Política Energética Argentina

[Darwin]

Sigue la reactivación en Vaca Muerta que registró 943 etapas de fractura en julio

YPF lideró la actividad, seguida por Tecpetrol, Pan American Energy, Pluspetrol, Pampa Energía y TotalEnergies.

El despegue de la actividad no convencional en Vaca Muerta continúa consolidándose y así lo reflejan los números de etapas de fractura, que llegaron a 943, convirtiéndose en la tercer marca histórica en el desarrollo de Vaca Muerta.

Con estas cifras, ya se realizaron un 62% más de fracturas en lo que va del año que en todo 2020.

Según el informe mensual elaborado por Luciano Fucello, manager de NCS Multistage, en julio las etapas de fractura multiplicaron por 21 a las 44 registradas en el mismo mes del 2020. El récord se produjo en mayo último, con 1079 etapas, mientras que en junio de 2021 se registró la segunda marca más alta, con 985.

Las cifras consolidan la recuperación de Vaca Muerta y están relacionadas con tres cuestiones clave: la curva de aprendizaje de las operadoras en el desarrollo del shale, con pozos de ramas laterales cada vez más extensas y con más etapas de estimulación; la mejora del precio del barril de petróleo y la apertura de mercados de exportación; y la puesta en marcha del Plan Gas.Ar.

En cuanto a las operadoras, YPF volvió a liderar la actividad, con 675 fracturas; seguida por Tecpetrol (97), Pan American Energy (74), Pluspetrol (57), Pampa Energía (35) y TotalEnergies (5).

Desde el comienzo del año se realizaron 5.306 etapas de fractura en Vaca Muerta, un 62 por ciento más que las 3.276 que se llevaron a cabo durante todo el 2020, un año marcado por la paralización de toda la actividad de perforación y terminación de pozos durante el inicio del aislamiento social por la pandemia.

Además, el crecimiento es del 114 por ciento si se las compara con el periodo enero-julio de 2019, cuando se hicieron 2.476 etapas.

Por otra parte, julio registró un incremento en la actividad en los pozos tight, con 92 etapas de fracturas, que sumas unas 285 en lo que va del 2021 y que ya esta un 69% por encima del 2020 (vacamuertanews).

[zonca]

Vilchez: “Antes de fin de año vamos a inyectar energía eléctrica”
La central termoeléctrica de Río Turbio estaría en condiciones de aportar energía a la matriz eléctrica antes de fin de año. El gerente general de la usina habló con TSS sobre la situación de abandono que encontraron y los desafíos que enfrentan para su puesta en marcha.

Por Matías Alonso
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Agencia TSS – Tras su inauguración oficial y puesta en marcha en el año 2015, la central termoeléctrica de Río Turbio fue abandonada durante los cuatro años del gobierno de Cambiemos. Con su funcionamiento se esperaba que la central pudiera dar viabilidad económica a la mina de carbón inaugurada hace unos 80 años y que es la actividad principal de la ciudad ubicada en Santa Cruz, en la frontera con Chile, en una zona de clima subpolar.

El cierre de la central térmica –que estaba casi terminada– durante cuatro años, para dedicar la mina solo a la exportación de carbón, demostró no ser un proyecto económicamente viable para Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT). La termoeléctrica posee dos módulos de 120 megawatts (MW) que requieren 700.000 toneladas de carbón al año, lo cual supera el máximo de producción de la mina, de 570.000 toneladas en 1972. El complejo también cuenta con una usina de 21 MW que actualmente está generando unos 6 MW para el consumo interno y que en el corto plazo alimentará también a la ciudad de Río Turbio y la vecina 28 de Noviembre.

Con la llegada del nuevo Gobierno, Aníbal Fernández fue nombrado como interventor de YCRT y, en junio del año pasado, se decidió integrar a la usina como parte de la empresa. Por entonces, el ingeniero Eduardo Vilchez asumió como gerente general de la usina y gerente de Energía de YCRT. Vilchez habló con TSS sobre los pormenores de los trabajos que se están llevando a cabo para la puesta en marcha de la central.

¿Cómo están trabajando en la usina?

Hay que empezar por ubicar la usina geopolíticamente, en un lugar austral, pegado a la frontera con Chile. Armar este polo energético en este lugar es una decisión estratégico-política. Habría que pensar por qué una central termoeléctrica, con el grado de avance y el nivel tecnológico que tenía, quedó paralizada durante cuatro años. Eso fue intencional. Se cerró el portón y las cosas quedaron adonde estaban. Se habló mucho sobre lo que se deterioró y se robaron, pero en general esas cosas no ocurrieron, lo que hubo fue el deterioro que hubiera tenido un auto o una casa que queda cuatro años cerrada. Al mismo tiempo, por todos los medios, se decía que era carísimo terminarla. Obviamente, una cosa que es cara para todos lo mejor que se podía hacer era venderla barata. Esa fue la intención, eso es lo que pasó con los parques eólicos y otros lugares de generación de energía. Acá no pasó nada más que por una cuestión de resultado electoral. Si no hubiéramos ganado en las últimas elecciones esto ya estaría vendido. La empresa española que hizo la ingeniería de esta central (Isolux), ya es propiedad china y lo mismo habría pasado con esta central. Estamos apuntando a fortalecer este lugar de generación para que sea un polo importante y antes de fin de año vamos a inyectar energía eléctrica para el sistema interconectado. Hay una inversión de entre 80 y 90 millones de dólares para poner en marcha el módulo uno pero no vamos a necesitar más de 35 millones. Y lo voy a tener en marcha cerca de fin de año.

La termoeléctrica posee dos módulos de 120 megawatts (MW) que requieren 700.000 toneladas de carbón al año, lo cual supera el máximo de producción de la mina, de 570.000 toneladas en 1972.
¿Qué obras están haciendo actualmente?

Nos sirve mucho tener una temperatura más templada porque nos falta hacer algunos hormigonados, alguna soldadura en altura importante, y estamos terminando el galpón de carbón, que es todo en altura y hay mucho equipo vial trabajando. Estamos trabajando bien con varias empresas, hemos conseguido buenos precios y todo esto en el marco de una pandemia. Además, estás acá, se rompe un reductor y hay que ir a comprarlo a Buenos Aires y ver qué plazo de entrega tiene. Yo soy de San Nicolás, que es una zona industrial, y trabajé en Acindar, en Somisa, donde, cuando necesitás algo, vas a Rosario o a Buenos Aires y lo tenés enseguida. Acá necesitás un rodamiento medio raro y tenés que esperar que te lo traigan en avión o lo busque una camioneta en tres días. El clima afecta todo hasta un nivel que no se puede creer. Yo me bajo de Calafate en avión y en tres horas me trae una camioneta hasta Río Turbio, si no nevó. Si nieva cortan la ruta y hay que esperar un día en algún lado, o ir a Río Gallegos.

¿Hoy la mina está produciendo carbón suficiente como para que la central llegue al 100% de producción de electricidad?

