital privado en empresas de energía limpia ascendió a dos mil 800 millones en la primera mitad del año, un dos por ciento más que en 2015.

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La produccion de gas cayo casi 20% en la ultima decada

http://www.cronista.com/economiapolitica/La-produccion-de-gas-cayo-casi-20-en-la-ultima-decada-20160717-0015.html
17/07/2016
De acuerdo a un informe de IDESA, entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
La producción de gas cayó casi 20 por ciento en la última década, de acuerdo a un informe realizado por IDESA en base a datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas.
De acuerdo a la entidad, entre los años 1990 y 2004 la producción de gas aumentó de 23 a 52 mil millones de metros cúbicos anuales, mientras que entre 2004 y 2015 se redujo de 52 a 43 mil millones de metros cúbicos anuales.
Los datos muestran que entre los años 1990 y el 2004 la producción de gas se duplicó, mientras que entre los años 2004 y 2015 se contrajo en casi un 20%.
“Semejante involución llevó a que actualmente se produzca un nivel equivalente a hace 16 años atrás, cuando la población y la actividad económica eran mucho menor. Esto da una idea de la escasa disponibilidad de gas para el consumo de las familias y las empresas”, analiza el informe.
De acuerdo a IDESA, “la caída en la producción de gas se explica por la irracional política tarifaría que se aplicó en los últimos años. El congelamiento de precios en un entorno de alta inflación desalentó inversiones induciendo una fuerte caída de la producción”.
“En paralelo, el consumo no sólo aumentó al ritmo del crecimiento demográfico sino que fue artificialmente exacerbado debido a que familias y empresas tomaron decisiones asumiendo que el gas era casi gratis. Al insistir tozudamente en mantener los precios ridículamente bajos se llevó el consumo de gas a niveles muy superiores a la cada vez más reducida producción”, agregan.

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Argentina comprara el excedente de gas licuado

Fuente: http://www.republica.com.uy/argentina-comprara-el-excedente-de-gas-licuado/573170/

Los gobiernos de Uruguay y Argentina negocian detalles del acuerdo para que Argentina adquiera el gas licuado excedente que producirá la planta regasificadora de Puntas de Sayago.
“Se producirán 10 millones de metros cúbicos de gas licuado; Uruguay consume 3 millones, el resto lo venderemos a Argentina”, aseguró el ministro de Relaciones Exteriores, Rodolfo Nin Novoa. Explicó que es un compromiso entre presidentes.
El ministro de Relaciones Exteriores, Rodolfo Nin Novoa y su par de Argentina, Susana Malcorra, mantuvieron este lunes una reunión bilateral en la sede de la Cancillería uruguaya, donde repasaron la agenda bilateral que se negocia desde la reunión en la estancia de Anchorena entre el mandatario uruguayo, Tabaré Vázquez, y el argentino, Mauricio Macri.
Los temas pendientes están “en vía de solución por el clima de entendimiento reinante entre ambos gobiernos”, aseguró Nin Novoa a la prensa luego del encuentro, entre los cuales se destacó la venta de gas licuado desde Uruguay a Argentina.
Nin Novoa confirmó que hay un convenio en el que trabajaron los Ministerios de Energía de ambos países, que está en revisión en las cancillerías. “Están para ser firmados, sin definirse aún si los firman los presidentes, los cancilleres o los ministros en una delegación plenipotenciaria”, aseguró.
Ese acuerdo “implica lo que se estableció en Anchorena, el 7 de enero, por parte de los presidentes Vázquez y Macri, que Argentina está dispuesta a comprar los excedentes de la planta regasificadora que Uruguay produzca en Puntas de Sayago”, aseveró el jerarca.

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Gas licuado: Argentina invierte en produccion nacional para sustituir importaciones

Fuente: http://mundo.sputniknews.com/americalatina/20160628/1061335894/argentina-gnl.html
26/06/2016

