Nuevo récord en Vaca Muerta: su producción compite con cuencas de Estados Unidos

De acuerdo con un informe realizado por la consultora Rystad Energy, la producción de petróleo de la reserva de Vaca Muerta, yacimiento localizado en la provincia de Neuquén, alcanzó un récord de 124.000 barriles por día (bpd) en diciembre de 2020, recuperándose así a niveles previos a la pandemia. Además, el relevamiento expuso que, en caso de que continúen los niveles de actividad actuales, el ascenso de los niveles de producción de crudo no convencional podría seguir hacia el rango de 145.000 a 150.000 bpd para fines de 2021.

En esa misma línea, en cuanto a la productividad de los pozos, la consultora noruega destacó que, si bien todavía es necesario alcanzar mejoras en los costos, el yacimiento petrolífero Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas no convencionales como Permian o Eagle Ford, en Estados Unidos. “Hemos visto una mejora del 6 al 7% en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020. Si bien aún no se han logrado algunas eficiencias de costos, Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas de Estados Unidos”, enfatizó Rystad.

Cabe destacar que el informe precisó que “a diferencia de las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han alcanzado en gran medida un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en un modo de alta productividad”.

“El declive de la producción de petróleo que la pandemia Covid-19 trajo a la formación Vaca Muerta de Argentina ahora parece un recuerdo lejano”, subrayó el relevamiento al aclarar que el anterior récord de producción de petróleo se dispuso en marzo del año pasado, cuando la producción alcanzó los 123.000 bpd.

Hace cuatro años, YPF representó aproximadamente el 95% de la producción de petróleo de Vaca Muerta, con la mayoría de los volúmenes provenientes de Loma Campana, su área de desarrollo conjunto con la estadounidense Chevron. Sin embargo, en estos últimos cuatro años, otros productores como Shell, Pan American, Vista, ExxonMobil y PlusPetrol intensificaron sus actividades en la ventana petrolera de la obra para representar gradualmente una parte mayor de los volúmenes de la formación.

Por su parte, en diciembre, Vista produjo 15,000 bpd de petróleo, mientras que Shell lo siguió con 13.000 bpd, lo que debería considerarse como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores.

En ese aspecto, Rystad comunicó que “a diciembre de 2020, YPF aún no ha regresado a su récord de producción de petróleo de Vaca Muerta anterior a Covid-19 y, por lo tanto, la recuperación fue impulsada principalmente por productores con programas de capital agresivos planificados para 2020". En definitiva, el rango de recuperación final en Vaca Muerta “es comparable a lo que se está observando en las operaciones de Midland y Eagle Ford de Estados Unidos”.

666 fracturas en Vaca Muerta

A partir de otro informe, elaborado por Luciano Fucello, Country Manager de la empresa NCS Multistage, se reveló que en el mes pasado se llevaron a cabo 666 fracturas, produciéndose así un fuerte aumento del 39% respecto a lo registrado en diciembre y en comparación a los resultados obtenidos en los mejores meses de 2019. Por lo tanto, se evidenció un incremento de casi un 40% en el registro de enero.

La disminución del gas de Vaca Muerta

En contraposición a la producción de petróleo, el gas de Vaca Muerta continuó disminuyendo durante el cuarto trimestre, debido a un menor consumo estacional. De esta manera, la producción bruta de gas, impulsada durante el Gobierno anterior por los subsidios a la petrolera de Paolo Rocca, cayó por debajo de los 900 millones de pies cúbicos por día (MMcfd) en diciembre por primera vez desde octubre de 2018.

Más allá de que la actividad de los pozos en la zona de gas de Vaca Muerta se mantuvo deprimida en los últimos tres meses del año pasado, con pozos de gas literalmente cero en producción, los de petróleo se recuperaron bruscamente en noviembre y diciembre, lo que llevó el conteo de nuevos pozos de petróleo a un promedio de alrededor de 11 pozos por mes.(Source/Photo: Perfil)

Argentina ahorra US$ 300 millones por menor importación de gas a Bolivia

La Argentina logró este año un ahorro de 300 millones de dólares a raíz de la adenda al contrato de importación de gas desde Bolivia, firmada en 2018, que permitió reducir casi a la mitad el suministro en los meses de verano, y se anticipa que el misma reducción de divisas se logrará en 2020.

El gas de Bolivia este año representará el 11% del gas natural que consume Argentina, un 1% menos que el año pasado, mientras que el 84% proviene de fuentes locales, el 4% de GNL regasificado, y el 1% de combustibles líquidos alternativos pero mucho más costosos.

 "Hasta el momento Bolivia no dejó de cumplir ni un día con las entregas comprometidas de 11 mm3/d para los meses de verano", a pesar de las dificultades surgidas por la crisis institucional que provocó la caída del gobierno del presidente Evo Morales, explicaron lo voceros.

La adenda firmada en febrero de este año que adapta el contrato original de octubre de 2006 y su adenda inicial de marzo de 2010, permitió una reducción de las compras de gas a Bolivia a raíz de la producción creciente que el país venía registrando desde la formación de Vaca Muerta.

De esta manera, la última negociación contempla el envío de al menos 16 mm3/d en mayo a septiembre con un pico de 18 mm3/d en julio y agosto, los meses de más demanda, y en el resto del año 11 mm2/d, frente a los 21,3 mm3/d vigente hasta este año para todos los meses por igual.

A pesar de la adenda que estará vigente hasta febrero de 2021 y que abrirá una nueva negociación hasta completar el contrato a 2026, el Gobierno estima que aún se contabilizan 6 mm3/d de "importaciones evitable desde Bolivia", por lo que en caso de una renegociación Argentina pediría reducir más sus compras.

Además, la postura Argentina estaría en condiciones de plantear no sólo la reducción de volúmenes sino la baja de precios de manera de converger hacia la actual coyuntura de mercado que reconoce costos menores.

Es que en la actualidad, la Argentina paga el gas boliviano a un promedio anual de US$ 6,7 por MBTU, en tanto que reconoce a la producción doméstica sin subsidio un precio de 3,4 por MBTU y de US$ 7 con subsidio.

Además del interés argentino en la readecuación de los términos del contrato, Bolivia también enfrenta dificultades de producción y de reservas por la falta de inversión en exploración, por lo que en los últimos años tuvo dificultades para cumplir con la demanda argentina.