No, no está produciendo eso. Estamos discutiendo problemas gremiales, estamos con algunas complicaciones, pero como ahora esta empresa es una sola tenemos que resolver todo juntos. Yo manejo la energía, la central. Tengo una central más chica, con tres turbinas, con la que estoy alimentando a toda la empresa y en unos días empezamos a alimentar a los dos pueblos, Río Turbio y 28 de Noviembre. La central va a arrancar con carbón. Ahora vamos a hacer un soplado, que es separar a la turbina del circuito de vapor y soplar vapor directamente fuera de línea de turbina hasta que tenga un vapor tan limpio que en una placa de impacto me deje una determinada cantidad de marquitas y quede aprobado el vapor. Cuando termina el soplado, cierro y puedo mandar vapor a la turbina para que empecemos a generar electricidad.

¿El soplado se suele hacer con gas natural?

El soplado se hace con el combustible definitivo o con uno alternativo. Yo quiero hacerlo con carbón porque en ese caso estoy probando simultáneamente todo el sistema de traslado de carbón desde la mina hasta la caldera. Estoy poniendo en marcha prácticamente todo el circuito menos la turbina y la generación eléctrica. Eso me da una prueba bastante general de la situación. Incluso, me va a a dar una factibilidad real de que la producción en mina soporta las necesidades que yo tengo. Este es el punto crítico, que la mina pueda producir la cantidad de carbón que necesito.Paralelamente, estamos trabajando para tener en la segunda caldera una condición de combustible dual, de carbón o gas natural. Pueden ser 100% de uno o el otro, o diferentes porcentajes, lo cual me daría alguna comodidad con respecto a la provisión del carbón, a los precios y otras variables. Eso lo estamos trabajando para el módulo dos. En el módulo uno no hay complicaciones mecánicas. Entre el soplado y la puesta en marcha vamos a hacer una revisión del refractario interno, pero el horno está bien, lo mismo la caldera y las tuberías, no tuvimos que hacer lavado químico y el instrumental ya está en servicio. Es una central totalmente automatizada: desde la sala de control se manejan todas las variables del combustible, de cintas de carbón, de generadores alternativos, todo.

¿Con qué inconvenientes se encontraron?

Hemos teniendo problemas en la parte informática. En estos cuatro años, los PLC (controlador lógico programable, en inglés), los sistemas electrónicos de toma de decisiones y los sensores que van a la caldera no tuvieron el mantenimiento que necesitaban. Todos los PLC están alimentados con pequeñas pilas de una determinada duración y todas se dejaron agotar, con lo cual se perdió la programación de los PLC. Además de perder la programación tengo que cargar las variables y alarmas nuevamente. Necesito establecer los parámetros y quizás haya que comprar las licencias del software nuevamente, todo eso por no tener la previsión de cambiar las pilas. Lo dejaron caer. Hay una caldera auxiliar que es importante, es grande y da un servicio de vapor a un montón de auxiliares de las calderas principales, pero llevamos casi un mes peleando con el sistema de puesta en marcha de los quemadores de esa caldera. Hace dos o tres días, finalmente, pudimos ponerla en marcha. También encontramos que se habían puenteado muchos pasos por la urgencia que había para ponerla en marcha y no se cumplieron los ciclos. La otra parte que nos genera entusiasmo en la puesta en marcha es que hasta ahora trabajaron ingleses, que son los que hacen el software de los quemadores, y españoles, que son los proveedores de la caldera. Nunca había metido un dedo personal técnico nacional. Ahora nacionalizamos todo. En cuestiones de capacidad y conocimiento no hay nada que envidiar, estamos progresando y se ha armado un equipo muy bueno. El otro problema que tengo es que esta gente muy buena, una vez que pongamos todo en marcha, se va a ir y necesitamos gente de Río Turbio capacitada que se quede a gestionar la central. Tenemos 100 técnicos capacitándose en Río Turbio, pero muy desde cero. Eso hay que armarlo y no es tan simple en estas distancias. Nadie se viene a trabajar a Río Turbio toda la vida si no tiene un aliciente económico. Si va a tener hijos necesita un lugar adonde mandarlos a estudiar. Ese es un problema que va a tener este polo industrial si no se lo jerarquíza lo suficiente y se le agrega la infraestructura y la logística que necesita para que la gente se sienta interesada por venir.

“Tengo una central más chica, con tres turbinas, con la que estoy alimentando a toda la empresa y en unos días empezamos a alimentar a los dos pueblos, Río Turbio y 28 de Noviembre”, dice Vilchez.
¿Está asegurada la provisión de cal viva que necesita la central para capturar el ácido sulfúrico y que no vaya al ambiente?

La provisión de calcita es una cuestión económica. Hay calcita por todos lados, todo depende a qué distancia la encuentres. Porque hay para hacer una cantera acá a 100 kilómetros, a 130 kilómetros, que prácticamente brota sola. Tiene un porcentaje muy bueno, y sino hay que ir a parar a canteras ya activas. La cal cuesta dos pesos, el negocio es el transporte. Ese es un costo importante porque se hace un tren de camiones y nosotros vamos a consumir dos o tres camiones por día. Es más un negocio del transportista que de producción de calcita. Estamos trabajando en eso. Tenemos un montón de frentes para resolver, el tema es resolverlo económicamente bien.

¿La usina puede dar más sustentabilidad económica a la mina?

Cuando le pedí por primera vez una oferta a los diseñadores de la caldera para hacerla funcionar a gas, el metraje cúbico de gas que me dieron me da un monto anual en dólares que, pasado a toneladas de carbón, me da un precio de la tonelada de 50 a 60 dólares, que es el precio internacional del carbón. Para lograr esos costos en esta empresa necesitaríamos sacar 1.300.000 toneladas al año, y ahí estaríamos en un precio competitivo. La usina va a consumir de entrada 700.000 toneladas, lo cual eleva el precio de la tonelada. Pero la inversión ya está hecha, sin generar ninguna tonelada los gastos de funcionamiento del lugar siguen igual y el Estado lo está soportando pero no lo puede hacer eternamente. Hay que generar energía. Ahora estamos entre 6 y 7 MW, que es poco y es lo único que estamos generando en este momento. No podemos vivir sin producir dinero acá.

https://www.unsam.edu.ar/tss/vilchez-antes-de-fin-de-ano-vamos-a-inyectar-energia-electrica/

[Darwin]

Mas que toneladas de carbón, veo toneladas de inexactitudes en la nota, por no decir de muchas omisiones y engaños. La usina nunca llego a funcionar mas que para una puesta en escena por cadena nacional y la producción de carbón nunca mejoro para lograr el volumen necesario para el funcionamiento continuo de la usina. Es otra puesta en escena carisima para todo el pais.

[Darwin]

Santa Cruz: dos semanas de huelga minera en Río Turbio

Aníbal Fernández, igual que Macri-Zeidán, ataca el convenio colectivo de los mineros.

06/08 - Sucesivos incumplimientos de la Intervención de YCRT (Yacimientos Carboníferos Río Turbio), a cargo de Aníbal Fernández, respecto al convenio colectivo, llevaron a que una asamblea en mina determinara el quite de colaboración con fichado de tarjeta, el que se viene cumpliendo desde el 23 de julio. En la práctica, el paro es total y la respuesta de la empresa fue denunciar a Ítalo Flores (delegado de mina) y a un directivo de la seccional Río Turbio de ATE por haber realizado la asamblea que dio origen al conflicto. Esto ocurrió luego de la reunión de paritarias realizada en Buenos Aires, donde se daban largas al tema de las categorizaciones y la permanencia en categoría.

