lunes, 29 de mayo de 2017

El dilema del gobierno y de todos

Siempre son interesantes los puntos de vista sobre la dimensión política de nuestra sociedad en tanto no se asuman como explicación global de la misma. Sin duda la historia de la Argentina tiene puntos comunes con lo acontecido en otros países, especialmente de LA.

Pero más allá de esas vinculaciones nuestro derrotero se explica primordialmente por nuestras singularidades en distintos niveles. Entre ellas las copiosas corrientes inmigratorias, los abundantes recursos naturales y la acentuada concentración urbana y de poder en Buenos Aires, frente a un territorio de grandes dimensiones con baja densidad poblacional y tradiciones feudales en varias provincias.

Nuestra historia política está surcada por fuertes confrontaciones en las cuales subyace la idea de unanimismo. La unidad ideología excluyente. En el siglo pasado, el radicalismo fue una emergente del conflicto social de la clase media naciente con una oligarquia liberal conservadora fundadora de nuestro Estado Nación. El radicalismo se aglutinó bajo la idea de "causa nacional". La única. La verdadera.

Posteriormente, el ejercito, en los años 30, se metió de lleno, por primera vez, en la vida politica nacional quebrando la novel institucionalidad, fundandose en la idea de "reserva moral de la nación", por encima de cualquier division partidaria.

Mas tarde el peronismo irrumpe en el escenario nacional reivindicando al sector del trabajo bajo la consigna de "proyecto nacional", fuera del cual no existía vida política posible.

Recién con la autodestrucción del militarismo como posibilidad de una idealizada regeneración de nuestras instituciones, las circuntancias obligaron a la sociedad a reflexionar sobre la alternativa de convivir bajo un régimen de partidos pero sin llegar, todavía, a desplazar nuestras rasgos identitarios de autoritarismo, intolerancia y unanimismo político, entre otros no democráticos. Por eso seguramente no son pocos los sectores a los cuales les cuesta adaptarse al juego de una democracia repúblicana.

Tambien es cierto que los alineamientos políticos partidarios de la sociedad son mas volátiles que en el pasado. Este fenómeno (además de los desaciertos del gobierno anterior) es la explicación más verosimil del triunfo electoral de la endeble coalición gobernante. Pero ese acuerdo político no tiene la vaca atada. Por el momento sigue disfrutando del crédito que se sostiene en el temor de parte de la población a retornar a un pasado no deseado y en la debilidad de una oposición que hasta ahora no encuentra su propia identidad.

Por otra parte, cualquier análisis político a futuro no puede olvidar fenómenos dificilmente explicables como el de la pobreza estructural, la corrupción naturalizada y el escaso respeto a las reglas de juego fundantes de la convivencia social.

El dilema que enfrenta el gobierno y la sociedad toda es la elección de los caminos mas idoneos para superar estos profundos y enraizados desordenes sociales. Es dificil imaginar con fundamento que un grupo político (aun con amplias capacidades) en un lapso de tiempo acotado, pueda ser el artífice de la reversión de estos males.

Se necesita institucionalizar el cambio mediante acuerdos políticos de largo plazo. El verdadero arte del gobierno (por el bien de todos y no de una parte) es imaginar y proponer esa institucionalización.

viernes, 26 de mayo de 2017

Propuesta de Odebrecht para informar sobre corrupción

Odebrecht propuso un acuerdo tripartito con el Poder Ejecutivo y el Ministerio Público Fiscal (MPF). El planteo de la constructora brasileña desconoce las facultades de las instituciones incluidas en el texto, pero concede amplios beneficios a la compañía que podrían, incluso, configurar un delito para sus firmantes.

Se trata, a la vez, de una propuesta que ofrece la tentación de brindar el máximo detalle sobre el pago de sobornos que ejecutaron funcionarios, empresarios y operadores con el dinero del Estado en nuestro país.

Esas son las dos caras del acuerdo que Odebrecht le propuso al Gobierno esta semana. LA NACION accedió a un borrador de ese texto, que ya fue rechazado por el Ejecutivo, pero que será la base de la negociación que continuará la semana próxima

Schiaretti dijo que en Córdoba no hubo coimas

La propuesta consta de 13 páginas, cuyo marco general es el acuerdo realizado en Brasil. Es una oferta que aceptaron algunos países de la región, pero que no encuadra con las leyes argentinas. Lo más jugoso en favor del Estado aparece en el "Capítulo IV", titulado "Obligaciones de la empresa". Odebrecht enumera una serie de beneficios por el acuerdo:

Identificar los delitos, sus autores, coautores y partícipes necesarios (incluidos funcionarios y políticos).

La descripción de la estructura jerárquica y la división de tareas de las organizaciones criminales.

Proveer documentos y otras pruebas materiales.

La empresa también hace un detallado análisis de las condiciones previstas para la "indemnización" que le pagarían al Estado por el pago de sobornos que sería de, al menos, US$ 35 millones, informaron fuentes oficiales.

"La indemnización será abonada mediante una retención de un 10% de los ingresos que perciba la empresa de todas sus contrataciones con el Estado", señala el texto. Y propone la creación de un fideicomiso entre la empresa y el Estado para ejecutar el pago del resarcimiento.

Pero el acuerdo que impulsa Odebrecht contempla muchísimas obligaciones del Ejecutivo. La principal: asegurar la continuidad de los contratos ya firmados. Pero, además, enumera:

No iniciar, avalar, impulsar o ejercer ninguna acción de naturaleza penal contra la empresa, los colaboradores y los adherentes.

No ejercer ninguna acción sancionatoria ni resarcitoria por los hechos.

No avalar, facilitar, promover o colaborar con acciones de terceros contra la empresa.

El texto también desgrana las obligaciones que debería cumplir el MPF. "Reconocer el derecho de todos los agentes que hayan adherido al acuerdo o adhieran en el futuro a no verse sujetos a procesos por los hechos declarados."

Y promueve otras restricciones penales para proteger a la compañía y a sus ejecutivos como el compromiso a no aplicar "ninguna medida de cualquier naturaleza que pueda afectar el funcionamiento de la empresa, sus contratos vigentes o futuros, su participación en licitaciones", entre otras cosas.

A pesar de que se trata de un intento de acuerdo tripartito, Odebrecht presentó la propuesta sólo al Gobierno. El MPF y los fiscales que trabajan en las causas que involucran a la empresa no tuvieron acceso a la propuesta, confiaron fuentes oficiales.

Desde el oficialismo no descartan que la empresa quiera primero cerrar un acuerdo con el Gobierno para luego presionar a la Justicia.

El fiscal Federico Delgado había ofrecido a Odebrecht aportar datos bajo la figura del arrepentido, una norma que no permite la renuncia a la acción penal en ninguna circunstancia.

El Gobierno analiza desplazar a Odebrecht del soterramiento del tren Sarmiento

El presidente de Italia, Sergio Mattarella, le pidió a su par argentino, Mauricio Macri, que saque a Odebrecht del consorcio que está haciendo el soterramiento del Ferrocarril Sarmiento. El objetivo sería evitar que las causas de corrupción contra la empresa brasileña impacten en la italiana Ghella, una de las empresas que participa en esa obra pública.

El reclamo lo hizo Mattarella el 8 de mayo, en un encuentro que tuvo con Macri en Casa Rosada. Pero recién ahora trascendió de dos fuentes del Gobierno argentino, que pidieron mantener su anonimato.

El soterramiento del Sarmiento tiene un presupuesto de US$ 3.000 millones, aportados por el Estado nacional. Tiene un avance de obra del 3%, que realiza un consorcio integrado por Odebrecht, Ghella, la española Comsa y la nacional Iecsa -el primo de Macri, Angelo Calcaterra, era el dueño de ésta empresa y se la vendió hace dos meses a Marcelo Mindlin-.

“A la salida de Odebrecht la tienen que resolverla entre los privados. Nosotros sólo podemos actuar si hay un fallo de la Justicia”, dijeron fuentes del Gobierno. Y agregaron: “Pero esa resolución judicial puede tardar años. Y sería complicado inaugurar las obras, en plena campaña electoral, teniendo que pagarle a la firma brasileña por el soterramiento del Sarmiento”.

Fuentes del Ministerio de Transporte destacaron que esa obra iba a comenzar en 2006, pero que recién arrancó en octubre de 2016, cuando Macri inauguró la tuneladora de la estación Haedo. Ya hay 260 anillos de hormigón ensamblados y colocados bajo tierra por la misma máquina tuneladora. Y las estaciones de Ciudadela y Ramos Mejía (en La Matanza) “están en marcha”, con estudios de los suelos y trabajo complementarios, como la “depresión de la napa”, destacaron en Transporte.

“Fueron 10 años de inactividad, tras la licitación. En cambio, nosotros avanzamos 607 metros con la tuneladora, a 22 metros de profundidad; y estamos por abrir obras en tres nuevas estaciones en los próximos días”, dijo una fuente del Ministerio que conduce Guillermo Dietrich.