Al mismo tiempo, Brasil encaró desde agosto una renegociación de contratos con Bolivia con el mismo fin de reducir los volúmenes que alcanzan los 30 mm3/d, con un mínimo de 24 mm3/dia, pero la futura adenda podría reducir a la mitad esos volúmenes.(Source/Photo: El Constructor)

Avanzan obras de construcción de una central térmica en Pergamino

La planta tendrá una potencia eléctrica de hasta 2.4 megavatios por hora (MW), equivalente al consumo del Parque Industrial de Pergamino o al 6 por ciento del consumo de la ciudad (5 mil hogares), que será generada a través del procesamiento de unas 50.000 toneladas anuales de biomasa animal y vegetal.

De esta manera, la compañía utilizará el remanente de la producción agropecuaria para transformarlo en energía eléctrica renovable.

Además, el principal subproducto generado es un fertilizante orgánico rico en nutrientes básicos que se utilizan en los campos de producción de la zona.

La construcción de la central, cuya puesta en funcionamiento está prevista para el mes próximo, requirió una inversión de 13,2 millones de dólares y generó 100 puestos de trabajo.

Cuando ya esté operativa se proyecta la generación de entre 40 y 50 empleos adicionales (directos e indirectos).

El biogás generado se utilizará como combustible en un sistema de cogeneración de energía eléctrica.(Source/Photo: El Constructor)

Comenzó el traslado desde Mendoza de la primera turbina para Yacyretá

El mega operativo trazado desde el centro tecnológico del fabricante IMPSA demandará 15 días de viaje para atravesar siete provincias.

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El traslado de la primera de las turbinas que serán reemplazadas en la Central Hidroeléctrica Yacyretá comenzó esta mañana, en el marco de un mega operativo trazado desde el centro tecnológico del fabricante IMPSA, en el departamento mendocino de Godoy Cruz, lo que demandará 15 días de viaje para atravesar siete provincias.

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El operativo comenzó a las 7 en el Centro Tecnológico Impsa y demandará la realización de desvíos y algunos cortes de tránsito a lo largo del recorrido de unos 1.800 kilómetros, por el que pasará la formación de un tractor principal con un carretón de 42 metros de largo y un tractor de apoyo.

Además de efectivos de Gendarmería nacional, de la Dirección Nacional de Vialidad y de las policías provinciales, integran la caravana una hidrogrúa para la remoción de carteles pasantes y dos vehículos guías de Transapelt, una compañía del mismo grupo Pescarmona.(Source/Photo: Télam)

El sector energético argentino recibió anuncios de inversión por US$ 77.000 millones

El sector energético argentino recibió en los últimos cuatro años anuncios de inversión por US$ 77.000 millones, y ofrece oportunidades al 2030 por al menos otros US$ 160.000 millones en distintos proyectos para el desarrollo de la producción y transporte de hidrocarburos, las energías renovables y proyectos de exportación de gas natural licuado.

 La Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Exterior identificó que desde diciembre de 2015 a la fecha, el sector se mantiene como el de mayor crecimiento en anuncios de inversión en el país con un total de US$ 77.000 millones, es decir, casi el 52% de las inversiones totales previstas en todos los sectores por US$ 147.000 millones.

 "Esos montos millonarios de inversión responden a 131 proyectos en distintas etapas de desarrollo de 46 empresas del sector energético de todo el mundo, lo que representó una revolución para el país en los últimos 3,5 años", afirmó a Télam el director general de la Agencia, Francisco Uranga.

Del total de anuncios en áreas energéticas, Uranga estimó que "ya se concretaron o ejecutaron US$ 37.000 millones", dentro de lo cuales la industria de gas y petróleo representa unos US$ 25.000 millones, energías renovables unos US$ 7.000 millones y otros US$ 5.000 millones en generación eléctrica.(Source/Photo: El Constructor)

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

El Ministerio del Interior, Obras Públicas y Vivienda que conduce Rogelio Frigerio avanza con la concreción de la represa El Tambolar que, además de sumar energía a la provincia, permitirá el desarrollo agrícola de la zona del Valle de Tulum y Zonda-Ullum en la provincia de San Juan.

"Esta es una obra fundamental para la provincia de San Juan y un ejemplo de transparencia en la obra pública. Esta es una obra que le va a dar energía limpia a 100.000 familias de San Juan y que va a posibilitar sumar muchas hectáreas a la producción en una provincia que tiene un porcentaje de tierra muy chico en relación al total”, recalcó Frigerio al respecto.

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

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

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

En sociedad con la Argentina, Arabia Saudita está por terminar la construcción de su primer reactor nuclear

Se trata de un reactor de investigación

Vista de la construcción en abril de 2017

Una serie de fotos satelitales revelaron que Arabia Saudita está en la etapa final de la construcción de un reactor nuclear de investigación de baja potencia (LPRR por las siglas en inglés). El proyecto está a cargo de
la empresa Invania, que nació en 2015 producto de una alianza entre la empresa estatal rionegrina especializada en energía atómica Invap y la compañía estatal saudí de innovación tecnológica Taqnia.

El acuerdo para la construcción del reactor nuclear de investigación empezó a gestarse en 2011, en 2013 se firmó el Acuerdo de Cooperación en los Usos Pacíficos de la Energía Nuclear que Argentina y Arabia Saudita, en 2015 se creó la empresa que llevaría adelante el proyecto y en 2016 la vicepresidente Gabriela Michetti viajó a la región para, entre otras cosas, ratificar el acuerdo entre los dos países.

Según el CEO y gerente general de Invap Héctor Otheguy, la venta del reactor a Arabia Saudita implicó un ingreso de alrededor de USD 40 millones para la empresa estatal, no solo por el proyecto de construcción, sino también por los programas de capacitación y entrenamientos para los trabajadores saudíes.

La vista satelital en abril de 2018

"Arabia Saudita tiene un ambicioso plan nuclear para diversificar su matriz energética. Tienen mucho petróleo, pero se va a acabar en el futuro. Por eso pusieron en marcha este programa en el que interviene Invap y otros, porque obviamente no van a plantear generación hidráulica en ese país", explicó Otheguy en declaraciones al sitio Económicas Bariloche en mayo del año pasado.