El conflicto ha escalado y el repudio de ATE seccional y de otras conducciones, abiertamente kirchneristas (como la de Luz y Fuerza), contra esta persecución sindical, igualó las persecuciones actuales con las llevadas a cabo por el interventor Omar Zeidán en los cuatro años de macrismo. Días después se sumó otro comunicado del mismo tenor de ATE provincial que cuestionó a los que teledirigen la empresa desde Buenos Aires por su centralismo porteño. Aníbal, en año y medio, solo vino tres veces un par de días.

La crisis política no podría ser mayor ya que se trata de gremios hiperoficialistas, como ATE que participa con una candidata en las listas del Frente de Todos provincial de Alicia Kirchner. Hace apenas pocos meses, Olga Reinoso, referente del gremio, recorría junto a Aníbal Fernández las instalaciones de la usina 240 como parte de la comitiva oficial.

Por un momento parecía que se daría alguna marcha atrás de la empresa con la denuncia antisindical, pero lejos de eso la cuestión se agravó cuando este sábado 31, sin previo aviso, los choferes dejaron de percibir el adicional por “interior de mina”, que forma una parte sustancial de sus salarios. Hace tiempo que las distintas intervenciones amenazaban con quitar este adicional a 120 trabajadores, y ha sido Aníbal Fernández el que concretó la amenaza, generando un paro total de los colectivos que dejaron de trasladar a los mineros a la empresa desde las localidades donde viven, agudizando el paro, ahora en parte ya sin concurrencia al lugar de trabajo.

La iniciativa ha sido enteramente del cuerpo de delegados, que arrastró a la comisión directiva al primer conflicto de importancia con la gestión de los Fernández. En conferencia de prensa de la directiva y el cuerpo de delegados, se anunció una asamblea general para esta semana para decidir las medidas a seguir.

Otro aspecto de la crisis es la necesidad de inversiones en el yacimiento ya que, si bien se está aprontando la usina para ponerla a funcionar en los próximos meses, la falta de insumos y elementos de trabajo en mina pude hacer peligrar en poco tiempo el aprovisionamiento de carbón y la sustentabilidad de todo el proyecto. Los delegados han planteado también este tema como una parte decisiva de sus reclamos.

La continuidad de las políticas antiobreras, de la flexibilización laboral, los despidos, el ataque a los convenios, la persecución sindical y hasta la permanencia de buena parte del mismo personal directivo del macrismo, ha llevado a rápidas conclusiones en el activismo. Uno de los delegados entrevistado por nuestro programa radial “Patagonia Obrera” lo definió del siguiente modo: “Veníamos de un gobierno neoliberal y ahora tenemos otro gobierno neoliberal”.

https://prensaobrera.com/sindicales/santa-cruz-dos-semanas-de-huelga-minera-en-rio-turbio/

[Darwin]

"para los políticos no hay peor noticia que la realidad"

MAL CLIMA EN YCRT: ANUNCIOS DE CIERRE DE PUNTA LOYOLA Y TERCERIZACIÓN DE SERVICIOS PONEN EN ALERTA A LOS SINDICATOS QUE MANTIENEN EL YACIMIENTO PARADO

YCRT lejos de haberse reactivado como decía en las promesas de campaña el Frente para la Victoria, quien prometía una “refundación” de la empresa, ha caído a niveles de producción aún más bajo de los que tenía cuando era administrada en épocas del gobierno anterior.

Desde la propia empresa se echó a rodar la versión del cierre del puerto de Punta Loyola, unidad de embarque de carbón y esto generó una fuerte reacción del personal de YCRT que cumple tareas en esa terminal.

El punto de partida estuvo centrado en la llegada a Punta Loyola, el miércoles pasado, del Coordinador General de YCRT Lucas Gancerain, quien mantuvo reuniones con personal de ATE y La Fraternidad y de acuerdo a lo que hizo trascender uno de los asistentes, el funcionario (virtual Interventor a cargo) dijo que “Al puerto (Punta Loyola) hay que buscarle una novia”, queriendo significar un nuevo inversor para el puerto lo cual es una virtual privatización de la terminal portuaria.

De acuerdo a las palabras de Ganceirain, se trataría de un convenio con la empresa CGC, para el uso de la terminal de carbón como terminal petrolera y el dirigente de ATE Luis González ha denunciado, tras lo dicho por el funcionario, que en el año 2017 Omar Zeidán, por entonces Interventor de YCRT y Eurnekián pactaron una inversión de 2.5 millones de dólares en Punta Loyola, lo cual sería amortizado por la petrolera con el uso del puerto para la salida del crudo.

Todo parado en YCRT

Contrariamente a todo lo que dijo Aníbal Fernández en las pocas y contadas veces que pisó Río Turbio, YCRT ha iniciado un proceso exactamente al revés de lo anunciado, tanto en campaña como en el ejercicio de la actual Intervención.

YCRT hace dos años que no produce carbón. Actualmente, todas las inversiones de la intervención están puestas en la puesta en marcha de la Usina de 240Mw, en cambio no se generan las mismas inversiones en le yacimiento, el cual está sin producir carbón, al punto que no puede (ni siquiera) abastecer a la usina de 21 Mw la cual debió “apagarse” por falta de insumos para su funcionamiento. Además, unas 70 mil toneladas de carbón se consumieron en la playa de YCRT, aparentemente por autocombustión.

Tercerización en curso, ¿Privatización posible?

De acuerdo a las averiguaciones practicadas por OPI dentro de YCRT y los documentos a los que accedimos, tanto de la empresa como de ATE, la Intervención tiene el propósito de tercerizar una serie de sectores, entendiendo que de esa manera hace más eficiente el desarrollo de la producción y puesta en marcha del yacimiento. Sin embargo, los trabajadores no piensan lo mismo.

Actualmente YCRT contrató a la empresa KRK Latinoamericana SA, dedicada al transporte de materiales a granel, para que se haga cargo de la cinta transportadora que lleva carbón desde boca de mina a las instalaciones de acopio de carbón, cinta que antes del 2015 fue montada por ellos mismos.

Respecto de la tercerización de servicios y la posible privatización de YCRT, como alguna vez OPI adelantó en sus informes sobre el tema, dijo “Las tercerizaciones es dinero constante y bien disimulado, la privatización ya es otra cosa. Ahí colisionaría la propia política, aunque a juzgar por cómo maneja el kirchnerismo las cosas , llegado el caso va a presentar un plan de privatización, como una “revolución ideológica”, el problema es que se va a ganar un gran lío interno, como el que ya comenzó a sentir con los sindicatos que en el 2019 le dieron su respaldo” pero hizo una aclaración a tener en cuenta “Aníbal Fernández no existe, solo pone la cara y el pecho porque es un tipo imbatible al que no le entran balas, no toma ninguna decisión, las decisiones vienen de la mesa de Alberto y Cristina, ahora bien, fíjense quién es el que permanece en la empresa, el que enfrenta todo y da batalla a los sindicatos: Lucas Gaincerain y qué es Gaincerain?: Contador Público Nacional, con lo cual está claro el destino de YCRT bajo la visión de un técnico contable, una empresa que se va a “achicar” operativamente pero que no va a bajar los gastos, aunque la justificación para tercerizar sea ese, porque lo contratos de las tercerizaciones son millonarios pero les permite al gobierno sacar fondos mucho más líquidos y fáciles que metiéndose en la rosca de lo sobreprecios, que seguirán existiendo, pero en menor medida y en cosas menores, porque en esa mecánica tiene que darle participación a mucha gente, entre ellos a los sindicatos que no quieren quedar afuera y con el tiempo terminan transformándose en un núcleo de presión, porque luego extorsionan con ventilar los negociados, como pasó con las intervenciones anteriores. En cambio los contratos de tercerización ya vienen digitados, firmados y decididos desde Buenos Aires”, concluyó nuestra calificada fuente dentro de YCRT.