El Gobierno quiere imprimirle un ritmo de campaña al soterramiento del Sarmiento. Por eso, en febrero comenzó la obra en La Matanza, para construir la primera estación subterránea del tren, en pleno territorio kirchnerista. Los funcionarios destacaron el beneficio que traerá para los habitantes que “transitan por donde pasa el Sarmiento”, desde el barrio porteño de Caballito hasta la localidad bonaerense de Moreno, así como a "los más de 200.000 pasajeros que hoy viajan en el tren".

Pero la salida de Odebrecht podría complicar los planes de la empresa brasileña. Es que uno de los requisitos que puso para firmar un convenio de colaboración es seguir con sus obras públicas, para pagar con esa plata las multas que le puedan poner por los US$ 35 millones en coimas que declaró haber pagado en la Argentina, entre 2007 y 2014.

“La empresa quiere seguir trabajando en la Argentina, mantener los contratos actuales y continuar habilitada para participar en procesos licitatorios, dando continuidad a sus treinta años de presencia en Argentina”, dijo a Clarín una fuente de Odebrecht. Y contó que también participa en la expansión de plantas potabilizadoras de agua de la empresa Aysa, en la provincia de Buenos Aires, y en la construcción de gasoductos para la provincia de Córdoba.

“Odebrecht no debería seguir participando en obras, hasta que la Justicia esclarezca su situación”, dijo el ministro de Energía, Juan José Aranguren, en declaraciones radiales. Su Ministerio fue el único que canceló el año pasado un contrato de Odebrecht con el Ministerio de Planificación, que manejaba Julio De Vido. La empresa brasileña estaba construyendo la ampliación de gasoductos en el norte del país, hasta que Aranguren canceló el contrato “por sobreprecios” y lo denunció en la Justicia.

Más allá del pedido del presidente Mattarella y la necesidad política de Macri, la Justicia argentina imputó al ex secretario de Transporte, Ricardo Jaime, a su hombre de confianza Manuel Vázquez y al ex titular de Odebrecht en Argentina, Mauricio Couri Ribeiro, por el pago de coimas de la empresa brasileña por el soterramiento del Sarmiento.

YPF, multada por 2.5 millones de pesos

A más de seis meses del derrame de unos 240.000 litros de “agua salada” que terminó secando frutales en medio de la zona rural de Allen, y que provinieron desde el subsuelo en una locación de la firma YSUR-YPF, se conoció que el líquido no sólo tenía “un alto grado de salinidad” que resultaba tóxico para los cultivos de la chacra, sino que además contenía restos de hidrocarburos.

Tras informes realizados a raíz del incidente, el Departamento Provincial de Aguas multó a los responsables por un monto de 2,5 millones de pesos. Así lo dieron a conocer integrantes de la Asamblea Permanente del Comahue por el Agua, de Allen, al recibir novedades de la justicia tras la denuncia que presentaron a raíz del vertido que se registró en octubre del año pasado en una locación ubicada en la chacra 60.

Desde YPF se informó que la empresa no recibió ninguna notificación de multas o sanciones por parte del DPA. “El incidente en la locación 360 fue informado a las autoridades de aplicación y continúa el cronograma de trabajo acordado con las mismas”, indicaron desde la petrolera estatal.

El DPA confirmó la existencia de la sanción y dijeron que YPF no aceptó la notificación. La fiscal Julieta Villa le informó a la Asamblea por el Agua que provisoriamente se archivó la causa que iniciaron porque “no se cuenta hasta el momento con elementos objetivos suficientes para endilgar a los responsables de la empresa YSUR Energía Argentina SRL la comisión de un hecho delictivo reprochable penalmente”. Sin embargo, a raíz de la investigación surgida se solicitaron informes y la Secretaría de Hidrocarburos provincial dispuso diversas medidas para garantizar “la desconexión hidráulica y la aislación de los acuíferos de agua dulce”.

En ese marco, se conoció que el DPA aplicó a la firma responsable una multa de 2,5 millones de pesos. “Estamos muy conformes con esto. Desde el 2012 hemos hecho muchas denuncias, esta es la más reciente”, señaló ayer Lidia Campos, integrante de la Asamblea.

“Cuando nos enteramos del incidente, que había un derrame de agua salada, agua de retorno de pozo, hicimos la denuncia. En ese momento el DPA tomó muestras y sacó un comunicado, a lo que la empresa hizo su descargo y dijo que era un derrame menor de agua dulce y que era inocuo para las plantas”, explicó la mujer. “Ahora sabemos que según los estudios realizados por el DPA, resulta que era altamente salinizada, por encima de los niveles permitidos, tóxico para las plantas -se arrancaron 170- y además tenía hidrocarburos”.

En la Asamblea recibieron la noticia “con una gran interrogante: si esto salió para afuera, a la superficie ¿qué estará pasando abajo?”, se preguntó Juan Carlos Ponce. Insistieron con la falta de controles “en tiempo y forma” de los organismos responsables. “La fruticultura con la extracción de hidrocarburos no es compatible, en Allen el fracking no tiene licencia social. Nosotros queremos seguir produciendo frutas y verduras, y esto es un delito”, criticó Campos.

Además impulsan que el dinero que se cobre de las multas sea redireccionada “como resarcimiento a la gente perjudicada”.

El petróleo se desplomó 4,8% y se cotiza menos de u$s 50

El petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó un 4,79% y cerró en u$s 48,90 el barril, después del acuerdo alcanzado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros productores para extender los recortes de producción “que no convenció a los mercados”.
Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en julio, los de más próximo vencimiento, cayeron u$s 2,46 respecto al cierre de la última sesión, informó la agencia EFE.
Por su parte, el barril de crudo Brent para entrega en julio cerró en el mercado de futuros de Londres en u$s 51,46, 4,63 % menos que al término de la sesión anterior.
El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, terminó la sesión en el International Exchange Futures con un descenso de u$s 2,50 respecto a la última negociación, cuando acabó en u$s 53,96.
Los catorce socios de la OPEP y otros diez productores acordaron en Viena ampliar en el tiempo el recorte de 1,8 millones de barriles diarios, vigente en principio hasta junio, ”en una medida esperada pero que los mercados temen que sea insuficiente”.

miércoles, 24 de mayo de 2017

Aranguren: “Queremos que la tarifa eléctrica sea similar en todo el país”

El ministro dijo que a través del Acuerdo Federal Energético se buscará homogeneizar las facturas en todo el país, lo que eliminaría la brecha entre cada una de las provincias.

El ministro de Energía y Minería de la Nación, Juan José Aranguren, comentó en conferencia de prensa que va a impulsar un mecanismo para “armonizar” las tarifas eléctricas de todas las distribuidoras del país. Es decir, el Gobierno buscará eliminar la amplia brecha en los precios al consumidor final de la electricidad que hay entre el interior y Buenos Aires.

La idea es empezar a instrumentar ese mecanismo a partir del mes que viene en el Consejo Federal de la Energía, creado a través del acuerdo que se firmó el mes pasado en Casa Rosada con los gobernadores y conformado por los ministros provinciales del área.

Allí se iniciará el tratamiento de una homogeneización del Valor Agregado de Distribución (VAD) -que representa el 47% de la factura en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano- en todas las provincias, para que se pague aproximadamente lo mismo en todo el país a mediados de 2018 o, en su defecto, antes de que finalice el actual mandato presidencial.

Actualmente, el Estado subsidia aproximadamente el 50% del costo de generación de electricidad, calculado en $ 1270 por megavatio/hora.

En los próximos días, además, se publicará en la web del Ministerio la información sobre qué porcentaje representan en cada provincia el costo de generación, el VAD y los impuestos, con la idea de transparentar los precios.

Amparos

Asimismo, Aranguren criticó el fallo del juez platense Luis Arias, que hizo lugar a una medida precautelar y suspendió momentáneamente el aumento de la luz para La Plata y el interior de la provincia de Buenos Aires, concesionado a 4 distribuidoras (Edelap, Eden, Edea y Edes).

Sabemos que los jueces fallan políticamente”, consideró, a la vez que defendió como “razonable” el incremento en ese sector del país, que iba a ser -de acuerdo a lo anunciado- de 58%, pero que asociaciones de consumidores denunciaron que sería mayor al 100%.

Producción no convencional

En otros términos, el funcionario anunció que hoy habrá una reunión con las empresas petroleras para producir hidrocarburos no convencionales en Santa Cruz (lo que podría atenuar la crisis del sector en esa provincia) y dijo que la demora en instrumentar la adenda para Vaca Muerta es “normal”.

En conjunto con otros medios nacionales y provinciales, El Cronista le consultó a Aranguren acerca de los cambios para la formación neuquina de hidrocarburos no convencionales.

- ¿Le preocupa particularmente a usted la tardanza en aplicar la totalidad de la adenda al convenio de trabajo?