Justamente esa diversificación de la matriz energética de Arabia Saudita, y su avance hacia la energía atómica, genera preocupación en ciertos países, sobre todo luego de que el año pasado, el príncipe heredero Mohammed Bin Salman (quien está a cargo del reino) asegurara que su país buscará construir una bomba nuclear si su vecino y principal rival Irán hace lo propio.

Por eso no es casualidad que en julio de 2018, la Agencia Internacional de la Energía Atómica (IAEA por sus siglas en inglés) enviara a Arabia Saudita una misión de expertos para analizar la infraestructura y el desarrollo del programa de energía nuclear. En un informe, los técnicos de la IAEA realizaron una serie de sugerencias y recomendaciones, e instaron al reino de Arabia Saudita a permitir revisiones regulares sobre el progreso del programa nuclear.

El avance del proyecto en abril de 2019

Esta incursión del país árabe hacia la energía nuclear despertó las sospechas del bloque demócrata en la Casa de Representantes en el Congreso de los Estados Unidos. Los legisladores están investigando lo que consideran una profundización de la transferencia de tecnología nuclear a Arabia Saudita.

Sin embargo, en un comunicado, el ministro de Energía saudí Khalid A. Al-Falih aseguró que el objetivo del reactor es "realizar pacíficamente actividades de investigación, educación y entrenamiento de acuerdo a los acuerdos internacionales". El punto de controversia está relacionado con que Arabia Saudita suscribe al protocolo conocido como de Pequeñas Cantidades de la IAEA, pero el reino todavía no adoptó las reglas y procedimientos que le permitiría ser sujeto a los controles necesarios una vez que el reactor esté terminado y Arabia Saudita empiece a demandar uranio para hacer funcionar el proyecto.

Una de las partes del reactor

En ese sentido, el enviado argentino ante la IAEA Rafael Mariano Grossi, aseguró que "Arabia Saudita deberá someterse a un acuerdo completo de salvaguardas integrales con acuerdos antes de que la unidad reciba combustible". "El combustible no se les va a proveer hasta que haya acuerdos de salvaguardas fuertes. Una vez que empiecen a necesitar combustible, tienen que estar establecidos".

El objetivo principal de la IAEA es que en el marco de su plan de construir una serie de plantas de energía nuclear, Arabia Saudita use los materiales solo para la generación de energía y no para otros fines. Cada uno de estos reactores (planean construir seis) apunta a generar 3.2 gigawatts de energía atómica en 2013.(Source/Photo: Infobae.com)

YPF Luz invertirá u$s 60 M para construir una central eléctrica en Chubut

Chubut - La empresa estatal informó en una audiencia pública que tendrá una capacidad de 58 Mw, con posibilidad de ampliarse a 90 Mw. Funcionará en paralelo con el parque eólico que opera en el lugar y será el primer sistema híbrido del país.

La empresa YPF Luz presentó martes en audiencia pública su proyecto para la construcción de una central de generación térmica en Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, donde la compañía ya tiene en operación su primer parque eólico, lo que permitirá conformar así el primer sistema de generación híbrida del país.

El proyecto demandará una inversión de u$s 60 millones para la construcción de la central, que tendrá una capacidad de 58 Mw en una primera etapa, con la posibilidad de ampliarse hasta 90 Mw, en tanto que invertirá otros 40 millones para el tendido de líneas de media y alta tensión.

Durante la audiencia se destacó que se trata de una central eléctrica que funcionará a gas natural, y que al ser adyacente a un parque eólico allí existente, se convertirá en el primer sistema híbrido del país.

Las obras que comenzarán este año y culminarán en el segundo semestre de 2020 incluirán la construcción de estaciones transformadoras que permitirá abastecer a los yacimientos que la compañía opera en la provincia, y entregar energía al sistema interconectado nacional.

En la audiencia también se destacó que la iniciativa mejorará la disponibilidad de energía en el sistema eléctrico local y en los yacimientos a través de motores de última generación, con capacidad para alcanzar la potencia máxima en dos minutos desde el arranque.

Como se informó en enero, el grupo finlandés Wärtsilä construirá la central eléctrica en el yacimiento Manantiales Behr, adyacente al parque eólico que YPF Luz construyó e inauguró el año pasado. La nueva tecnología ayudará a equilibrar el sistema absorbiendo las intermitencias del parque eólico adyacente, el cual alcanzará una capacidad de generación de 99 Mw.

El acuerdo bajo modalidad EPC, también conocida como llave en mano, contempla la ingeniería, compras y construcción de la planta. La central operará con cinco motores Wärtsilä 31SG, el cual se aseguró desde la empresa es el motor de combustión más eficiente del mercado local en operación, con capacidad para alcanzar la potencia máxima desde el arranque en aproximadamente dos minutos.

Esa misma capacidad de arranque permitirá que, en caso de que se produzca un fallo en la red eléctrica, la central Manantiales Behr podrá entregar electricidad de emergencia a la ciudad de Comodoro Rivadavia, distante unos 30 kilómetros.

La empresa de tecnología explicó que los nuevos motores son capaces de operar en condiciones climáticas adversas y que en el caso de la cuenca Manantiales Behr incluyen velocidades del viento de hasta 180 km/hora y temperaturas que pueden oscilar entre -10 y 40 grados.(Source/Photo: Ambito.com)

La millonaria ampliación de Yacyretá: consorcios, empresas y polémicas detrás de la principal obra pública de 2019

Se trata del brazo Aña Cuá. En los procesos de licitación de las etapas técnica y civil participan empresas argentinas y, a medida que se va definiendo quiénes intervendrán, crecen los lobbies y algunas dudas

Por Ximena Casas. Infobae

 El proyecto es compartido por los gobiernos de la Argentina y Paraguay

La licitación de la principal obra pública que se desarrollará en el país durante este año está acercándose a su etapa final. Se trata de la ampliación de la empresa hidroeléctrica Yacyretá, que comparten la Argentina y Paraguay sobre el caudal del Río Paraná y que cubre casi el 50% de los requerimientos de energía eléctrica de los hogares de la Argentina.

A medida que se acercan las definiciones sobre las empresas que finalmente se harán cargo de las obras técnicas y civiles surgen presiones y polémicas. La argentina Impsa, una de las oferentes, pelea con la compañía alemana Voith Hydro por la licitación.