Nota completa
https://opisantacruz.com.ar/2021/08/24/mal-clima-en-ycrt-anuncios-de-cierre-de-punta-loyola-y-tercerizacion-de-servicios-ponen-en-alerta-a-los-sindicatos-que-mantienen-el-yacimiento-parado/

[A Former User]

Comentario venenoso: No se porqué pero no veo a ninguna feminista ni trans pidiendo "cupo obligatorio de género" en YCRT. Ojo esto no tiene nada que ver con algunas compañeras que me consta que laburan y se la bancan en YCRT, se entiende no?

[vascopampa]

O sea que todas las afirmaciones del Ing. Vilches son un globo que ya se pinchó...No se puede creer tanta mentira y de patas tan cortas, si no extraen carbón desde hace tanto tiempo, no quiero ni pensar el estado en el que estarán las galerias, maquinarias, herramientas etc etc. Que dificil es lograr información fehaciente

[Darwin]

Gracias a las energías eólica y solar hoy la Argentina no sufre cortes de energía a diario

Energía eólica: estiman que genera ahorro de u$s800 millones al año en divisas

Destacaron que su producción fue clave para sustituir exportaciones y desarrollar capacidades productivas. "Permitió garantizar seguridad energética incluso durante una fuerte sequía", destacaron.

El domingo 22 de agosto, la generación eléctrica a partir de energías renovables alcanzó un nuevo récord, al cubrir el 24,7% de la demanda total en el país. El 71,4% fue aportado por la tecnología eólica. No fue un episodio aislado: de hecho, ese día se superó la marca del 10 de julio, cuando se alcanzó el 24,1%. En ese escenario, desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) destacaron el rol del sector para “contribuir a la agenda del cambio climático” impulsada por el Gobierno y que, además, “genera un ahorro de u$s800 millones anuales en divisas”.

“El sector eólico fue clave para sustituir importaciones, permitir el ahorro de divisas y desarrollar capacidades productivas. La Ley 27.191 (Ley de Energías Renovables) posibilitó cambios en el sector eléctrico que van más allá de reducir la dependencia fósil en la matriz de generación. Aumentar la oferta eléctrica ha permitido también garantizar la seguridad energética inclusive durante la peor sequía que se tenga memoria y la sustitución de 8,8 Mm3/d (millones de metros cúbicos diarios), que se traduce en un ahorro de u$s800 millones en 2021 al sustituir gas importado”, señaló el informe de la CEA.

Al analizar el dato sobre el ahorro de anual de divisas, Gustavo Castagnino, vicepresidente de la Cámara, señaló a Ámbito: “Se calculó cuánta energía eólica se genera, en este caso para 2021, y básicamente eso es equivalente a u$s800 millones de importación de combustibles y/o el equivalente a ese monto que la Argentina podría exportar de combustibles. El concepto es: cuanta más energía renovable tengas en el país, vas a tener menos necesidad de importar o más posibilidad de exportar. Si producís más gas, más combustible, y tenés una participación creciente de las energías renovables, en este caso estamos hablando de la eólica, tenés más posibilidad de exportar esos combustibles porque vas a tener cubierta parte de la demanda”.

“Se nota mucho este año, con la sequía que genera una situación muy compleja, hubo cada vez más seguido récords de participación de energías renovables en la matriz energética. Antes, esto se daba una vez por año, y ahora se está dando cada vez más seguido”, sostuvo Castagnino, quien agregó: “Eso tiene que ver con que hay menos generación de energía con las hidroeléctricas, porque no hay agua, entonces ante la menor participación de esta matriz, crece el porcentaje de contribución de las renovables. Y cuanta más capacidad instalada hay, más participación vamos a tener en la matriz. El objetivo que tenemos es llegar al 2025 con el 20% de participación”.

Según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (Cammesa), en julio el abastecimiento promedio de la demanda total por fuentes renovables fue del 12,9%, lo que significó un aumento considerable respecto al 11,5% de junio.

Según destacó el estudio realizado por la CEA, la denominada Ley de Energías Renovables llevó al sector eólico a invertir u$s 3.500 millones e incorporar a la red 2.981 MW a junio de 2021, “cuando todavía existe un inventario de proyectos de al menos otros 2.000 MW que requerirán financiamiento por u$s2.400 millones adicionales”.

“Hay algo importante que tiene que ver con que estamos trabajando muy coordinadamente con el Gobierno. Ya salió una resolución para dar de baja proyectos MATER (Mercado a Término de Energía Renovables) y estamos esperando una resolución para dar de baja proyectos Renovar, con el objetivo de que se libere capacidad de transporte. El gran cuello de botella es ese. El financiamiento es un tema, pero hay alternativas: por ejemplo, los bancos de desarrollo y los fondos multilaterales, siguen con mucho interés la posibilidad de invertir en nuevos parques. Pero el gran cuello de botella tiene que ver con la capacidad de transporte y lo que está esperando el sector es que se libere para poder seguir creciendo”, agregó Castagnino.

Cambio climático

Desde la Cámara Eólica Argentina también hicieron mención a la agenda del Cambio Climático Global y la meta de emisiones neutras de cara al 2050. “Argentina se comprometió a mantener constantes sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta el 2030. Esto implica una mejora de la contribución nacional del 26% con relación a la anterior y presupone que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones. El sector eléctrico está llamado a tener un rol fundamental en la transición, liderado por las energías renovables”, remarcó el informe, que detalló: “En primer lugar, porque la generación renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que se redujeron un 18% por GWh generado. El aumento de la participación renovable desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, del cual la energía eólica explica el 75%, cambió todas las variables relevantes de forma positiva” (Ambito.com).

[zonca]

@darwin mira el análisis de Daniel Arias desmitificando un poco los números del informe de la Cámara Eólica Argentina...

https://agendarweb.com.ar/2021/09/10/el-aporte-del-sector-eolico-permitira-un-ahorro-de-us-800-millones-al-pais-durante-el-2021/

Evaluando beneficios y costos de la energía eólica en Argentina
10 septiembre 2021, 05:48

Uno de los lemas de AgendAR es «Publicamos todas las campanas. Pero tratamos que se distinga bien el sonido». Aquí acercamos el informe de la Cámara Eólica Argentina (CEA) en el que afirma «el aporte del sector eólico permitirá un ahorro de US$ 800 millones al país durante el 2021.
Y agregamos un análisis de Daniel Arias que pone esos números en contexto, y propone caminos para que el beneficio llegue al conjunto de las actividades productivas en nuestro país
El desarrollo de las energías renovables, y en particular la tecnología eólica, en Argentina permitirá este año un ahorro de divisas de US$ 800 millones, estimado por empresarios del sector, ante la menor necesidad de importación que significó el aporte de electricidad generada y la liberación de capacidad de exportación.