- No. Es algo normal y sé que a algunos les gustaría que fuera más rápido, pero hay una certeza: lo que firmaron Guillermo Pereyra y Manuel Arévalo (representantes de base y jerárquicos, respectivamente) se va a cumplir.

- ¿Ya se notan mejoras en la productividad de estos pozos que se puedan atribuir exclusivamente a estos cambios?

- Lo que hagamos este año se va a materializar en la productividad en 2018, sobre todo. Las inversiones van a llegar a entre u$s 15.000 millones y u$s 20.000 millones anuales por seis años cuando las compañías pasen a las etapas de desarrollo. Cuanto más rápido se concrete, vamos a dejar de importar Gas Natural Licuado (GNL) con mayor prontitud. Vamos a recuperar lo que se llama el “autoabastecimiento” de gas, pero las compras a Bolivia van a seguir por un tiempo (el contrato es hasta fines de 2026).

Aranguren aprovechó para recordar que las autoridades bolivianas dejaron de actualizar las previsiones de exportación de gas para nuestro país. Hasta el 15 de abril, Bolivia inyectó a los gasoductos argentinos un volumen mayor al contratado, pero desde hace un mes, con la cercanía del invierno, está por debajo de lo acordado. Es por eso que se hizo necesario el convenio que Enarsa firmó con Chile la semana pasada para asegurarse la provisión del fluido.

A la vuelta de la gira asiática, en la que acompañó al presidente Mauricio Macri, el funcionario adelantó que en los próximos días se terminará de redactar el estudio de impacto ambiental de las represas hidroeléctricas en Santa Cruz que financiará China.

martes, 23 de mayo de 2017

Yacyretá invertirá más de US$ 1.650 millones para ampliar y modernizar la central hidroeléctrica

La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) pondrá en marcha un plan de inversiones por más de US$ 1.650 millones, para ampliar y modernizar la central hidroeléctrica argentino-paraguaya ubicada sobre el río Paraná, al norte de la provincia de Corrientes, según indicó el director ejecutivo de ese organismo, Humberto Schiavoni.
“Con el ordenamiento de las cuentas que está previsto, podemos establecer un flujo de fondos para hacer frente a la inversión. También se está preparando el proyecto para la ampliación de la central”, indicó Schiavoni y afirmó que “con lo previsto, pondremos en marcha inversiones por más de US$ 1.650 millones”.
El ejecutivo explicó que como parte del plan de inversiones “se agregarán tres turbinas adicionales”, y destacó que “eso incrementará en un 15% la potencia y en un 6% la generación efectiva, que va a permitir trabajar en hora pico”.
El funcionario precisó que eso “costará alrededor de US$ 1.000 millones”, y puntualizó que la idea para llevarlo a cabo es que “los oferentes propongan el financiamiento”.
Además, indicó que “este semestre” se lanzará la licitación para la construcción de un proyecto en el brazo Aña-Cuá, que demandará “una inversión de US$ 650 millones”, y remarcó que “incrementa la generación efectiva en un 10%”.
Agregó que “el otro proyecto que está en marcha es el programa integral de rehabilitación y modernización de la central”.
“Las turbinas están golpeadas por haber trabajado años a una cota diferente de la de diseño. Eso llevará 10 años”, estimó Schiavoni, quien subrayó que “en cuatro años tiene que haber una reducción de gastos” de la central.

martes, 16 de mayo de 2017

Por primera vez, San Juan está exportando energía a Mendoza

El dato es alentador y se debe en gran medida, a la puesta en marcha del Dique Punta Negra, sumado al buen manejo del agua y a la administración del recurso en las distintas presas.

Los tres diques están en su nivel máximo cuando ya finalizó la temporada estival y con el río San Juan trayendo en orden a los 42 m3/s. Esto fue posible debido al incremento de las nevadas y las condiciones de temperatura que hicieron que los ríos lograran un caudal abundante.

Según los últimos datos recibidos por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico –CAMMESA-, San Juan ha presentado un importante registro de generación de energía.

Esta situación se ve reflejada a partir de la puesta en funcionamiento de las turbinas de los Diques Caracoles y Punta Negra, y una óptima programación de la operación adecuada, dentro de las restricciones que impone la distribución de agua, para riego y consumo humano, dentro de la provincia.

Un detalle que no es menor hace referencia a los óptimos niveles de cota que se registran en los diferentes diques sanjuaninos, que permiten una importante generación de energía producido en la Cuenca del Río San Juan, se le suma en menor medida la energía que deriva de la Planta Fotovoltaica.

Esta situación ha permitido que en determinados días y horas, donde se presenta una baja demanda de los usuarios sanjuaninos, exista un excedente de energía que es exportada al Sistema Cuyo, mediante la Línea de Interconexión San Juan – Mendoza.

lunes, 15 de mayo de 2017

Tres nuevos agentes generadores de energía solar aportarán 145 MW al sistema


El Ministerio de Energía y Minería aprobó el ingreso de tres nuevos agentes generadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a partir de proyectos sustentados en paneles solares que suman 145 Mw de potencia y comienzan a funcionar en Mendoza y Salta.

Las autorizaciones fueron concedidas a las compañías Kutek Energía S.A., para su parque solar Lavalle (en territorio mendocino); Walta Energía S.A., para el parque Luján de Cuyo, en la misma provincia; y Fieldfare Argentina II SRL, para su central Proyecto Solar FV La Puna.

La habilitación solicitada por Kutek corresponde a una potencia de 20,2 Mw mientras el emprendimiento de Walta añadirá 25 Mw, y en ambos casos la electricidad generada se conectará con estaciones transformadoras vinculadas a instalaciones de Edemsa (la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A.).

Fieldfare, en tanto, aportará 100 Mw de potencia nominal desde su central instalada en el departamento salteño de Los Andes, y se conectará al Sistema Argentino de Interconexión a través de la línea de alta tensión Cobos-Andes, operada por el transportista internacional Interandes S.A.

El suministro de los tres proyectos se asimila al de una central termoeléctrica pequeña, si bien supera ampliamente al de generadores como algunos de Pampa Energía (como Piquirenda, en Salta, 30 Mw) y de Albanesi (Riojana, en La Rioja, 40 Mw; Generación Frías y La Banda, Santiago del Estero, 60 y 32 Mw, respectivamente).

A modo de comparación, los nuevos emprendimientos solares equivalen asimismo a otras tres centrales térmicas del mismo grupo Albanesi: Independencia, en Tucumán, de 120 Mw; Roca, en Río Negro, de 130 Mw; y Solalban, en Bahía Blanca, de 120 Mw.

Las autorizaciones oficiales a las centrales mendocinas y salteña se formalizaron a través de las resoluciones 231 a 233 de la Secretaría de Energía Eléctrica, que firma su titular, Alejandro Sruoga, y se publican en el Boletín Oficial.

El visto bueno nacional se otorgó luego de que los gobiernos de Mendoza y Salta aprobaran los respectivos estudios de impacto ambiental y social de las nuevas centrales, así como las exigencias de la normativa vigente en cuanto a documentación societaria y comercial.

La potencia instalada de generación eléctrica creció 1,2% durante 2016


Las centrales eléctricas registraron un crecimiento marginal de su capacidad instalada durante 2016 respecto del año anterior, y totalizaron hasta fines del año pasado 33.901 Megavatios (Mw), con lo cual el sistema se expandió 1,2%, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.(Camesa).

El relevamiento de Camesa, al que tuvo acceso Télam, precisa que durante el año pasado la potencia se incrementó en casi 444 Mw, aunque aclara que la potencia neta adicionada fue en realidad de 408 Mw, dado que en el mismo lapso la capacidad de las centrales eléctricas se redujo en 35,7 Mw, por motivos técnicos y otros vinculados con desmejoras en los equipos.

Según el análisis de Cammesa, el mayor aporte extra en 2016 (de 148,5 Mw) correspondió a la puesta en marcha en enero de ese año de la central térmica Guillermo Brown, instalada por el grupo AES Argentina en Bahía Blanca.

El proyecto consta de dos etapas: la primera incluye dos turbinas de gas operando en ciclo abierto con una potencia proyectada en 580 Mw; y a posteriori se sumarán otros 300 Mw a partir de una tercera turbina.

Cammesa menciona luego a la central térmica de Loma de la Lata (Neuquén) del grupo Pampa Energía, con 105 Mw, a la que le siguió la central hidroeléctrica de Punta Negra (San Juan), operada desde diciembre por la empresa provincial EPSE, con 62 Mw.

Las otras tres incorporaciones relevantes en materia de potencia eléctrica fueron las de Central Costanera, de ENEL (35,6 Mw); la central térmica de Rio Chico, de la empresa santacruceña de agua y energía SPSE (35 Mw); y la central también térmica de Barranqueras, Chaco, montada por la estatal Enarsa (de 21,7 Mw).

La estatal provincial riojana Edelar, a su vez, añadió al sistema de generación ligeras ampliaciones en cinco centrales térmicas: Portezuelo y Tello (2,5 Mw cada una); Olpas (1,8 Mw); Chepes (1,7 Mw); y Robles (0,9 Mw).