Gas licuado: Argentina invierte en producción nacional para sustituir importaciones
La empresa pública argentina de energía, Enarsa, canceló una licitación para el suministro de nueve cargamentos de gas natural licuado previstos para el verano debido a los elevados precios que cobran los países proveedores del hidrocarburo.
El país rioplatense planea invertir en la producción nacional y disminuir las importaciones de combustibles y materias primas, opina el portal de negocios ruso,
A finales de 2015, las importaciones de recursos energéticos en Argentina superaron a las exportaciones en 6.500 millones de dólares. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minería anunció que planea aumentar la producción nacional de petróleo en un 23% hasta el año 2025.
Además, el Gobierno de Mauricio Macri espera poder dejar de importar totalmente el gas natural licuado (GNL) en los próximos 5 o 6 años. Los planes de Argentina no son vistos con buenos ojos por los países proveedores del hidrocarburo, como Trinidad y Tobago, EEUU y Australia, quienes ponen el foco, principalmente, en la demanda energética de Argentina y su vecino, Brasil, destaca el medio.
Argentina importó 1,32 millones de toneladas de GNL entre enero y mayo de este año, un 17,5% menos que en el mismo periodo de 2015. De acuerdo con el pronóstico de Global Gas Analytics, se estima que las importaciones argentinas de recursos energéticos sean un 9% menores en 2016 en comparación con el año anterior. El descenso debe continuar y en 2017 alcanzará un 10%, apuntó la entidad analista.
El Ejecutivo argentino está tomando medidas para apoyar a los productores nacionales de gas. Un precio mínimo garantizado —7,5 dólares por BTU, que es una unidad de energía utilizada en el mercado mundial— del combustible ha sido establecido y el Estado va a costear la diferencia si los productores venden su gas en el mercado interno a un precio más bajo, consideran los autores.
El país suramericano cuenta con una extensa red de gasoductos, la cual sigue expandiendo con inversiones públicas y privadas. Las principales zonas productoras son las provincias de Neuquén, Santa Cruz, Salta y la Isla Grande de Tierra del Fuego, que ahora experimentan un incremento gradual en la producción. Como ejemplo, Vestifinance señala que la producción de gas natural en el país creció unos 5,8% en el primer trimestre de 2016.

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Crece el interes por la Argentina en energia

Fuente: http://www.lanacion.com.ar/1909892-crece-el-interes-porla-argentina-en-energia

El país suma atractivo para las inversiones del sector
MEDELLÍN.- “La Argentina tiene mucho por hacer aún, pero creo que va a restablecer los lazos con otros países que habían desaparecido con la administración kirchnerista. El país está en un gran momento y es hoy una de las buenas noticias de América latina.” Francesco Starace, CEO global del grupo italiano En el -controlante de Edesur-, fue el primero que en un panel dedicado a hablar de la energía mencionó a la Argentina como punto de interés para las inversiones del sector. Fue durante una de las primeras sesiones del capítulo regional del World Economic Forum (WEF) en esta ciudad.
El mismo presidente Mauricio Macri, en su discurso para convencer a los inversores, se refirió entre otros puntos al tema. “En una licitación que hicimos para energías termoeléctricas tuvimos ofertas que multiplicaron por siete lo necesario. Pensamos que va a pasar lo mismo con las renovables”, dijo.
En tanto, el argentino Marcos Bulgheroni, vicepresidente del grupo Bridas, dijo que hace falta “que el Gobierno y el sector privado trabajen juntos, porque hubo falta de confianza, pero hay que alimentar el diálogo constante para sanar las diferencias”. El empresario puso énfasis en contarle a los oyentes sobre la potencialidad del área de Vaca Muerta, “que garantizaría el consumo interno para la Argentina por 40 años”. Pero dijo que se necesita tiempo y mucho capital adicional, ya que se está en una etapa temprana de la curva de aprendizaje.
“La Argentina se va a convertir en un lugar de gran potencial en petróleo y gas. Es un país que está logrando progresos muy positivos”, apuntó por su parte Andrew Brown, director global del área de Exploración de Shell, quien sostuvo que América latina es parte central en los planes de la petrolera. También dijo que la firma tiene, en el mundo, un porcentaje de su producción en energías renovables, pero que se sigue a la vez explotando en mayor medida las fuentes tradicionales para garantizar la provisión de servicios. “Existe todavía una brecha amplia entre las tecnologías emergentes, que no pudieron dar beneficios a sus accionistas”, dijo. “Si el consumo de petróleo crece y el precio baja, hay que pensar cómo hacer competitivas las energías de fuentes renovables”, afirmó.
También Renat Heuberger, CEO de South Pole Group, una firma suiza orientada a ofrecer soluciones de sustentabilidad para diferentes industrias de la actividad económica, sostuvo que como las energías renovables requieren enfrentar altos costos, hace falta el financiamiento.

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