Así se desprende de un documento elaborado por la Cámara Eólica Argentina (CEA) que será presentado públicamente en dos semanas, en el que se analiza el avance del sector en la Argentina y sus posibilidades en materia de inversiones, producción local, empleo, sustitución de importaciones y fuentes viables de financiamiento.

El vicepresidente de la CEA, Gustavo Castagnino, explicó que «cuanto más energía renovable y eólica haya en la Argentina, menor necesidad de importación de combustibles gaseosos o líquidos va a tener el país para la generación eléctrica, y esa menor necesidad de compras externas libera capacidad de exportación de combustibles».

«Tan sólo para 2021 estamos hablando de un ahorro de US$ 800 millones«, precisó el directivo al referirse al documento, en el que se valora el rol de las renovables, que este año alcanzó picos de generación del 24% del total nacional, en un contexto de sequía que comprometió el aporte de la energía hidroeléctrica.

El desarrollo de la industria eléctrica renovable también posibilitó reducir el costo medio de generación en un 16%, comparado con el promedio histórico, y el costo marginal operado se redujo a un tercio del valor de hace unos años, al pasar de más de 180 US$/Mwh a menos de 60 US$/Mwh en promedio.

La CEA resaltó asimismo el aporte al empleo de la construcción de los parques eólicos y de la fabricación local de piezas, partes y componentes de los aerogeneradores.

Considerando sólo la fabricación local de las torres y el ensamble, más componentes eléctricos suplementarios, se estiman alrededor 2.300 empleos verdes cada 1.000 megawatts/hora adicionales de potencia.

«Todas estas cifras tienen posibilidades de ser incrementados en la medida que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes y podrían ampliarse en escala contemplando la exportación de componentes a países de la región», aseguró Castagnino, también director de Asuntos Corporativos de Genneia.

En ese mismo sentido agregó que «los últimos 5 años se generó alrededor de la industria eólica una cadena de valor muy interesante, con lo cual hay una potencialidad de creación de empleo local para abastecer no sólo al mercado local, sino la exportación de productos y servicios».

«En la Argentina –subrayó el empresario- se logró la formación de técnicos especializados y la conformación de Pymes que sustituyen los servicios de mantenimiento y reparación, que evitan la contratación de técnicos extranjeros y empiezan a dar servicios a parques eólicos en la región».

De la misma manera, muchas empresas del sector que prestaban servicios y generaban productos al sector petrolero están abriendo unidades de negocios dedicadas al sector eólico y renovable en general.

El paper de CEA destaca que «la agenda del Cambio Climático Global y la meta de emisiones neutras de gases de efecto invernadero (GEI) a 2050 es real y posible» y la Argentina se comprometió a mantenerlas constantes hasta 2030.

Esto implica que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones, con un rol central de las renovables en esa transición.

Castagnino detalló que «la generación renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que disminuyeron un 18% por GWh generado», mientras la participación renovable pasó «desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, de la cual la energía eólica explica el 75%».

«El compromiso de la Argentina con el Acuerdo de París requiere introducir al menos entre 750 y 1.500 Mw anuales para cumplir la NDC (sigla en inglés de Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional) en el primer caso y alinearse a una trayectoria de emisiones neutras a 2050 en el segundo», resaltó.

El documento empresario estima que la inversión para cumplir con los compromisos del Acuerdo de Paris oscila entre US$ 9.500 millones y US$ 19.000 millones, lo que permitirá sustituir importaciones de gas por entre US$ 11.100 y US$ 22.300 millones, o liberar el fluido producido localmente para su exportación.

Además, generaría un complejo industrial permanente con potencial exportador, con un piso de más de 3.000 empleos sostenidos anualmente y un impacto en la actividad local de entre US$ 6.000 y US$ 12.000 millones, lo cual demuestra que «el aporte de las renovables, y en especial de fuente eólica, no se limita a cumplir con los compromisos ambientales de la Argentina», concluyó Castagnino.

Observaciones de Daniel E. Arias:

Creemos que las cuentas de la Cámara Eólica Argentina deberían incluir más datos, y más variados, porque el panorama resultante cambia bastante.

La mayor parte de la capacidad eólica instalada actual en Argentina fue el resultado de la promoción subsidiada entre 2016 y 2018, lograda en base a importación desgravada de equipos completos. El aluvión de turbinas importadas sin derechos de aduana hizo que algunas empresas eólicas argentinas (entre ellas algunas considerables, como IMPSA, NRG e INVAP) abandonaran sus propios planes de desarrollo y despliegue de equipos de potencia industrial que venían creciendo lentamente al calor de la legislación anterior.

En Brasil, la danesa Vestas tuvo que instalar una fábrica gigante en Ceará, un estado nordestino más bien pobre, para poder vender sus turbinas en el mercado local. Son el mayor proveedor de los parques eólicos brasileños. Las turbinas IVS 4500 se fabrican de modo básicamente local, y estamos hablando de miles de componentes. De modo que los puestos de trabajo directos e indirectos generados en Brasil también son miles. Lo mismo vale para todos los grandes fabricantes eólicos mundiales instalados en Brasil.

¿Y aquí? Creemos que la pérdida de puestos de trabajo registrado existentes y proyectados en la industria eólica argentina a fines de 2015 debería deducirse de los creados por los planes RenovAR I, II y III. Que sin duda crearon un poco de trabajo en servicios locales de respaldo y mantenimiento, pero muchísimo trabajo más estable y mejor pago en Alemania, Dinamarca, España y Estados Unidos. China se viene anotando.

Ni en cantidad ni en calidad se puede comparar el trabajo generado por empresas argentinas que arman equipos completos con el de las que explotan equipos completamente importados. De que al promediar la ola importadora 2015-2018 se empezaran a fabricar torres en empresas metalúrgicas locales debemos dar gracias al gigantismo de los aerogeneradores actuales y al alto costo de los fletes marítimos y terrestres.

La eólica es una industria que queremos tener sí o sí: hace cosas descomunales, pero de modo artesanal, de modo que crea mucho trabajo calificado. Y queremos creación de trabajo, no goteo. Y calificado, subrayamos.

Las torres constituyen normalmente menos del 20% del valor de una turbina completa. Luego algunas (no todas) de las empresas fueron añadiendo la integración parcial de los miles de componentes que suele haber dentro de una góndola, pero de planes de sustitución por partes de fabricación local, ni hablar.

Esto desalienta mucho a esos grandes fabricantes locales de electricidad del interior, las cooperativas. Era una gloria ver los molinos daneses en Comodoro Rivadavia, fruto optimista de la importación libre con el peso equivalente a un dólar de Cavallo. Daba escalofríos verlos 10 años después, con el dólar disparado, detenidos y deteriorándose por falta de repuestos. El viento terminó derrumbando alguno.