El listado de Cammesa se completa con el aporte de 1,7 Mw de la empresa provincial de distribución de energía eléctrica de Jujuy, Ejesa.

Tras el ligero aumento en la potencia instalada durante 2016, en el Ministerio de Energía y Minería descuentan que este año comenzó una aceleración en la ampliación de centrales y la incorporación de proyectos nuevos, muchos de ellos de fuentes renovables.

Según analistas del sector, al margen de la potencia verificada la oferta disponible promedio ronda entre los 24.000 y 25.000 Mw, a raíz de la rotación constante de entrada y salida de servicio de las distintas generadoras a lo largo del año, lo que hace más vulnerable al sistema cuando se producen los picos de demanda.

La matriz energética constatada por Cammesa mantiene un perfil dominado por la generación térmica, que hasta fines de 2016 concentraba el 61% del total, mientras las centrales hidroeléctricas aportan un 31,5% y las nucleares 5,2%.

Las energías renovables (eólica, solar, biomasa, etc.) representan por ahora sólo 2,1% de la capacidad instalada, muy lejos del objetivo fijado por ley de cobertura de 8% de la demanda para 2018.

En términos ambientales, el informe de Cammesa arroja datos mixtos, con un aumento interanual de 8% en 2016 del consumo de gas natural (un combustible “limpio”) y una caída de 14% en la utilización de fuel oil.

También disminuyó fuertemente el consumo de carbón mineral, un 24%, debido a la menor disponibilidad de unidades que utilizan este tipo de combustible, mientras el uso de gasoil para generar electricidad aumentó 6% frente a 2015, según concluye el informe de la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico.

Enarsa analiza presentar una denuncia penal por posibles sobrecostos


La empresa Energía Argentina SA (Enarsa) analiza la posibilidad de presentar una demanda penal contra la administración anterior por las contrataciones realizadas entre 2011 y 2015 para el denominado sistema "energía delivery", tras lograr una reducción del costo del Mw instalado de 32.200 a 11.980 dólares con los mismos prestadores, lo que significó un ahorro 187 millones de dólares para 2017.

"Nos llama la atención la gran caída de precios que motivó una investigación en marcha y que podría dar como resultado una demanda penal" para dilucidar la gran disparidad de precios entre lo que se pagó en el período 2011 a 2015 y lo que la nueva gestión de Enarsa cerró, explicó el presidente de la empresa estatal, Hugo Balboa.

Se trata de la contratación del servicio de las Unidades de Generación de Energía Eléctrica Móviles, los equipos electrógenos con los que se buscaron suplir desde 2011 los problemas de distribución en el Área Metropolitana Buenos Aires y otras ciudades del país con problemas de cortes de servicio eléctrico, especialmente en los ciclos de verano.

Las empresas contratadas en el período cuestionado son Aggreko, So Energy, Secco y Energyst, las mismas que oportunamente aceptaron bajar sensiblemente los costos por unidad disponible tras la renegociación propuesta con la llegada del nuevo Gobierno y las que finalmente se adjudicaron la licitación de febrero pasado.

La primera contratación decidida por el Ministerio de Planificación a través de Enarsa en 2011 fue por 219 Mw de generación, de los cuales había unos 209 instalados y unos 10 inactivos en depósito, por los cuales el Estado pagó un total 42.919 dólares por mes.

Esto hizo que el costo de la potencia contratada mensual le costaba a Enarsa 108 millones de dólares en 2011, cifra que se fue incrementando con la contratación de más potencia disponible que alcanzó los 328 Mw en 2013 y los 558 Mw en 2015, aunque a un costo inferior ya que el Ministerio de Planificación terminó aceptando un costo de 32.200 dólares por Mw.

"Lo primero que hicimos -explicó Balboa- fue renegociar los contratos a medida que iban venciendo y bajar el valor de 32.000 a 20.000 dólares por MW instalado y a 4.000 los que se encontraban en depósito", lo cual "todos los contratistas aceptaron y permitió bajar el costo para el Estado de 216 millones de dólares a 152 millones de dólares a diciembre de 2015".

Este proceso de renegociación le permitió a Enarsa llegar a diciembre de 2016 el costo de 32.000 a 26.000 dólares promedio "porque había un mix de contratos viejos y nuevos a 32.000 y 20.000 dólares, respectivamente, con una erogación total de 119 millones de dólares.

En febrero pasado, Enarsa hizo una nueva licitación cuando vencieron todos los contratos y al mismo tiempo un análisis de la real necesidad de las unidades contratadas, porque la capacidad de utilización era muy baja por la amplia distribución territorial.

"Ahora pagamos 12.872 dólares por mes y 4.000 dólares en depósito, una combinación de precios por la que se paga 11.985 dólares el Mw disponible, es decir unos 29 millones de dólares" anualizado, explicó Balboa al resumir que "Enarsa bajó 187 millones de dólares las necesidad económica por este servicio".

Ese ahorro del Estado se explica por una reducción de 135 millones de dólares por la baja de precio por Mw y otros 51 millones por la potencia requerida, es decir menor unidades móviles contratadas.

El gobierno de Mauricio Macri ya había planteado al publicar el trabajo Estado del Estado que "el circuito para repartir el gasoil a los generadores se armó sin un esquema de licitación previa y en condiciones poco transparentes".

Según la SIGEN, existía un alto nivel de ociosidad en los equipos y las contrataciones se hicieron con altos niveles de irregularidad, ya que entre 2011 y 2015 la energía producida por estos generadores llegó sólo al 15% de su potencial.

Además, se detectaron diferencias entre las horas de operación pagadas y las informadas, lo que generaba gastos por prestaciones no realizadas.

"Todas estas situaciones, que partían de la necesidad de cubrir una emergencia innecesaria, hicieron que sólo en 2015 el Estado gastara 2.000 millones de pesos para mantener disponibles los generadores móviles", cuestionó el Gobierno el año pasado.

Crece el consenso para una ley que permita a usuarios abastecer de energía renovable a la red eléctrica

Diputados de diferentes partidos avanzaron en la redacción de un texto consensuado que permita sancionar una ley clave para mejorar el sistema energético, dado que habilitará a los usuarios que generen energía renovable a inyectar el excedente que produzcan en la red de distribución donde tengan contratado su servicio.

El texto, contemplado en un borrador de dictamen, fue alcanzado en base a los proyectos promovidos por los legisladores Juan Carlos Villalonga, de Cambiemos, el justicialista Néstor Tomassi, el massista Gustavo Bevilacqua y el kirchnerista Luis María Bargeggia, con los aportes realizados por distribuidas y cooperativas.

El consenso fue además producto de conversaciones con funcionarios del Ministerio de Energía e incluso su titular, Juan José Aranguren, manifestó hace unos días la voluntad del Gobierno de implementar el sistema de generación distribuida en 2018.

Villalonga, ex director de Greenpeace Argentina y diputado macrista, aseguró que “se está trabajando políticamente en la cámara y los con los funcionarios del Ministerio de Energía codo a codo para que la ley se pueda aprobar previo a las elecciones de octubre”.

“Este proyecto es el primer paso en una revolución en materia de distribución energética, después de esto viene la redes inteligentes y el sistema de precios diferenciados, para permitir que se consumen en horarios mas baratos y almacenar con las nuevas tecnologías en los momentos de menor consumo para inyectarlos en la red”.


La comisión de Energía y Combustibles, que conduce el kirchnerista Julio de Vido, ya acordó incluir este proyecto en la agenda de iniciativas que se debatirán en las próximas semanas junto con la de Presupuesto, con vistas a emitir un dictamen que se buscará aprobar antes de las elecciones legislativas de octubre.


El dictamen consensuado 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”.

El proyecto que declara de interés nacional la generación distribuida tiene como meta la eficiencia energética, la reducción de costos para el sistema eléctrico en su conjunto, la protección ambiental y la protección de los derechos de los usuarios.

A este sistema solo podrán acceder los usuarios, cooperativas o Pymes del mercado de la electricidad ya que se prohíbe beneficiarse con los grandes clientes del renglón mayorista o de los agentes distribuidores con demandas de potencia iguales o mayores a trescientos kilovatios (300 KW).

El texto acordado establece todos los usuarios de la red de distribución tendrán derecho a instalar equipamiento para la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables hasta una potencia equivalente a la que éste tiene contratada del distribuidor para su demanda.

En caso de que este cliente quiera instalar una potencia mayor a la que tenga contratada para su demanda deberá solicitar una autorización especial ante el distribuidor.

También se creará un fideicomiso para poder solventar la asistencia técnica a los usuarios de la red eléctrica que quieran instalar sistema de generación de energía renovable para generación distribuida, que será solventado con el 3 por ciento del precio estacional que paguen los distribuidores y grandes usuarios en su carácter de compradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por kilovatio hora.