Las obras demandarán una inversión de USD 500 millones, que se dividen en aproximadamente USD 100 millones para la provisión de tres enormes turbinas —de 250 toneladas y 9 metros de diámetro cada una— y el resto para la construcción de la obra civil, que serán financiados con fondos propios de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) .

La primera etapa de la licitación comprendió la provisión del equipamiento electromecánico para el aprovechamiento hidroeléctrico del brazo Aña Cuá: tres enormes turbinas que permitirán un aumento de la generación media anual del 9% en la central hidroeléctrica.

La consorcios que resultaron precalificados en esa etapa técnica fueron la argentina Impsa en asociación con CIE y Power China, que ofertó USD 116 millones, y la alemana Voith Hydro con USD 99 millones. Según las estimaciones de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), se esperaba que la oferta rondara los USD 170 millones por eso corre con ventaja la empresa alemana, que presentó una propuesta un 41% menor a la prevista.

Pero desde Impsa reclaman que durante el análisis de las dos ofertas, que ya está en pleno proceso de prueba de ensayo de las turbinas, se tome en cuenta un valor actualizado de la propuesta argentina, ya que su total incluye un gran porcentaje de costos en pesos que al tomar el valor del dólar actual, cercano a los USD 40, se reduce.

La ampliación de la represa hidroeléctrica será la principal obra de infraestructura de 2019 (NA)

"Es el proyecto de infraestructura más grande de este año y venimos de un 2018 donde, en realidad, no hubo grandes proyectos", explicó a Infobae Juan Carlos Fernández, CEO de Impsa. "Tenemos la oferta más competitiva. Los precios presentados son a abril de 2018, no es precio de ahora. Nuestra propuesta tiene un 63% en pesos y en guaraníes. Y fabricamos el 70% en la Argentina y Paraguay, donde nos van a pagar en pesos. No se convierte a pesos en $20 como en abril de 2018, sino a $40. Aplicás el tipo de cambio y simplemente con eso estamos más baratos", argumentó el directivo.

Además, Fernández destacó una ventaja del 10% que corresponde al contenido local. Estiman que, a diferencia de la empresa alemana, en su caso emplearán a más de 3.000 argentinos. "No estamos hablando de subsidios. Nuestra industria necesita el apoyo del Gobierno, pero no en dinero sino un apoyo político, lo que hacen los europeos, los americanos o los chinos con sus empresas. Nuestro precio no es USD 116 millones, porque no se han tomado las variables de tipo de cambio e inflación ni tampoco el 10% de componente local ni la ventaja de la energía adicional que generan nuestras turbinas", agregó.

"Hoy la industria está destrozada; Impsa ha sobrevivido gracias a los proyectos que teníamos en el exterior. Hay 80 pymes en Mendoza que trabajan con nosotros por décadas y que no existen más. Hay que hacer las comparaciones correctas y tener en cuenta que el trabajo o va para los argentinos y paraguayos o va para los alemanes", advirtió.

Fernández, CEO de IMPSA

Impsa viene de un largo proceso de reestructuración que finalizó el año pasado. Hoy el 65% de las acciones de Impsa corresponden a un fideicomiso controlado por los acreedores: Banco Nación Argentina, BICE, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) entre otros bancos. La familia Pescarmona —fundadora de la empresa— retuvo el 35 por ciento. Enrique Pescarmona, uno de los empresarios involucrado en la causa de los cuadernos, dejó su cargo de CEO.

 Hoy la industria está destrozada; Impsa ha sobrevivido gracias a los proyectos que teníamos en el exterior. Hay 80 pymes en Mendoza que trabajan con nosotros por décadas y que no existen más (Fernández)

Fernández, quien ahora ocupa ese cargo, rescata la "absoluta transparencia" que tuvo el actual proceso de licitación.

Impsa había ganado la adjudicación de una de las obras públicas que hoy están paralizadas por la crisis económica: la represa hidroeléctrica mendocina Portezuelo del Viento. "Cuando se caen los proyectos buscamos alternativas. El año pasado trabajamos para una central hidroeléctrica en Brasil y otra en Malasia. Somos una empresa que en los últimos 20 años, de 180 proyectos exportamos 150″, destacó Fernández.

Infobae intentó comunicarse con Voith Hydro, pero no tuvo respuesta.

La obra civil, la segunda etapa

Para realizar la obra civil, donde el presupuesto estimado ronda los USD 400 millones, ya precalificaron cinco consorcios de los ocho que se presentaron. El director ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Martín Goerling, anunció que el próximo 11 de marzo se abrirán las ofertas económicas.

Las precalificadas son Salini Impregilo SpA- José J. Chediack e ITASASA-ATE; Techint, Benito Roggio e Hijos, Panedile Argentina y Benito Roggio e Hijos  (Paraguay); José Cartellone Construcciones Civiles, J. Malucelli Constructora de Obras, Talavera Ortellado; SACDE Sociedad Argentina de Construcción y Desarrollo Estratégico, Power China Limited, CDD Construcciones; y la ATE integrada por Astaldi, Rovela y Tecnoedil.

El Pentágono quiere un reactor nuclear aerotransportable

El C-17 deberá poder transportar el reactor nuclear. En este caso transportando un contenedor que porta un satélite de comunicaciones en 2017 (USAF)

l Departamento de Defensa estadounidense está estudiando adquirir un reactor nuclear portátil que pueda ser aerotransportable en un avión del tipo C-17 con el que suministrar electricidad a instalaciones militares alejadas. El objetivo es abastecer instalaciones militares lejanas y reducir la dependencia del combustible para los generadores, reduciendo así la exposición de los convoyes que transportan dicho combustible.

No se trata de un programa de investigación, sino de una solicitud formal a las empresas, de hecho, la petición de propuestas puede consultarse en la página web de la Federal Bussines Oportunitties, donde consta la información sobre el Small Mobile Nuclear Reactor o SMNR.