La falta de valor agregado local crea un escenario problemático incluso a las grandes empresas de electricidad. La rápida devaluación del peso, un dato de toda la vida para cualquier argentino menor de 80 años, hace que los parques eólicos consuman repuestos en dólares para venderle electricidad a argentinos que no cobran en dólares sino en pesos. Cuando la factura de luz les resulte impagable a los consumidores, el estado teminará subsidiando a los productores. Que en contrapartida, como meros operadores, habrán generado muy poco empleo.

En todo este despliegue hubo un empobrecimiento del estado: no cobraba tasas aduaneras, pero además se comprometió a garantizar precios sostenidos en dólares, y con escalas de incremento, durante la duración de los equipos hasta su término. Los contratos garantizan que el estado sea pagador garante de la electricidad comprada por CAMMESA, y todo diferendo por atrasos se dirime en tribunales internacionales. Para evitar esos tribunales sesgados, Sebastián Kind, el previsor hombre de Macri para el sector renovable creó un fondo financiado por el país, llamado adecuadamente FODER.

Hasta ahí, los parecidos con el endeudamiento externo argentino en el mismo período: no generó trabajo, pero aseguró deudas impagables con el exterior. Por supuesto, la diferencia concreta son los parques eólicos: existen, se los puede ver y tocar, generan electricidad.

El problema es que con demasiadas garantías, que nuevamente, pagan el estado y los consumidores. Los parques tienen «feed-in tariffs», derecho preferencial de despacho. Si hay viento, CAMMESA les debe comprar electricidad aunque en la oferta spot o instantánea de ese momento haya proveedores más baratos.

Como industrialistas-ecologistas que somos, esto no nos molesta en absoluto si el proveedor al que deja de comprarse produce electricidad térmica, ya sea quemando combustibles líquidos o gas natural.

Pero cuando la diferencia de precios se vuelve enorme, ésta se dirime de dos modos: a tarifazo limpio, si gobierna un partido «business friendly», y entonces los hogares, los clubes de barrio, hospitales y las fábricas, sobre todo las fábricas, ya no pueden pagar la luz.

O cuando reina un gobierno más a favor de la conciliación social, el que se joroba es Papá Estado, con lo cual el consumidor termina pagando la diferencia pero de modos más sutiles, múltiples y capilares, ligados a la devaluación y al costo de vida. Generalmente, el gobierno autoriza aumentos en los combustibles líquidos, y todo el resto de la economía sube automáticamente sus precios. Si hay algo que sabe hacer un productor argentino capaz de poner precios es aumentarlos en base al dólar o al litro de nafta. Lo hace desde 1975, y a esta altura sabe remarcar hasta durmiendo.

En el ahorro de combustibles fósiles que anuncia el título triunfal del informe de CEA, ¿cómo se computan el gas y los hidrocarburos líquidos que se queman por «respaldo caliente»?. En la Cámara Eólica Argentina entienden perfectamente la pregunta (que reconozco malvada), pero la explico para nuestros lectores no ligados al mundo energético.

Con la excepción de la hidroelectricidad, que estos últimos dos años viene tecleando por la sequía, las grandes fuentes renovables (el sol y el viento) son intermitentes. El sol, explotado normalmente en desiertos de alta heliofanía (pocas nubes), rinde una curva de potencia parecida a una campana: poca en los crepúsculos y máxima al mediodía. El resultado es energía fluctuante pero, dentro de todo, predecible.

El viento, en cambio, es fluctuante e impredecible, por lo menos en lo instantáneo. Uno puede saber, mirando las estadísticas, que Diciembre, en la Meseta Central Santacruceña, será más ventoso que otros meses. Lo que nunca puede saber es si el viento que hace andar los molinos hoy a las 10:30 de la mañana estará disponible a las 11:00, cuando sobrevenga una súbita calma chicha. O si por el contrario el viento se pondrá tan rápido y brutal que habrá que enclavar los molinos y poner las aspas en bandera, para que no rompa las máquinas.

Esto hace que el factor de penetración eólico dentro de una red eléctrica deba tener topes, que siguen en discusión desde hace 50 años. Los cautelosos recomiendan a lo sumo un 10 o 15% en capacidad instalada, los optimistas elogian a los uruguayos, que tienen insumida en aerogeneradores más de la mitad de la potencia instalada de su país.

Los primos uruguayos no hacen esto por ecologistas y ni siquiera por optimistas, sino porque no tienen un metro cúbico de gas o un barril de petróleo en todo su territorio. Dependen de Salto Grande y algunos otros enclaves hidroeléctricos menores para su electricidad de base, y del viento para los picos de demanda. Como país con poca industria, poca población, poca superficie, mucho litoral en proporción a la superficie y por ello bastante viento, zafan.

Pero en Uruguay pagan unas tarifas eléctricas domiciliarias monstruosas, en parte porque tienen que echar mano a sus centrales térmicas a cada rato. ¿Y por qué, si todo el país es aparentemente renovable, todo hidro y todo eólico?

En los últimos dos años el río Uruguay, que sabe llevar un caudal de 4000m3/segundo, se ha puesto casi caminable de puro seco. Salto Grande está a un tercio de su producción eléctrica habitual y por ende los primos están más colgados del viento de lo que quisieran. Esto implica oscilaciones de frecuencia en la red que queman heladeras y equipos de refrigeración. En los años más húmedos, Salto Grande las elimina.

Pero este esquema aparentemente binario tiene un costo en combustibles fósiles. Como el viento es impredecible, 100 megavatios instalados eólicos necesitan del respaldo de algunos megavatios térmicos, cantidad, también a discutir. Y como el viento, cuando falla, lo suele hacer de golpe, la central de gas de ciclos combinados, o el turbogrupo diésel «de respaldo» debe permanecer caliente, funcionando al mínimo, mientras Eolo le cumpla a los orientales.

Pero cuando Eolo se pone a dormir, esa central de gas o diésel debe responder en forma instantánea, porque de otro modo, es apagón. Y como los apagones son horriblemente piantavotos, las centrales de respaldo caliente deben quemar combustible todo el tiempo, para permanecer, como lo indica su nombre, calientes, para una respuesta rápida.

No sólo es la amortización rápida de las turbinas eólicas (en 20 años hay que tirarlas) lo que hace tan cara la matriz eléctrica uruguaya, sino la importación constante de gas y de fueloil «por si el viento se cae». Y se cae seguido: los factores de disponibilidad de los parques eólicos yoruguas andan entre el 30 y el 40% del tiempo anual, como en casi todos los enclaves continentales (la Patagonia es una excepción). Es decir que entre el 70 y el 60% del año, los molinos están parados. Pero de modo impredecible.

Por ahora, y a espera de un «game changer» tecnológico, el único modo de eliminar el respaldo caliente, al menos en parte, es acumular los excedentes que se generen de electricidad eólica en enormes baterías de litio a pie de torre (carísimo), o en sistemas mecánicos como las ruedas de inercia (carísimas), o en centrales hidroeléctricas «de bombeo» como la de Río Grande, en Córdoba, llamada Cerro Pelado.