 En ese sentido establece que los recursos de eso fondo se utilizarán para el otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, la realización de aportes de capital y adquisición de otros instrumentos financieros, todos ellos destinados a la ejecución y financiación de proyectos aprobados de generación distribuida a fin de hacer posible la compra e instalación de bienes de capital.

Para la instrumentar este sistema será clave su reglamentación, razón por la que a medida que avance su debate parlamentario los diputados pedirán que el Ministerio de Energía avance en su estudio para que este sistema se aplique en 2018.

Este punto es clave porque en la reglamentación se establecerán diferentes categorías de usuario-generador en función de la magnitud de potencia de demanda contratada y capacidad de generación a instalar.

Además, se fija que a partir del año de la reglamentación de la ley será obligatoria la incorporación de sistemas de generación distribuida de fuentes renovables en toda nueva construcción de edificios públicos y establecimientos de utilidad pública de todo tipo.

En cuanto al esquema de facturación, se fija que “cada distribuidor efectuará el cálculo de compensación y administrará la remuneración por la energía entregada a la red producto de la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y enviará al usuario-generador la tarifa de inyección por cada KWh .


El valor final a pagar por el usuario-generador será el cálculo neto entre el valor monetario de la Energía Demandada y el de la Energía Inyectada.


En el caso que el usuario-generador sea un consorcio de copropietarios de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, el crédito será de titularidad de dicho consorcio de copropietarios o conjunto inmobiliario.

A lo largo del proyecto se dispone que el distribuidor no podrá añadir ningún tipo de cargo adicional por mantenimiento de red, peaje de acceso, respaldo eléctrico o cualquier otro concepto asociado a la instalación de equipos de generación distribuida.

Aumento del 58% en las tarifas eléctricas de la Provincia de Buenos Aires: EDELAP, EDEN, EDEA, EDES

La tarifa de electricidad que pagan los usuarios bonaerenses tendrá un incremento este año del orden del 58%, ya que a la suba del 39,2% que autorizó el gobierno nacional se agregará un aumento del 18,9% que la administración de María Eugenia Vidal autorizará a las eléctricas.

El aumento de tarifas se oficializó esta tarde con la publicación en el Boletín Oficial de la Provincia de la Resolución 149, con la que gobierno bonaerense autorizó a las empresas y cooperativas distribuidoras del servicio eléctrico a aumentar la tarifa.

La suba de la tarifa eléctrica trepará un 58,1%, ya que al incremento del 39,2% que autorizó en enero pasado el gobierno nacional a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), se añadirá un aumento del 18,9% que el Ejecutivo bonaerense autorizará a aplicar a las cuatro empresas distribuidoras (Edelap, EDEN, EDEA y EDES) y a las cooperativas que cumplen esa función en el interior bonaerense.

Fuentes del Poder Ejecutivo provincial destacaron a Télam que las empresas firmaron un plan de obras que para 2017 implica una inversión de $580 millones, y más de $5.800 en cinco años.

Según la resolución la empresa EDELAP se compromete a invertir 1.307 millones de pesos; EDEA 600; EDEN casi 3000 millones y EDES otros 983 millones de pesos.

Los incrementos tarifarios impactan sobre los usuarios del Gran La Plata y el interior bonaerense pero no abarcan a los usuarios de Edenor y Edesur, que se encuentran bajo la órbita del Ente Nacional de Regulador de la Electricidad (ENRE).

En diciembre del año pasado, las distribuidoras de energía y las cooperativas del interior propusieron en el marco de dos audiencias públicas, un aumento promedio para los usuarios residenciales del orden del 42%.

Llevadas a cabo en Olavarría y en La Plata, las audiencias fueron coordinadas por el Organismo de Control de la Provincia (Oceba) y los pedidos de las empresas fueron tomados para su análisis en el marco de la cartera que conduce Roberto Gigante.

En ese marco, se constituyó un comité de análisis del futuro aumento que integran el Oceba, presidido por Jorge Arce; la Subsecretaría de Servicios Públicos, a cargo de Pablo Gaytán, y la Dirección de Energía conducida por Edgardo Volosín.

Más allá de la suba del precio de la energía como materia prima que fije la Nación, este comité fijará el aumento de los costos de la distribución en toda la Provincia.

Nueva fabrica de vehiculos eléctricos


El Gobierno nacional otorgó la autorización a la firma china CTS Auto para operar en el país como fabricante de vehículos eléctricos y determinó que dentro de los próximos seis meses la compañía deberá comenzar la construcción de una planta, que implicará inversiones y la creación de puestos de trabajo.

Lo hizo a través del decreto 332/2017 publicado en el Boletín Oficial, que lleva las firmas de la vicepresidenta, Gabriela Michetti, en ejercicio de la Presidencia por el viaje de Mauricio Macri a Oriente; del jefe de Gabinete, Marcos Peña, y del ministro de Producción, Francisco Cabrera.

El decreto autorizó a CTS Auto "a operar como empresa terminal de la industria automotriz", y además, definió que "la empresa deberá dar comienzo a la ejecución de las obras destinadas a la construcción de la planta industrial, en un plazo no mayor de 180 días".

De acuerdo con el texto, CTS "presentó un proyecto industrial que implica inversiones y la creación de nuevos puestos de trabajo".

Además, precisó que "el producto de la actividad industrial que la empresa proyecta desarrollar será destinado tanto al mercado interno como a la exportación".

CTS desarrolló en 2013 en Uruguay el primer ómnibus eléctrico de la región, junto con la firma de transporte Buquebus y a la fabricante china de vehículos BYD.

A fines del año pasado se presentó en una licitación del Ministerio de Medio Ambiente para la compra de 50 "ecobuses" por US$ 35 millones, y obtuvo la adjudicación de la misma, en sociedad con la china BYD.

Plan quinquenal Integrado Argentina - China

MINISTERIO DE FINANZAS

PLAN QUINQUENAL

Resolución 74-E/2017

Plan Quinquenal Integrado China-Argentina para la Cooperación en Infraestructura (2017-2021). Aprobación.

Ciudad de Buenos Aires, 11/05/2017

VISTO el Expediente N° EX-2017-08443767-APN-MF, el Memorándum de Entendimiento para el Establecimiento del Mecanismo de Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica, suscripto en la Ciudad de San Petersburgo el 5 de septiembre de 2013, el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones, suscripto en la Ciudad de Buenos Aires el 18 de julio de 2014 entre el Gobierno de la REPÚBLICA ARGENTINA y el Gobierno de la REPÚBLICA POPULAR CHINA y el Convenio Complementario de Cooperación en Materia de Infraestructura, suscripto esa misma fecha entre las mismas partes, y

CONSIDERANDO:

Que con fecha 5 de septiembre de 2013 se suscribió el Memorándum de Entendimiento para el Establecimiento del Mecanismo de Diálogo Estratégico para la Cooperación y Coordinación Económica entre el Gobierno de la REPÚBLICA ARGENTINA y el Gobierno de la REPÚBLICA POPULAR CHINA, en la Ciudad de San Petersburgo (en adelante, el “DECCE”), a fin de profundizar la cooperación económica y comercial a largo plazo entre ambos países.

Que el 18 de julio de 2014, el Gobierno de la REPÚBLICA ARGENTINA suscribió el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones con el Gobierno de la REPÚBLICA POPULAR CHINA, por el cual las partes se comprometieron a promover la cooperación económica en diferentes áreas y sectores de sus economías dentro del marco de sus legislaciones vigentes y el fortalecimiento de los vínculos comerciales y de inversiones de las empresas públicas y privadas de ambos países.

Que por el Artículo 5° del aludido Convenio Marco, ambos países acordaron establecer un Plan Integrado de CINCO (5) años de duración y suscribir un Convenio Complementario de Cooperación en materia de Infraestructura, de conformidad con el cual la REPÚBLICA ARGENTINA aplicará el proceso de adjudicación más ventajoso que se utilice en programas de cooperación similares con otros países en relación con proyectos del sector público que se establezcan en el referido Plan Integrado.

Que en atención a ello, ese mismo día ambas partes suscribieron el Convenio Complementario de Cooperación en Materia de Infraestructura (en adelante, el “Convenio Complementario”), por el cual acordaron promover la cooperación para el desarrollo conjunto de un Plan de Cooperación Integrado en materia de inversiones en infraestructura pública destinado a áreas clave para el desarrollo industrial de la REPÚBLICA ARGENTINA, conforme a la legislación interna argentina y a las disposiciones de dicho Convenio Complementario.

Que, conforme lo dispuesto en el Artículo 7° del citado Convenio Marco y el Artículo 5° del mencionado Convenio Complementario, corresponde al entonces MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS, actual MINISTERIO DE FINANZAS en virtud de sus competencias, por la REPÚBLICA ARGENTINA, y a la COMISIÓN NACIONAL DE DESARROLLO Y REFORMA, por la REPÚBLICA POPULAR CHINA aprobar los programas, planes, convenios y proyectos de cooperación especial que resulten convenientes para la ejecución de los referidos Convenios en el marco del “DECCE”.