La petición no viene de un organismo de I+D como DARPA sino de la Oficina de Capacidades Estratégicas o Strategic Capabilities Office (SCO), que busca un diseño que pueda responder con rapidez a requerimientos de potencia eléctrica en diferentes escenarios. Con un peso máximo de 40 toneladas, deberá ser transportable en un C-17 Globemaster III y deberá poder suministrar hasta 10 Megavatios. Con 10 millones de vatios, se trata de un sistema que podría alimentar de electricidad aproximadamente a 3.300 viviendas. Deberá requerir un mínimo de intervención humana, tendrá una duración de al menos tres años y no supondrá ningún tipo de riesgo radiológico. En la Request for Information (RfI) se contempla también que pueda ser empleado en zonas castigadas por desastres ambientales como terremotos, huracanes o corrimientos de tierra con fines humanitarios.

Los despliegues alejados como los de Afganistán, Iraq o Siria han aumentado el consumo de combustible para alimentar los sistemas de generación eléctrica de las instalaciones militares estadounidense, lo que unido al coste de este, ha vuelto a poner de interés los sistemas de generación nucleares como los que desarrolló el U.S. Army en los años sesenta. Además el despliegue de equipos electrónicos con altos consumos eléctricos como instalaciones de radar o los sistemas de defensa aérea basados en láser requerirá incrementar la capacidad de generación eléctrica.

Nada nuevo para el Army

Aunque ahora la principal diferencia es la posibilidad de aerotransportar el reactor nuclear, en los años sesenta el U.S. Army comenzó en 1.954 el denominado Nuclear Power Progam, un programa de desarrollo de reactores nucleares compactos y desplegables con los que alimentar instalaciones militares remotas, sistemas que en algunos casos han estado en funcionamiento hasta hace poco con pocos problemas

La planta propulsora PM-3A llegando a la estación polar McMurdo (NSF)

Por ejemplo, entre 1964 y 1972 en la estación de investigación McMurdo en la Antártida hubo desplegado un reactor nuclear denominado PM-3A  que sin embargo generó bastantes problemas y tuvo una disponibilidad de solo el 72 %. En la actualmente cerrada Sundance Air Force Station (AFS) en Sundance, Wyoming, hubo una instalación de vigilancia aérea mediante radar que contó para su funcionamiento con una planta nuclear portátil denominada PM-1 (Portable Medium 1).

Alaska contó entre 1.962 y 1.972 con un reactor nuclear en la base Fort Greely, denominado SM-1A, como parte de un programa experimental para estudiar si se podían emplear generadores nucleares compactos para dotar de autonomía energética instalaciones militares muy alejadas gastando menos dinero que empleando combustible diésel. En este caso se alimentaba una instalación de radar para detectar hipotéticos misiles procedentes de la Unión Soviética. El coste del reactor fue de 17 millones de dólares aunque sus costes de operación y mantenimiento fueron finalmente más altos de lo esperado, superiores al coste de operar con combustible diésel. Podía generar 1.8 Megavatios de electricidad y 20 megavatios de energía térmica incluyendo vapor para calentar la instalación. Desde su desactivación, la instalación ha sido desmontada y clausurada.

Menos conocida fue la instalación de un reactor nuclear portátil en la base experimental de Camp Century en Groenlandia, de nuevo en plena Guerra Fría. En 1960 se dio inicio a un programa de investigación que pretendía construir túneles bajo el hielo de un glaciar bajo los que operar lanzadores de misiles nucleares. Entre 1.960 y 1.963 el suministro eléctrico corrió a cargo del primer reactor nuclear móvil denominado PM-2A construido por la compañía Alco. Cuando se comprobó que el movimiento del glaciar hacía inútiles las instalaciones, estas se abandonaron en 1.965  y el reactor fue trasladado.

La barcaza Sturgis durante su estancia en la National Defense Reserve Fleet (NDRF) de Fort Eustis, Virginia (U.S. Army)

El Canal de Panamá también vio operar un reactor nuclear portátil, en este caso instalado en un veterano buque de la clase Liberty de la Segunda Guerra Mundial convertido en barcaza y bautizado Sturgis que portaba un reactor nuclear denominado MH-1A para alimentar de electricidad las instalaciones militares y civiles estadounidenses en la zona. La planta nuclear fue construida en 1.960 por Martin Marieta por 17,2 millones de dólares, haciendo del Sturgis la primera planta nuclear flotante del mundo. Estuvo funcionando en Panamá entre 1.968 y 1.975 donde era capaz de generar 10 Megavatios hasta que fue dado de baja en 1.976. Su desmantelamiento comenzó en 2.014 y finalizó el año pasado en Texas.

Un reactor nuclear portátil diseñado por el Laboratorio estadounidense de Los Álamos (Los Alamos National Lab)

El Pentágono perdió el interés en estos programas con el bajo coste del petróleo hasta que en el año 2.000 la Agencia de Investigación de Proyectos Avanzados de Defensa (DARPA) puso en marcha un programa de 150 millones de dólares para desarrollar reactores nucleares pequeños y modulares para bases militares avanzadas con el que alimentar, por ejemplo una base que albergue a 1.000 soldados. Queda pendiente el asunto de si los países donde se encuentren esas bases militares darán permiso para instalar en su territorio este tipo de equipos.(Source/Photo: Defensa.com)

Energía: el Gobierno prepara un invierno con menos importación de gas

El presidente Mauricio Macri despidió el barco regasificador en Bahía Blanca en octubre, después de 10 años Fuente: Archivo

El plan para afrontar los meses más fríos incluye varias medidas, como aprovechar al máximo la mayor producción local; además, se negocia un nuevo contrato para comprar combustible a Bolivia y se venderán dos centrales.

El sistema energético argentino , y claro está, el Gobierno se preparan para un invierno distinto. En los próximos meses empezarán a quedar atrás algunos vestigios de aquel esquema de importación de energía que caracterizó los últimos 15 años. Las decisiones se basan en dos grandes pilares: la racionalización de recursos y el aprovechamiento de una mayor oferta de energía local.

El nuevo secretario de Energía, Gustavo Lopetegui , ya tomó varias decisiones. La primera fue que las dos centrales que se construyen sobre el río Santa Cruz , Condor Cliff y Barrancosa, antes llamadas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, seguirán su curso, pero, como dijo una fuente oficial, "ralentizadas".

Por ahora, el consorcio integrado por el grupo chino Gezhouba y dos empresas locales, Electroingeniería e Hidrocuyo, ganadores de la licitación, está en plena crisis. Las consecuencias de la causa de los cuadernos, que terminó con la prisión de uno de los socios, Gerardo Ferreyra, y los problemas financieros y reputacionales de Electroingeniería determinaron que los chinos decidieran cambiar de constructor.