Esa central se construyó en una caverna gigantesca y artificial que conecta dos lagos igualmente artificiales de distinta altura. Costó un Perú, pero en 1973 todavía éramos bastante ricos. Cuando en Córdoba sobra electricidad «porque el músculo duereme y la ambición descansa», las turbinas de flujo reversible tipo Francis actúan como bombas, y sustraen agua del embalse inferior para acumularla, 185 metros más arriba, en el superior. Cuando Córdoba se despierta y pide más potencia, la disponibilidad es inmediata: se larga el agua en caída por los túneles, y en 3 minutos Cerro Pelado está rindiendo su producción pico de 750 MW/h- En años húmedos puede sostenerse así muchas horas por día.

Éste es un método fantástico de acumular excedentes de energía eólica sin «respaldo caliente» termico. No se lo ha podido repetir en el resto del país porque no sobran los enclaves geográficos donde se pueden generar dos lagos artificiales en gran desnivel, y además confiar en que sus arroyos naturales los tengan razonablemente llenos. Las lluvias en Cerro Pelado andan entre los 600 y los 1000 mm. anuales… en años normales, que cada vez son menos.

No es imposible, estimados eólicos, repetir e incluso ampliar el modelo de Cerro Pelado en las centrales hidroeléctricas del Comahue: Planicia Banderita, El Chocón y Arroyito (administrada por la italiana Enel); las presas Portezuelo Grande, Loma de la Lata y El Chañar (Orazul Energy), la planta hidroeléctrica Alicurá (AES) y el complejo hidroeléctrico Piedra del Águila (Sociedad Energía Sadesa Central Puerto) y Pichi Picún Leufú (Pampa Energía).Todas fueron otorgadas en concesión por el gobierno de Carlos Menem en 1993 y vencen en 2023, salvo la presa de Pichi Picún Leufú, cuya concesión se termina en 2029

Ahora que hay bastantes parques eólicos en la región, en lugar de que el estado les compre los excedentes y para ello mande a parar centrales térmicas de producción más barata, lo que se puede hacer es AHORRAR agua.

Esas centrales hidro o son de bombeo, pero fueron construidas entre los ’60 y los ’90 por el estado, suman 4500 MW instalados, y a partir de los ’80 empezaron a sufrir el impacto del recalentamiento global en los Andes Patagónicos. Hay menos nieve, menos lluvia y por ende menos agua, y los lagos hidroeléctricos se vacían rapidísimo cuando el resto del país pide mucha potencia eléctrica, especialmente en verano. Y si el verano es muy caliente y seco, la evaporación contribuye a disminuir el stock de agua. Nada eso era imaginable cuando el sistema empezó a construirse.

Lo cierto es que los vientos en el Comahue garantizan factores de carga del 35 y el 40%, y en algunos lugares, un poco más. Nada impide usar esa electricidad eólica, en general disponible todo el año, para ahorrar agua en los embalses. Para eso, no hay que bombearla a ningún lado, y además no se puede: las turbinas de esas centrales no son Francis reversibles. Basta sencillamente con «encanutar» el agua cuando hay viento. No turbinarla, en suma, en forma proporcional al producto eléctrico eólico instantáneo. Nada que CAMMESA, que compra y despacha como operador «spot», no sepa hacer.

Por supuesto, si los operadores (mayormente extranjeros) de las centrales del Limay leen esto se enojarán muchísimo. Su negocio es vender electricidad, no acumular agua. Que falte electricidad en el país les conviene, porque sube de precio: nada mejor que un verano de alta demanda y poca agua. Porque aunque Ud. no lo crea, los concesionarios no pagan por la lluvia o la nieve. Pero se les vence la concesión en 2023.

Pelearán como tigres por renovarla, y nosotros porque esos activos vuelvan a manos del estado, que no sólo los construyó sino que los manejaba impecablemente: Hidronor y Agua y Energía manejaban 4500 MW con apenas 1600 empleados, casi todos técnicos e ingenieros. A Uds. les conviene que el estado vuelva a campear en zona y les compre energía excedente: es como comprar agua. Se vienen tiempos interesantes y habrá conflicto de intereses. ¿De qué lado jugarán Uds?

La cantidad de «respaldo caliente» que se da a los productores eólicos de cada país es una decisión no sólo económica y política, sino técnica. Algunos países que fabrican y exportan equipos eólicos pagan una barbaridad de respaldo caliente, porque les conviene que su país sea un «showroom» de ventas: casos claros, Alemania y España.

Cuanto más eólica se vuelve Alemania, mayor es su huella de carbono, ya que los nibelungos han cerrado casi todo su parque nuclear. Caso distinto del de Suecia, porque allí la potencia de respaldo las dan las viejas y confiables centrales hidro y las nucleares: suman el 80% de la energía producida.

Por si no quedó claro, estimados, estamos A FAVOR de la energía eólica. Pero lo que queremos es:

1. Fabricación nacional íntegra, a lo brasileño, incluyendo no sólo pedestal y góndola, sino componentes electromecánicos y las palas (esto depende de Uds).

2. Potencia de respaldo hidro y nuclear (esto depende del estado, pero Uds. juegan en la cinchada).

3. Respaldo crediticio estatal a las marcas nacionales, con sede y fábrica y capitales en Argentina.

Si IMPSA e INVAP vuelven al ruedo eólico, sabemos que terminarán exportando. ¿Por qué? Porque se la han pasado exportando cosas extraordinarias en los últimos 40 años. Y a la hora de armar sus cadenas de proveedores, aquí todavía tienen una industria metalúrgica, electromecánica y naval. Esta última hace cascos de plásticos reforzados, y puede lidiar con las palas.

Lo único que nos falta desde que Martínez de Hoz la hizo capotar es la industria electrónica. Pero no aspiramos a turbinas 100% nacionales. Aunque nos parece inadmisible que se las considere argentinas con un 20% de valor local.

A la luz de lo cual, estimados, lo que les preguntamos si el título espectacular de su informe (ahorraremos U$ 800 millones de dólares gracias al viento) es cierto. O si se olvidaron de restar el respaldo caliente.

Y les recordamos que en 2024 el estado puede resucitar Hidronor y Agua y Energía. Y en ese caso, muchos integrantes de CEA, especialmente en el Comahue, podrán cambiar respaldo caliente por respaldo, en fin, acuoso y mas bien frío.

Puede ser bueno para todo el mundo.

[Darwin]

@zonca
Lei detalladamente el análisis de Arias y tengo mi contrapunto de lo que dice.

Arias:
La mayor parte de la capacidad eólica instalada actual en Argentina fue el resultado de la promoción subsidiada entre 2016 y 2018, lograda en base a importación desgravada de equipos completos. El aluvión de turbinas importadas sin derechos de aduana hizo que algunas empresas eólicas argentinas (entre ellas algunas considerables, como IMPSA, NRG e INVAP) abandonaran sus propios planes de desarrollo y despliegue de equipos de potencia industrial que venían creciendo lentamente al calor de la legislación anterior.