Que, sobre la base de los entendimientos alcanzados entre ambos países, el 18 de abril del 2017, en la Ciudad de Pekín, en oportunidad del “Tercer Diálogo Estratégico China-Argentina para la Cooperación y la Coordinación Económica” entre la REPÚBLICA ARGENTINA y la REPÚBLICA POPULAR CHINA, se negoció y acordó el “Plan Quinquenal Integrado China-Argentina para la Cooperación en Infraestructura (2017-2021)”.

Que, a los efectos de dar pleno cumplimiento a la normativa antes citada, corresponde autorizar al señor Jefe de Gabinete de Asesores de la UNIDAD MINISTRO de esta Cartera Ministerial a suscribir el Acta de la Reunión “Tercer Diálogo Estratégico China-Argentina para la Cooperación y la Coordinación Económica” que aprueba el referido Plan Integrado y/o cualquier instrumento que resulte necesario a los fines de su efectiva implementación, así como también a convenir y/o suscribir modificaciones al citado plan, siempre que no constituyan cambios sustanciales de su objeto.

Que el Servicio Jurídico permanente ha tomado la intervención de su competencia.

Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por el Artículo 20 quinquies de la Ley de Ministerios (texto ordenado por Decreto N° 438/92) y sus modificaciones, el Artículo 7° del citado Convenio Marco y el Artículo 5° del mencionado Convenio Complementario.

Por ello,

EL MINISTRO DE FINANZAS

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Apruébase el “Plan Quinquenal Integrado China-Argentina para la Cooperación en Infraestructura (2017-2021)” acordado en el Acta de la Reunión “Tercer Diálogo Estratégico China-Argentina para la Cooperación y la Coordinación Económica”, el que consta de CINCO (5) Artículos y UN (1) Anexo que, en idiomas español, chino e inglés, como Anexo (IF-2017-08536820-APN-SSALYR#MF) forma parte integrante de la presente medida.

ARTÍCULO 2°.- Autorízase al señor Jefe de Gabinete de Asesores de la UNIDAD MINISTRO a suscribir, en nombre y representación del MINISTERIO DE FINANZAS, el Acta de la Reunión “Tercer Diálogo Estratégico China-Argentina para la Cooperación y la Coordinación Económica” en cuyo marco se acuerda el Plan aprobado mediante el Artículo 1° de la presente medida y/o cualquier instrumento que resulte necesario a los fines de su efectiva implementación, así como también a convenir y/o suscribir modificaciones al citado plan, siempre que no constituyan cambios sustanciales de su objeto.

ARTÍCULO 3°.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Luis Andres Caputo.

NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA —www.boletinoficial.gob.ar— y también podrán ser consultados en la Sede Central de esta Dirección Nacional (Suipacha 767 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires).

e. 12/05/2017 N° 31887/17 v. 12/05/2017

Fecha de publicación 12/05/2017

Ver anexos

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Licitacion compra de nueva energía eléctrica

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA

SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Resolución 287-E/2017

Ciudad de Buenos Aires, 10/05/2017

VISTO el Expediente N° EX-2016-02609829-APN-DDYME#MEM, y

CONSIDERANDO:

Que, mediante la Resolución N° 420 de fecha 16 de noviembre de 2016 de esta Secretaría de Energía Eléctrica, se convocó a interesados en desarrollar integralmente proyectos de infraestructura eléctrica que contribuyan a la reducción de costos en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y al aumento de la confiabilidad en el Sistema Eléctrico Argentino, a manifestar su interés mediante la presentación del anteproyecto correspondiente.

Que la respuesta a dicha convocatoria resultó notoriamente superior a la esperada y evidenció el interés de los particulares en desarrollar proyectos de inversión en el sector eléctrico argentino.

Que, en efecto, se presentaron cerca de DOSCIENTAS (200) Manifestaciones de Interés (MDI) por OCHENTA (80) grupos empresarios distintos, con diferentes alternativas de instalación de infraestructura incluyendo nueva generación, suministro de combustibles y obras de transmisión, entre otras.

Que las Manifestaciones de Interés (MDI) en desarrollar proyectos de nueva generación térmica mediante: a) cierre de ciclos combinados, b) cogeneración, c) nuevos ciclos combinados y d) otros, alcanzaron los TREINTA Y CINCO MIL MEGAVATIOS (35.000 MW).

Que, asimismo, se presentaron: a) más de DIEZ (10) propuestas de suministro de combustibles alternativos mediante la ampliación de capacidad, de suministro independiente, o asociadas a proyectos de nueva generación; b) varias propuestas de ampliación del Sistema de Transporte en Alta Tensión de QUINIENTOS KILOVOLTIOS (500 kV) en corriente alterna (líneas y estaciones) y en corriente continua y c) varias propuestas de mejora de eficiencia operativa de generación térmica y gestión de combustibles.

Que la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) analizó los anteproyectos presentados y las condiciones informadas para su eventual desarrollo y elevó las presentaciones de los interesados juntamente con sus propios análisis, para consideración de esta Secretaría.

Que, como consecuencia de la cantidad de iniciativas presentadas, se hizo necesaria su clasificación y categorización en función de las características de las propuestas y a los efectos de llevar a cabo procesos licitatorios ordenados, con criterios de selección que faciliten la transparencia en virtud de la más sencilla comparabilidad de las ofertas.

Que, teniendo en cuenta el bajo requerimiento de combustibles que el cierre de ciclos combinados y la cogeneración requieren, se considera oportuno y conveniente iniciar los procesos licitatorios mediante una convocatoria a presentar ofertas de energía eléctrica proveniente de la instalación de cierre de ciclos combinados y cogeneración.

Que la convocatoria que se propicia constituye la Etapa 1 y resulta de la evaluación efectuada en función de las numerosas Manifestaciones de Interés (MDI) presentadas por empresas nacionales e internacionales en el marco de la Resolución N° 420/2016 de esta Secretaría, las posibilidades del sistema eléctrico teniendo en cuenta sus condiciones actuales y la minimización u optimización del uso de combustibles hidrocarburíferos.

Que, la mayor simplicidad para la preparación y evaluación de las ofertas permitirá posibilitar el inicio temprano de los trabajos, así como la rápida obtención de resultados en el incremento de eficiencia y la consecuente reducción de costos.

Que la convocatoria para ofertar energía eléctrica producida por la construcción e instalación integral de nuevas centrales de ciclo combinado requerirá su integración con nuevas soluciones de transporte eléctrico y de aprovisionamiento de combustible alternativo en volúmenes importantes, adecuados a módulos de gran potencia, asumiendo la responsabilidad del suministro el Agente Generador del MEM, lo cual, además de exigir un mayor tiempo de preparación de las ofertas y de análisis para su selección, demanda ciertas revisiones regulatorias, las que se encuentran actualmente en análisis para su pronta implementación una vez que sea encauzado el proceso de ordenamiento tarifario en el sector eléctrico.

Que con el objeto de no incrementar los tiempos necesarios para la concreción de inversiones que permitan avanzar en la reducción de costos en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), se da inicio al proceso de convocatoria abierta para la adquisición de energía eléctrica por demanda en el MEM, invitando, en esta primera etapa (Etapa I), a los Agentes Generadores, Cogeneradores del MEM o empresas que hayan solicitado su reconocimiento como tales -y que cumplan con la normativa vigente- a ofertar, conforme el procedimiento y en los términos de la presente resolución, con el objeto de optimizar los tiempos necesarios para la concreción de inversiones en el desarrollo integral de proyectos de infraestructura a través de: a) la puesta en marcha de cierre de ciclos combinados en base a centrales térmicas existentes o de próxima habilitación a ciclo abierto, de bajo consumo específico, con posibilidades de mejorar su eficiencia alcanzando niveles competitivos y b) desarrollos de cogeneración eficiente que no incrementen las necesidades del transporte eléctrico más allá de las naturales de su conexión al sistema, salvo que ejecute obras necesarias a su propio costo y que, a su vez, disponga de un abastecimiento propio de combustible principal y alternativo permanente y garantizado, que permitan avanzar en la reducción de costos en el MEM.

Que las ofertas admisibles conforme los requisitos formales y técnicos exigidos por el “Pliego de Bases y Condiciones de la Convocatoria Abierta a Interesados - Etapa I” (PBC-CAI Etapa I) que, como Anexo (IF-2017-08119339-APN-SECEE#MEM), forma parte integrante de la presente medida, serán evaluadas económicamente aplicando la metodología que se aprueba por la presente resolución, conforme a un modelo de evaluación simplificado del impacto económico esperado en el sistema y del equipamiento de generación comprometido como respaldo en cada oferta, según la información declarada en ella.

Que, en virtud de lo expuesto precedentemente, las ofertas serán ordenadas para su selección en función del ahorro de combustible o eficiencia en su utilización para el sistema eléctrico.