Pero no es fácil, cerca de 100 compañías dedicadas a la obra pública están sospechadas de haber sido miembros del club de los sobornos. De hecho, la mendocina Cartellone era una de las posibles ingresantes. Pero pese a que en los primeros meses de investigación no los directivos no fueron citados a declaras, la Cámara le ha pedido al juez Claudio Bonadio que golpee esa puerta para pedir explicaciones. Hace pocos días, a los mendocinos ya les golpeó la puerta la Justicia con un pedido de informes que disponía un allanamiento en caso de que se negaran a entregar los documentos.

Mientras, los chinos tratan de avanzar con la poca estructura de obra que tienen. "En el último tiempo hay varios que intentan contratar personal con traductor porque muy pocos hablan castellano. Es muy complicada la operación", dice una fuente que negocia con ellos.

Otra de las decisiones que se tomaron en las primeras reuniones entre Lopetegui y el presidente de Integración Energética Argentina (ex-Enarsa), Mario Dell'Acqua, fue que no regresará el barco regasificador de gas que durante 10 años estuvo anclado en el puerto de Bahía Blanca. "Se mantiene el de Escobar pero el de Bahía, que fue despedido por el presidente Mauricio Macri ya no regresa", dicen en el Gobierno.

Para dar forma a la nueva red de gas natural, que estaba preparada para la importación desde Bolivia, varios ductos deben cambiar el sentido. Es decir, cambiar componentes de los gasoductos como para que el gas que era impulsado desde el norte al sur ahora transporten el fluido en sentido contrario. Algo impensado hasta hace un par de años.

La Argentina de estos días tiene una novedad: en varias zonas petroleras se ventea gas (se quema) ya que, en épocas de poca demanda, como el verano, hay excedente. Esa es, quizá, una de las principales herencias que dejó la gestión de Juan José Aranguren en materia energética. El país podrá volver a exportar gas en varios meses del año.

Esta nueva situación ha llevado a que la apuesta al gas boliviano, que se negoció hace más de una década con el gobierno de Evo Morales, ya no tenga la importancia de otros tiempos, al menos, durante los meses más cálidos. El kirchnerismo llegó a pagar 12 dólares el millón de BTU (unidad de medición británica) a Bolivia y hasta 18 dólares el gas que compraba para los barcos de Escobar y Bahía Blanca mientras los productores locales tenían un precio que apenas superaba 1,50 dólares. En pocos años aquello se empezó a revertir, claro está, con un precio mucho mayor en las tarifas.

Por estos días una de las principales ocupaciones de Lopetegui es renegociar el acuerdo con Bolivia. Habrá novedades pronto. La Argentina pretende comprar en invierno todo lo que requiera y mantenerse a distancia el resto del año en vez de tener un mínimo constante. Pero, justamente, el vecino país se hace fuerte con la disponibilidad de gas en ese tiempo de alta demanda. Habrá un ahorro fiscal importante después de esa firma que aún no está para estamparse.

En materia de energía eléctrica también empiezan a tomarse algunas decisiones que ya se trabajaban en épocas de Javier Iguacel a cargo de la cartera. En la Secretaría de Energía especulan con exportar electricidad a Brasil durante los siete meses que no hace frío. El sur de Brasil es un cliente dispuesto a comprar cada porción que no se utilice en el país.

Además, hay dos centrales que serán vendidas. Ensenada Barragán y Brigadier López, dos usinas térmicas construidas por Enarsa, serán ofrecidas al mercado. El Gobierno ha decidido que ya no quiere administrar este tipo de proyectos.

No faltará la polémica cuando eso suceda. El precio de la construcción fue elevadísmo y las sospechas de sobreprecios son enormes. Además, se construyeron en pleno imperio de Juan Pablo "Pata" Medina, el excapo de la Uocra en La Plata.

El sindicalista, que ahora está preso, tomó por la fuerza el obrador de una de las centrales varias veces y siempre se lo cuestionó por elevar los gastos de la construcción. Pero no solo hay sospechas del gremialista sino también de sobreprecios.

Los pliegos para la compra de las centrales termoeléctricas salieron en junio. El precio que se podrá lograr por la venta es una incógnita.

Una novedad más. Este invierno volverá a entrar en servicio la central nuclear Embalse. La usina salió de operación en enero de 2016 para una mantención programada que aumentará la vida útil alrededor de 30 años. Para el invierno, confían en el Gobierno, ya debería estar en régimen y producir al 100% de su capacidad. El aporte para los meses de invierno será clave para el sistema.

Todo este combo, además, estará sazonado por la cuestión tarifaria. Finalmente, más allá de las decisiones de fondo, lo que paga el usuario y el servicio que recibe es el termómetro del sistema energético. El año pasado todo el esquema crujió con la devaluación del dólar y la inflación. Este año, al menos en el Gobierno, esperan un invierno más tranquilo.(Source/Photo/Author: Diego Cabot/La Nación)

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

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

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

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

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

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

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

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

La Central Nuclear Embalse, lista para volver a dar energía

En el interior de la sala de control, donde se monitorea cada detalle del funcionamiento de la central de Embalse. Foto: Emmanuel Bocchi/DEF.Por Mariano Roca (Infobae.com)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Central Puerto invertirá US$ 300 millones para elevar 18% su potencia en 2021

La empresa de generación eléctrica Central Puerto (CEPU) prevé realizar inversiones por US$ 300 millones para elevar su capacidad nominal total, actualmente de 3,8 Gigawatt (Gw), hasta 4,5 Gw en 2021, 18% más, informó la calificadora de riesgos Fix Scr.

La potencia actual de la compañía equivale a 11,4% del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y su participación en el mercado argentino de generación térmica es de alrededor de 15%.

La firma asociada a la agencia global FitchRatings destacó que CEPU “posee una cartera de activos de generación diversificada en términos de tecnologías operadas, que luego de una inversión de US$ 500 millones en los últimos tres años ha logrado reconvertir casi en su totalidad”.

Central Puerto es el mayor accionista privado de las plantas Vuelta de Obligado S.A. (56,2%), Termoeléctrica José de San Martín S.A. (30,5%) y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. (30,5%), que operan sendos ciclos combinados con potencias instaladas de 816, 865 y 873 Mw, respectivamente.