Reconoce que la mayor parte de la capacidad eólica instalada se genero gracias a las promociones de los años anteriores, lo cual indicaría un camino a seguir, mas que a condenar. Esto lo contrapone a planes de desarrollo frustrados de IMPSA, NRG e INVAP. En principio los programas RenovAR eran abiertos y participaba toda empresa que quisiera y pudiera para ofertar energia renovable. En el caso de INVAP hace una afirmación errónea, por falta de conocimiento tal vez. INVAP ha incursionado en turbinas eólicas desarrolla prototipos y tecnologias y lo ha seguido haciendo. Pero no tiene la estructura para fabricación masiva ni es a lo que apunta. Por el lado de IMPSA, la empresa estuvo con serios problemas financieros propios de su gestion, tanto que termino absorvida por el Estado (aun asi participo en grandes obras como las nuevas turbinas de Yacyreta). La empresa NRG que nombra consiguio un contrato en 2018 por un aerogenerador de 1500 kW para el parque Eolico Cerro de la Gloria gracias a un programa de incentivos de la Pcia de Bs As (Proinged) y hoy día se mantiene en el mercado.

Arias:
¿Y aquí? Creemos que la pérdida de puestos de trabajo registrado existentes y proyectados en la industria eólica argentina a fines de 2015 debería deducirse de los creados por los planes RenovAR I, II y III. Que sin duda crearon un poco de trabajo en servicios locales de respaldo y mantenimiento, pero muchísimo trabajo más estable y mejor pago en Alemania, Dinamarca, España y Estados Unidos. China se viene anotando.

La eólica es una industria que queremos tener sí o sí: hace cosas descomunales, pero de modo artesanal, de modo que crea mucho trabajo calificado. Y queremos creación de trabajo, no goteo. Y calificado, subrayamos.

Las torres constituyen normalmente menos del 20% del valor de una turbina completa. Luego algunas (no todas) de las empresas fueron añadiendo la integración parcial de los miles de componentes que suele haber dentro de una góndola, pero de planes de sustitución por partes de fabricación local, ni hablar.

Es bueno que se quiera una integración al 100% de industria argentina, para generar mas puestos de trabajo. El punto es si es posible lograrlo y en solo 4 años. Habla de crear "trabajo artesanal" en este punto no entiendo que quiere decir, fabricar aerogeneradores no tiene Nada de artesanal. Como toda maquina eléctrica debe cumplir estandares y normas internacionales muy rigurosas (soy del rubro y lo tengo claro). Si tenemos en cuenta que la industria automotrz con décadas de desarrollo apenas logro integrar un 25 a 30% de componentes nacionales, reclamar a una nueva industria que en poco tiempo integre el 100% es malicioso Lo cierto es que se generaron nuevas ramas industriales y puestos de trabajo directo de fabricación (en especial torres), ademas del mantenimiento y servicio (que reconoce).
Pero a esta suma de valor se le escapa algo muy importante, el aerogenerador es solo una parte de un proyecto de generacion de energia. Lo grafico para que se entienda:

Los aerogeneradores son una parte de todo el sistema de generacion/distribucion. La energia eolica en general tiene la particularidad que tiene sus puntos de generación en lugares distantes del consumo. Esto quiere decir que es necesario tener subestaciones que eleven la tensión (a pie de los generadores) para posteriormente inyectarla por medio de lineas de red de alta tensión, trasladarla cientos o miles de kilometros y luego en la otra punta tener subestaciones que bajen la tensión para su posterior distribución domiciliaria/ industrial para consumo. El valor agregado y mano de obra local en todo proyecto eolico entonces se multiplica varias veces. Y lo digo con conocimiento de causa ya que mi empresa provee equipos electricos e incluso subestaciones completas en donde se integran gran cantidad de componentes locales y alto grado de mano de obra. Entonces ya no es solo el 20% correspondiente a la torre del aerogenerador, es mucho mas.

Arias:
Los parques tienen «feed-in tariffs», derecho preferencial de despacho. Si hay viento, CAMMESA les debe comprar electricidad aunque en la oferta spot o instantánea de ese momento haya proveedores más baratos.

Actualmente la mayor parte del consumo se aporta con centrales termicas, si estas no funcionan cae la oferta. O sea que si cae la demanda es logico que se apague una central termica y se utilice energia renovable para reemplazarla, una por economia y otra por ecologia. En ambos casos es ganancia.

Arias:
En el ahorro de combustibles fósiles que anuncia el título triunfal del informe de CEA, ¿cómo se computan el gas y los hidrocarburos líquidos que se queman por «respaldo caliente»?

Con la excepción de la hidroelectricidad, que estos últimos dos años viene tecleando por la sequía, las grandes fuentes renovables (el sol y el viento) son intermitentes. El sol, explotado normalmente en desiertos de alta heliofanía (pocas nubes), rinde una curva de potencia parecida a una campana: poca en los crepúsculos y máxima al mediodía. El resultado es energía fluctuante pero, dentro de todo, predecible.

El viento, en cambio, es fluctuante e impredecible, por lo menos en lo instantáneo.

Todas las energías renovables fluctuan, unas de forma mas rápida que otras. La energía hidraulica, mas alla de sequias ocacionales que provocan serios inconvenientes, de por si varia con las estaciones del año, ya que hay estaciones húmedas y secas que hacen variar el nivel de los rios y su produccion.
La energia eolica aunque fluctua mucho mas en forma instantanea, a lo largo del año es mas pareja ya que no hay semana o mes en el año que los vientos no soplen.
Cada GW generado por energia eolica u otra renovable significa menos gasoli o gas que se quema en una central termica y menos divisas que pierde el pais. Arias se pregunto la procedencia de las turbinas de las centrales termicas? Que porcentaje nacional tienen o cuantos repuestos hay que importar? por ejemplo la Central Termica Ensenada de Barragan, de las ultimas construidas por Cirstina tiene turbina de gas Siemens, cuanto % de mano de obra argentina tiene? Tambien Siemens son las turbinas de la central de Rio Turbio.

Arias:
Por ahora, y a espera de un «game changer» tecnológico, el único modo de eliminar el respaldo caliente, al menos en parte, es acumular los excedentes que se generen de electricidad eólica en enormes baterías de litio a pie de torre (carísimo), o en sistemas mecánicos como las ruedas de inercia (carísimas), o en centrales hidroeléctricas «de bombeo» como la de Río Grande, en Córdoba, llamada Cerro Pelado

Ahora que hay bastantes parques eólicos en la región, en lugar de que el estado les compre los excedentes y para ello mande a parar centrales térmicas de producción más barata

Los valores que encuentro no indican que quemar combustible sea mas barato que usar el viento para generar electricidad

Arias:
Pero en Uruguay pagan unas tarifas eléctricas domiciliarias monstruosas, en parte porque tienen que echar mano a sus centrales térmicas a cada rato. ¿Y por qué, si todo el país es aparentemente renovable, todo hidro y todo eólico?

Sabra Arias que Uruguay exporta energía. Es el 5to rubro en valor de de exportacion de los charruas. Hasta agosto habian exportado Usd203 Millones, el 80% a Brasil y el 20% a la Argentina. La base de la matriz energetica es hidraulica un 55% por lo tanto la falta de agua la tiene que compensar con centrales termicas, ya que no le alcanza el potencial eolico
Hay varios factores que encarecen la luz en Uruguay, aunque no se la ecuacion con la que tienen un valor de energia alto para la region. Lo cierto es que llegan a exportar mas de la mitad de lo que genera, tal vez esa sea una razon por la que mantiene alto el valor. Tambien en Uruguay hay subsidios en la energia con sectores abarcados por una tarifa social de luz y ramas industriales que encarecen la mayoria de los aranceles domiciliarios