Que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), que por mandato legal está sujeto a los principios de transparencia y equidad, será el responsable administrativo de: a) recepción de las ofertas, b) evaluación de su admisibilidad formal y técnica, c) aplicación de la metodología de evaluación económica aprobada por esta Secretaría, d) ordenamiento resultante de las ofertas en función del mayor ahorro de combustible o beneficio de eficiencia para el sistema; y una vez recibida la aprobación pertinente por parte de esta Secretaría en su carácter de Autoridad de Aplicación e) la contratación de potencia y energía eléctrica aprobada con los oferentes ordenados, según el orden de prelación de beneficios para el sistema.

Que, en tal sentido, una vez ordenadas las ofertas admisibles, el OED remitirá a esta Secretaría los resultados de la convocatoria, con su dictamen técnico y su recomendación económica fundada.

Que una vez elevada por el OED la evaluación de las ofertas admitidas con el correspondiente orden resultante, de no tener observaciones y considerarlo conveniente para el logro de los objetivos de ahorro y mayor eficiencia en el Sistema Eléctrico, esta Secretaría definirá un volumen de potencia contratada y energía eléctrica suministrada a contratar con las empresas oferentes mejor posicionadas según el orden aprobado de las ofertas.

Que se podrá decidir la no contratación de volumen alguno de potencia contratada y energía eléctrica suministrada bajo la Convocatoria Abierta a Interesados (CAI) Etapa I y rechazar hasta la totalidad de las ofertas si el precio ofertado fuere excesivo o irrazonable para satisfacer los referidos objetivos.

Que las ofertas que resulten seleccionadas y contratables serán objeto de CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) para cubrir requerimientos de demanda del MEM.

Que para que las ofertas seleccionadas sean consideradas válidas al momento de la puesta en servicio de las unidades generadoras involucradas, y consecuentemente les corresponda la remuneración prevista en los CdD, será excluyente el cumplimiento íntegro de la normativa ambiental.

Que, con el objeto de atraer las inversiones necesarias y reducir el costo del financiamiento, corresponde asegurar el pago prioritario a los CdD que a la fecha de entrada en vigencia de la presente medida tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.

Que, por otra parte, se prevé también implementar un mecanismo de garantía a través de la integración de un fondo a tal efecto.

Que el artículo 84 de la Ley N° 24.065, en orden a la importancia que tiene preservar la integridad de la cadena de pagos para la seguridad y continuidad del servicio eléctrico, establece el procedimiento ejecutivo para la percepción de la deuda en mora resultante de la comercialización de energía eléctrica en el MEM, siendo título hábil la constancia de deuda que determine la reglamentación.

Que se considera conveniente posibilitar que CAMMESA emita la documentación comercial que resulte necesaria para la liquidación de los CdD y certifique, a los efectos del procedimiento ejecutivo de cobro, en representación del Agente Generador Vendedor de los CdD que así lo solicite, la parte proporcional de la deuda en mora de los Agentes Demandantes del MEM.

Que la DIRECCIÓN NACIONAL DE REGULACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA TÉRMICA, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaría ha tomado la intervención su competencia.

Que la DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS de este Ministerio ha tomado la intervención que le compete.

Que las facultades para el dictado del presente acto surgen en virtud de lo dispuesto por el artículo 23 nonies de la Ley de Ministerios (Texto Ordenado por Decreto N° 438 de fecha 12 de marzo de 1992) y sus modificaciones, los artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, el artículo 84 de su Decreto Reglamentario N° 1.398 de fecha 11 de agosto de 1992 y el artículo 11 de la Resolución N° 6 de fecha 25 de enero de 2016 de este Ministerio.

Por ello,

EL SECRETARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Convocatoria Abierta. Dispónese una Convocatoria Abierta a Interesados (CAI) en vender energía eléctrica proveniente de la instalación de nueva capacidad de generación mediante la utilización, en la presente Etapa I, de la tecnología de: a) cierre de ciclo combinado o b) cogeneración, con compromiso de estar disponible para satisfacer la demanda en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Los oferentes cuyas ofertas resulten seleccionadas formalizarán el compromiso mediante la suscripción de CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) con los demandantes del MEM, representados en los términos establecidos por el marco regulatorio vigente.

ARTÍCULO 2°.- Pliego de Bases y Condiciones. El proceso de selección de ofertas y compra de potencia contratada y energía eléctrica suministrada se ajustará a lo reglado en esta resolución, incluyendo lo establecido en el “Pliego de Bases y Condiciones de la Convocatoria Abierta a Interesados - Etapa I” (PBC- CAI Etapa I), que, como Anexo (IF-2017-08119339-APN-SECEE#MEM) forma parte integrante de la presente medida. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), cuyas funciones, según se indicó precedentemente, fueron asignadas a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) mediante el Decreto N° 1.192 de fecha 21 de julio de 1992, publicará en su sitio web el aludido pliego.

ARTÍCULO 3°.- Respaldo de las Ofertas en la Etapa I. En la presente etapa, sin perjuicio de cumplir la totalidad de los requisitos establecidos en el PBC-CAI Etapa I, las ofertas de venta de potencia contratada y energía eléctrica suministrada que efectúen los interesados, deben respaldarse de manera eficiente en alguna de las siguientes alternativas: a) Generación mediante el desarrollo de las obras necesarias para el Cierre de Ciclos Combinados sobre Centrales Térmicas: 1) existentes o de próxima habilitación a ciclo abierto, 2) de bajo consumo especifico, 3) con posibilidades de mejorar su eficiencia a niveles competitivos con el cierre del ciclo, 4) que el cierre no incremente las necesidades del transporte eléctrico más allá de las capacidades existentes o de ampliaciones a su costo, 5) que disponga, dado el mayor uso resultante debido al incremento de la eficiencia de la central en ciclo combinado, de la infraestructura necesaria y suficiente en su sistema de combustibles para garantizar el funcionamiento permanente del ciclo combinado y 6) que tenga un tiempo máximo de instalación de TREINTA (30) meses; o b) Generación mediante el desarrollo de Instalaciones de Cogeneración: 1) eficiente, 2) que no incremente las necesidades del transporte eléctrico, 3) que disponga de un abastecimiento propio de combustible principal y alternativo permanente y garantizado y 4) que tenga un tiempo máximo de instalación de TREINTA (30) meses.

Para que las ofertas seleccionadas sean consideradas válidas al momento de la puesta en servicio de las unidades generadoras involucradas, será excluyente el cumplimiento íntegro de la normativa ambiental aplicable.

ARTÍCULO 4°.- Responsabilidad Administrativa del OED. El OED será el responsable administrativo de: a) la recepción de las ofertas que deberán presentarse por los oferentes en dos sobres numerados (1 y 2), conteniendo el segundo solamente los aspectos económicos de la oferta, b) la evaluación de la admisibilidad formal y técnica de las ofertas, c) la aplicación de la “Metodología de Evaluación Económica de las Ofertas” aprobada por esta Secretaría, que como Anexo (IF-2017-08119339-APN-SECEE#MEM) forma parte de la presente medida, así como otros detalles de la misma que serán aprobados oportunamente mediante instrucciones de esta Secretaría, d) el ordenamiento resultante de las ofertas en función del mayor ahorro o beneficio de eficiencia para el sistema y e) la contratación de la magnitud de potencia contratada y energía suministrada aprobada por esta Secretaria, con los oferentes que corresponda según el orden de prelación.

ARTÍCULO 5°.- Admisibilidad de las Ofertas. La admisibilidad de las ofertas resultará del cumplimiento de la totalidad de los requisitos técnicos (a modo enunciativo: potencia, rendimiento, combustibles, vinculación a la red) y formales de la CAI, explicitados en el PBC-CAI Etapa I. No se admitirán ofertas condicionadas.

El OED elevará a consideración y eventual observación por parte de esta Secretaría, la nómina de las ofertas presentadas y admitidas con el informe correspondiente. Antes del vencimiento del plazo establecido para la evaluación de admisibilidad, el OED podrá requerir y obtener de los oferentes la subsanación de defectos formales. Esta posibilidad en ningún caso podrá entenderse como un derecho de los oferentes.

ARTÍCULO 6°.- Evaluación y Ordenamiento de las Ofertas. Las ofertas admitidas en razón del cumplimiento de los requisitos técnicos y formales serán evaluadas económicamente aplicando la metodología establecida en el citado anexo, que considera en forma simplificada los beneficios que implicaría la incorporación de cada oferta al Sistema y de los Costos de esa oferta.

Con el fin de garantizar la más amplia transparencia y publicidad del procedimiento de evaluación económica y ordenamiento de ofertas, y sin perjuicio de su publicación como parte integrante de la presente medida en el Boletín Oficial, el OED pondrá a disposición de los interesados, difundirá y explicará detalladamente a los oferentes la metodología aprobada.

Finalizado el procedimiento, el OED elevará a esta Secretaría los resultados de su análisis de las ofertas admitidas, y el ordenamiento que de ellas resulte por aplicación de la metodología mencionada en el artículo 4° de la presente resolución.