La compañía se adjudicó recientemente dos proyectos de cogeneración, Terminal 6 San Lorenzo, por 317 Mw, y Luján de Cuyo, por 89 Mw.(Source/Photo: Télam)

Inversión millonaria. Nación destacó ahorro de energía con la Central de Embalse

Central Nuclear Embalse

El subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, dijo a Cadena 3 que esperan que la planta funcione "al cien por ciento en invierno".

El subsecretario de Energía Nuclear de Argentina, Julián Gadano, destacó en diálogo con Cadena 3 que el reactor de la Central Nuclear Embalse, que se puso en funcionamiento nuevamente la semana pasada, le permitirá al país ahorrar en energía.

"Esto en la práctica significa no tener que importar, que el país gaste menos en energía", indicó y comparó: "El fulloil es caro y contaminante. Cada megavatio en Embalse es un megavatio menos de fulloil".

La obra de extensión de vida de la instalación para los próximos 30 años fue "encarada con trabajo local y, claro, participantes de otros países pero la mayoría fue de acá".

La vida útil de Embalse había terminado el 31 de diciembre de 2015, por lo que la extensión de su operatividad implicó un trabajo de tres años.

"Destacamos que, siendo una obra tan compleja, la terminamos prácticamente a tiempo con un desvío de ocho meses", apuntó.

La usina comenzó a operar en enero de 1984, y es la segunda construida en Argentina, con una potencia de 648 megavatios eléctricos a través del reactor CANDU (Canadian Deuterium Uranium) y pertenece al tipo de instalaciones de tubos de presión, cuyo combustible es el uranio natural, con refrigerante y moderador de agua pesada, detallan las especificaciones técnicas.(Source/Photo/Author: Alejandro Bustos/Cadena 3)

Macri interrumpió sus vacaciones para inaugurar un gasoducto

El Presidente puso en marcha del empalme del Gasoducto Cordillerano acompañado por el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.

En un parate de sus vacaciones, el presidente Mauricio Macri afirmó hoy, al inaugurar en Bariloche obras del gasoducto cordillerano, que esa construcción había sido "varias veces prometida", en 2013 y en 2015, en la gestión kirchnerista, y enfatizó que cuando llegó al Gobierno "no había construido un solo metro", como muestra de que en esa época "las obras estaban ligadas a la corrupción masiva".

Durante el acto, en el que pese a inaugurar un gasoducto no se refirió a los nuevos incrementos de tarifas en los servicios público, Macri estuvo acompañado por el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.

El Presidente dijo en su discurso que "había una obra prometida como dijo el gobernador (Weretilneck), que es el gasoducto cordillerano patagónico, que se había prometido en el año 2003 su ampliación y en el 2015 la ampliación de la ampliación y cuando llegamos al gobierno no había un solo metro de caño construido".

"Esto pasó de ser una muestra más de la resignación y el abandono a un símbolo de la esperanza de una Argentina que empieza a levantarse", subrayó sobre la obra beneficiará inicialmente a 22.000 usuarios de Bariloche y otras localidades cercanas.

En esa línea, Macri agregó que "esto sucedió porque decidimos cambiar, pero no de gobierno o de partido político, cambiar la forma en que encaramos la vida".

En ese sentido, resaltó que "se está volviendo a transformar obras en esperanza, terminando con esta historia espantosa que hemos vivido, que las obras estaban ligadas a la corrupción masiva". Asimismo, Macri sostuvo que "un país que quiere crecer necesita de la energía y con (la reserva) Vaca Muerta la vamos a tener".(Source/Photo: Ambito.com)

La “nueva” Nuclear de Embalse se pone en marcha

Desde arriba. El predio de la Nuclear, en Embalse, desde una vista aérea. (Gentileza Nasa)

• En 20 días se dará por finalizada la obra para extender su vida útil por 30 años.
• En febrero, estaría en pleno régimen.
• Estuvo tres años sin generar energía.
• Implicó un costo de más de U$S 2 mil millones.

La empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina S.A. (Nasa) confirmó a La Voz que la obra de extensión de vida útil de la Central Nuclear de Embalse está prácticamente terminada.

En estos días se iniciará lo que los técnicos llaman “la puesta a crítico”, la fisión nuclear inicial, que demandará unas 24 horas “de vigilia”.

Y luego, unas cuatro semanas más hasta que entre en régimen pleno de potencia y entregue nuevamente energía al sistema interconectado nacional. La usina del valle de Calamuchita aportará cerca del dos por ciento del total de la energía que consume el país.

Mabel Barbas, de la gerencia de Relaciones Institucionales de Nasa, apuntó que la última tarea que se desarrolla actualmente es la carga del combustible al núcleo del reactor. Se trata de una compleja operación tecnológica, iniciada el 22 de noviembre pasado, para colocar 4.560 elementos combustibles en los 380 canales, que fueron totalmente reemplazados en este proceso.

“Estimamos que esa tarea demandará unas dos semanas más. Luego corresponde una última prueba de contención y estará lista para la puesta en marcha”, indicó.

Fue en diciembre de 2015, hace tres años, cuando la “atómica” cordobesa salió de servicio, con su vida útil extenuada tras 31 años de generación de energía.

Es la tercera usina con tecnología canadiense Candú que es “reciclada”, para montar una nueva sobre la vieja. Las dos experiencias anteriores se dieron en Corea y en Canadá. La otra opción era el desmantelamiento, también complejo y costoso.

Para Córdoba, se trató de la inversión nacional directa más elevada en toda la década: el proceso costó casi 2.200 millones de dólares, según datos de Nasa, la empresa estatal que opera las tres centrales nucleares del país.

Desde ese ámbito defienden la decisión de extender la vida útil, y señalan que construir una nueva de similar potencia demandaría el triple de presupuesto

Ocupación y plazos

En los tres últimos años, en los que se concentraron los trabajos vitales, la obra demandó una alta contratación de mano de obra: llegaron a ser más de cuatro mil los empleados temporarios ocupados por una decena de empresas contratistas. Cuando la Central se ponga en marcha, se estima que quedarían casi 800 empleados estables, algo más de los 600 que supo ocupar en el anterior proceso, entre 1984 y 2015.

El plazo de ejecución previsto se demoró algunos meses. En mayo de 2017, el subsecretario de Energía Nuclear de la Nación, Julián Gadano, había estimado que se finalizarían en el “primer semestre de 2018”. Entrevistado luego por este diario en mayo de 2018 había marcado a agosto o septiembre como posible fecha de conclusión.

“Un retraso de meses es nada para una obra tan larga y compleja”, apuntan desde Nasa. En realidad, el proyecto de extensión de vida útil se inició en 2007, y las primeras inversiones y contratos se pusieron en marcha en 2011.

La etapa más compleja fue el recambio de equipos y de tecnología en el sector crítico: los 380 tubos de combustible nuclear y los cuatro enormes generadores de vapor.

“Un hito clave era la prueba de presión, hecha en octubre y con éxito, para probar el reactor, sin uranio, y revisar que funcionara perfecto”, indicó Barbas.

Dentro de la estatal Nasa, el clima es de celebración. “Es la obra de ingeniería más compleja que se esté ejecutando en Argentina, en muchos años”, repiten sus técnicos y funcionarios. Y valoran que se haya encarado con un proyecto propio y con ejecutores nacionales, más allá de algunos contratistas o insumos llegados del exterior.

El “reciclaje” de la Nuclear fue iniciado por el anterior gobierno nacional y es continuado por el actual.

En esta nueva etapa, incrementará su potencia a 683 MWe, un seis por ciento más que su capacidad de generación anterior.

El reactor. Se avanza en la carga de combustible. (Gentileza Nasa)

De canales y silos

Entre las muchas obras adicionales, se cuenta el reacondicionamiento del canal, de varios kilómetros, que devuelve al lago de Embalse el agua utilizada para la refrigeración de la unidad, y el recambio de todos los equipos de monitoreo, operación y control.

También se construyeron nuevos silos de hormigón para depositar los residuos nucleares que deja la actividad. Esos desechos –por ley– no pueden retirarse de los predios de las plantas. En este caso, se sumaron los extraídos durante el recambio en el reactor.

Más apertura, menos secretismo

Aunque las obras para el reciclado de la Nuclear de Embalse se iniciaron en 2011, la audiencia pública ambiental que debatió el proyecto se realizó recién en julio de 2016, cuando los trabajos estaban avanzados y buena parte de las inversiones ya ejecutadas.

Antes, el Gobierno nacional consideraba que no correspondía cumplir ese requisito, que una ley en Córdoba exige desde 2014. La pelea política de entonces entre Provincia y Nación hacía el resto.

Tras aquella audiencia pública, la Provincia le otorgó la “licencia ambiental”. Como novedad, ahora la Central estará obligada a presentar semestralmente un informe de impacto ambiental y garantizar el acceso público a sus estudios en ese rubro.

Hasta ahora, durante tres décadas de operación, ese acceso era muy restringido. Hubo datos de impacto que se conocieron públicamente tras 31 años de funcionamiento, cuando se debió presentar en 2016 un informe para esa audiencia.(Source/Photo/Author: FERNANDO COLAUTTI/La Voz)

La Argentina y Chile definirán el próximo trimestre nuevas líneas de interconexión eléctrica

El secretario de Energía, Javier Iguacel, y su par chilena, Susana Jiménez, anunciaron que en el primer trimestre de 2019 estará listo el estudio que definirá nuevas líneas de interconexión eléctrica binacional, como parte de los compromisos de integración asumidos por ambos países.

Iguacel y la ministra chilena participaron hoy del III Encuentro sobre integración energética, en el que se desarrollaron distintas mesas sobre la situación actual y perspectivas de intercambio, a través de las exposiciones de directivos de empresas de ambos países y del embajador argentino en Santiago, José Octavio Bordón.

“Hemos dado grandes pasos en poco tiempo y eso nos anima a seguir. El próximo paso es no solo crecer con el gas sino que en la interconexión eléctrica. Tenemos cuatro potenciales cruces nuevos y de alta tensión y tendremos que elegir cuál es el mejor para ambos”, afirmó Iguacel tras la reunión con Jiménez.

El funcionario argentino entendió que “lo más importante es destacar que la integración energética entre Chile y Argentina es estratégica y decisiva para el crecimiento de ambos países”.

"“Proyectamos que el sector energético se va a convertir en la segunda turbina de avión de la Argentina. El gas del no convencional aumentó en 256% en un año, y de la primera vez que nos vimos, hace tres meses, hoy ya hay un intercambio de casi cuatro millones de metros cúbicos por día”, dijo Iguacel al dirigirse a la ministra chilena.

Por su parte, Jiménez ratificó que "se está por concluir el estudio destinado a identificar cuatro alternativas de interconexión eléctrica con Argentina, y que ya arroja positivos resultados preliminares".

Los estudios van a estar el primer trimestre de 2019 y, por lo tanto, se va a disponer de la factibilidad económica y técnica de cada una de las alternativas, como también el marco regulatorio que básicamente está concluido, a partir de lo cual se podrá tomar la decisión de cuál de las líneas es la más favorable.

Ambos gobiernos crearon una Mesa de Trabajo Binacional que inició sus sesiones el 28 de septiembre pasado en Buenos Aires, y sobre su desempeño, la ministra dijo que "garantiza la continuidad y seguimiento de los trabajos en dos áreas principales, hidrocarburos y energía eléctrica".

"Los grupos y subgrupos derivados de esta mesa generarán prioridades y propuestas para avanzar en el plan de trabajo conjunto”, enfatizó la ministra.

Jiménez destacó el “hecho histórico” protagonizado por ambos países a fines de septiembre, cuando se abrió la llave del gasoducto GasAndes en la zona central, y luego el inicio a las operaciones comerciales a través del Gasoducto del Pacífico, que suministrará gas del yacimiento de Vaca Muerta a la zona centro sur de Chile.

“Todo esto se fundamenta en positivas proyecciones de Vaca Muerta, donde se calcula que con las inversiones que se están efectuando se logrará cubrir la demanda interna argentina en los próximos años, además de contar con excedentes para exportar no sólo en época estival, como ocurre actualmente, sino durante todo el año", avizoró la ministra.

En esa misma línea, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, explicó que “la cuenca de Vaca Muerta está produciendo un incremento respecto del año pasado de 10,5% en petróleo y 9,2% de en el gas".