ARTÍCULO 7°.- Selección y Contratación. Esta Secretaría, una vez recibida y evaluada la información recibida del OED, de no tener observaciones y considerarlo conveniente para el logro de los objetivos de ahorro y mayor eficiencia en el Sistema Eléctrico, definirá un volumen de potencia contratada y energía suministrada con las empresas oferentes mejor posicionadas según el orden aprobado de las ofertas.

Asimismo, se podrá decidir la no contratación de potencia contratada y energía suministrada bajo la CAI Etapa I, y rechazar hasta la totalidad de las ofertas si el precio ofertado resultare excesivo o irrazonable para satisfacer los referidos objetivos.

Las ofertas que resulten seleccionadas y contratables serán objeto de los CdD para cubrir los requerimientos de la demanda del MEM conforme el Modelo Base de CdD incluido en el PBC-CAI Etapa I, que se aprueba como Anexo (IF-2017-08119339-APN-SECEE#MEM) que forma parte integrante de la presente medida.

ARTÍCULO 8°.- Los CdD tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la presente medida tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.

CAMMESA emitirá la documentación comercial que resulte necesaria para la liquidación de los CdD y certificará, a los efectos del procedimiento ejecutivo de cobro, en representación del Agente Generador, Autogenerador o Cogenerador, Vendedor mediante tales contratos que así lo solicite, la parte proporcional de la deuda en mora de los Agentes Demandantes del MEM.

ARTÍCULO 9°.- Cronograma del Proceso. Apruébase el cronograma para la CAI - Etapa I contenido en el PBC-CAI Etapa I que, como Anexo (IF-2017-08119339-APN-SECEE#MEM), forma parte integrante de la presente medida, de conformidad con el siguiente detalle: a) fecha límite para la presentación de ofertas y apertura del Sobre N° 1, 19 de julio de 2017 a las 13:00 hs; b) fecha de apertura del Sobre N° 2, 9 de agosto de 2017 correspondiente a las ofertas consideradas admisibles a los efectos de su evaluación por aplicación de la metodología aprobada por el mencionado anexo y c) fecha límite para que CAMMESA eleve a esta Secretaría el resultado de la evaluación de las ofertas económicas presentadas, 30 de agosto de 2017.

ARTÍCULO 10.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Alejandro Valerio Sruoga.

NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA —www.boletinoficial.gob.ar— y también podrán ser consultados en la Sede Central de esta Dirección Nacional (Suipacha 767 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires).

e. 11/05/2017 N° 31384/17 v. 11/05/2017

Fecha de publicación 11/05/2017

Ver anexos

Anexo Anexo 1

Abastecimiento GN a Uruguay

Uruguay

El ministerio de Energía y Minería de la Nación informa que según lo previsto por el decreto Decreto 289/2017 dictado anteayer y la Resolución 109/2017 publicada hoy en el Boletín Oficial, se permite la continuidad de las exportaciones de gas natural a la REPÚBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY.

Miércoles 26 de abril de 2017

La REPÚBLICA ARGENTINA, en cumplimiento de Acuerdos Internacionales firmados con la REPÚBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY, viene abasteciendo a nuestro vecino país de gas natural en forma ininterrumpida desde el año 2002. El gas natural provisto alimenta prioritariamente a la demanda residencial de la ciudad de Montevideo, la cual depende de suministro argentino para contar con la energía necesaria para satisfacer las necesidades de su población.

Esta nueva autorización, necesaria por el vencimiento de la autorización vigente en los últimos 15 años, prevé ciertas condiciones que aseguran que no se comprometan reservas de gas natural que son necesarias para el abastecimiento del mercado interno. Por ello se ha incluido un compromiso por parte de ENARSA de importar volúmenes equivalentes a los exportados.
 
Asimismo, en cumplimiento de nuestro marco regulatorio, existen mecanismos que garantizan la protección de la demanda interna de gas natural en casos de emergencia para evitar que  se afecte el abastecimiento de la demanda prioritaria de la REPÚBLICA ARGENTINA.

Creemos que estos acuerdos de venta de gas natural demuestran la voluntad de integración regional de la REPÚBLICA ARGENTINA con sus países vecinos, y posibilitan intercambios energéticos para beneficio mutuo.

Un ejemplo de estos intercambios es la exportación de energía eléctrica desde Uruguay a Argentina para cubrir nuestras necesidades en momentos de pico de demanda eléctrica en el verano reduciendo la posibilidad de interrupciones al suministro, así como también cuando el vecino país tiene excedentes de energía eléctrica hidráulica o renovable permitiendo reducir el costo de energía de nuestro país.
 
Las exportaciones de gas natural se realizarán a través de un contrato firmado entre ENARSA y la ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE COMBUSTIBLES, ALCOHOL Y PORTLAND (ANCAP), empresa estatal de Uruguay, por un periodo de dos años. La autorización de exportación alcanza a un volumen firme de hasta TRESCIENTOS CINCUENTA MIL METROS CÚBICOS POR DIA (350.000 m3/día), y un volumen interrumpible de hasta DOSCIENTOS CINCUENTA MIL METROS CÚBICOS POR DIA (250.000 m3/día), lo que equivale a no más del 0,5% del consumo diario promedio de gas del mercado argentino.
 
Los precios previstos garantizan el recupero del costo del gas natural que debe ser importado para abastecer este contrato.  Además, dichos precios permitirán recuperar en el invierno los costos del gas oil que es necesario para las centrales eléctricas de Argentina que deben reemplazar el gas natural no disponible con este combustible líquido alternativo

martes, 2 de mayo de 2017

YPF tendrá en octubre los primeros datos sobre el potencial hidrocarburífero del mar argentino

La compañía noruega Spectrum comenzó en los últimos días el relevamiento sísmico bidimensional de 35.000 kilómetros en un área que cubre 435.000 kilómetros cuadrados de aguas profundas, en colaboración con la empresa china BGP Marine, confiaron a Télam fuentes privadas de la actividad.

El trabajo de Spectrum proporcionará una red sísmica detallada sobre la superficie abarcada y permitirá posteriores estudios a nivel de cuenca, a fin de avanzar en los estudios de prospección necesarios para las licencias que planea otorgar a futuro el Ministerio de Energía y Minería.

La cartera otorgó en febrero pasado a YPF un permiso de reconocimiento superficial, por un plazo de 24 meses, sobre un área de más de 500.000 kilómetros cuadrados en el sector norte del margen continental argentino.

El ministro Juan José Aranguren concedió en el mismo acto resolutorio un permiso similar a la proveedora noruega de servicios sísmicos Spectrum Asa en un área de 35.000 kilómetros, también frente a la costa de las provincias de Buenos Aires, Rio Negro, Chubut y norte de Santa Cruz.

Los estudios que efectuarán ambas empresas resultarán “de importancia para las futuras exploraciones en busca de hidrocarburos en las cuencas off shore de la República Argentina”, destacó el Ministerio en aquel momento.

Los permisos habilitan el registro de sísmica en dos dimensiones (2D) en una amplia superficie que abarca la zona del talud continental, comprenden estudios geológicos y geofísicos, y autorizan a emplear “otros métodos orientados a la exploración petrolera”.
Eso incluye, entre un conjunto diversificado de tareas, la confección de planos, la realización de estudios y de levantamientos topográficos y geodésicos.

Según informó Spectrum en Oslo, los datos “se están adquiriendo con un streamer de 12.000 metros con grabación continua, para permitir longitudes de registro ampliadas y datos de plegado altos”.

La firma noruega precisó que la tarea iniciada apunta a “una interpretación completa” del área relevada, tras lo cual los datos serán procesados mediante sísmicas PSTM, PSDM y productos de banda ancha, “con las primeras entregas esperadas a principios del cuarto trimestre de 2017”.

“Los nuevos datos serán utilizados para ayudar al Ministerio (de Energía y Minería) en la colocación y diseño de parcelas para las futuras licencias offshore en la Argentina”, agregó Spectrum.

Richie Miller, vicepresidente ejecutivo de Multi-Client Americas, resaltó días atrás la importancia del primer programa emprendido en el país, ya que “no ha habido exploración en aguas profundas en la Argentina, y esta encuesta permitirá a la industria ver por primera vez una zona fronteriza con datos de alta fidelidad de offset de larga data".

Spectrum es un proveedor que ofrece servicios sísmicos multicliente e imágenes de alta calidad, y cuenta con datos y reportes de algunas de las principales regiones productoras de petróleo del mundo, lo que incluye más de un millón de kilómetros de datos 2D.

En la región la compañía realizó estudios sísmicos en las cuencas brasileñas de Foz do Amazonas, Sergipe, Alagoas y Pelotas; en sociedad con el proveedor de servicios petroleros Schlumberger acordó adquirir y procesar datos sísmicos 2D en el área Campeche-Yucatán, frente a las costas de México; y en 2014-15 efectuó estudios similares sobre 3.600 kilómetros para múltiples clientes frente a las costas de Uruguay. fuente: telam