Source: https://issuu.com/gsalip/docs/prensa_22
Timestamp: 2018-03-21 07:35:02+00:00

Document:
REVISTA PRENSA ENERGETICA AGOSTO - SETIEMBRE 2010 by gsalip gaston - issuu
prensa Año 7 • Número 4 • Agosto/Septiembre de 2010• Ciudad de Buenos Aires, Argentina.
LA HISTORIA SIN FIN Hace 8 años algunos expertos aseguraban que cualquier aumento de tarifa tenía que darse en un marco de igualdad y en un marco referencial con una recomposición parcial del poder adquisitivo, de lo contrario, las tarifas no iban a ser viables de ser pagadas. ¿Dónde estamos parados hoy?
EL MISTERIO DE LA IMPORTACION DEL FUEL OIL EN LA ARGENTINA
Editado en Buenos Aires, República Argentina. Miralla 626- PB 4, (CP 1440), telefax: 4644- 4311, 15-5463-8782. Registro de la propiedad intelectual en trámite. Las notas firmadas no necesariamente reflejan la opinión del editor. Prohibida su reproducción parcial o total (Ley 11.723) –Copyright PE. Prensa Energética es una publicación de Synergia Prensa Energética en Internet / Rta. digital: http://issuu.com/gsalip/docs/prensa_21 En er logo) www.facebook.com./ revista prensa energetica E-mail: / Web prensaenergetica@uolsinectis.com.ar
U$S 100.000 millones… En los próximos diez años, la reconversión de la matriz energética mundial involucrará alrededor de US$ 100.000 millones en inversiones para el desarrollo de tecnologías que apunten a resguardar el medio ambiente y lograr la sustentabilidad energética. Según la visión de los ejecutivos que respondieron la Encuesta de Energía de KPMG en Argentina realizada a fines del año pasado, las energías dominantes de los próximos 20 años serán la nuclear (44%), la proveniente del gas (295%) y la eólica o solar (24%). Por otro lado, el 67% de los encuestados considera que la inversión en biocombustibles irá en aumento los próximos años. Es de destacar que si bien el 91% de los encuestados consideró que deben fomentarse a nivel local las inversiones en el desarrollo de estas tecnologías, el 88% de los encuestados no creyó necesario el reemplazo total de los combustibles fósiles por fuentes de energía renovables para alcanzar la sustentabilidad de la matriz energética argentina. Entre los principales hallazgos de esta investigación se encontró el siguiente: el 100% de los encuestados opina que deben tomarse medidas para mejorar la situación de la matriz energética argentina Con relación al rol del Estado nacional o provincial, el 83% de los ejecutivos consideró que éste sólo debe participar en la matriz energética argentina a través de la fijación de las políticas necesarias para el funcionamiento de ella, así como de la ejecución de controles requeridos al efecto, y tan solo el 17% restante dijo que además debe participar con empresas estatales. Con respecto a los precios de las naftas, el gas y la electricidad en la Argentina, el 83% de los encuestados coincidió en que en algún momento dichos precios serán equivalentes a los que existen en otros países de la región y, aunque no hubo consenso acerca del año en que la confluencia se producirá, un 49% estima que esto ocurrirá para el año 2012 y el 17% dijo en el año 2013. Es destacable que un 34% dijo que difícilmente sean equivalente dichos precios en el corto y mediano plazo.
Tarifas: Cuánto se dijo, cuánto se hizo Columnistas: Vicente Serra, Jorge Lapeña, Daniel Montamat, Fernando Navajas y Marcos Rebasa.
AESA avanza en la construcción de la obra energética más importante de Uruguay. Características del proyecto.”
CIDEL 2010: Graciela Misa, integrante del Comité de Organización “Investigar, y elaborar propuestas sobre los Sistemas de Gestión de Distribución son una herramienta que mejorara la gestión técnica y operativa de la distribución de energía eléctrica”.
El misterio el Fuel Oil en Argentina Especialistas aseguran que desde 2004 al 2010 se importó más del doble de lo necesario.
El negocio del biodiesel en Argentina La capacidad instalada superaría las 5,5 millones de toneladas.
PRODUCTOS Y SERVICIOS Vestas avanza en Proyecto Macarthur Lakeland desembarca en Argentina
IMAGEN Y ESTRATEGIA NOVEDADES Coamtra invierte en equipamiento de punta
Tarifas y subsidios:
cuánto se dijo, cuánto se hizo Hace 8 años Vicente Serra, actual presidente de Intelligence Energy Solutions aseguraba que cualquier aumento de tarifa tiene que darse en un marco de igualdad y en un marco referencial donde al mismo tiempo se haga una recomposición parcial del poder adquisitivo si no las tarifas no iban a ser viables de ser pagadas ¿Dónde estamos parados hoy?
e leído su artículo en su página WEB del año 2002, parece mentira lo escrito allí hace 8 años en un seminario organizado por Mercado Eléctrico y su vinculación con la realidad actual. Bueno, esto se ha cumplido parcialmente, hubo una recomposición del poder adquisitivo de los asalariados, pero las tarifas salvo en algunos casos, no fueron actualizadas. La idea era que con la actualización del poder adquisi-
tivo se fuera llevando una recomposición gradual de las tarifas. Si bien se han firmado Actas Acuerdo entre el Gobierno y las prestatarias muchas de ellas en especial en el sector de GAS no se han ejecutado. Los compromisos asumidos por parte del Gobierno Nacional (con excepción de Gas Natural BAN ), que a la fecha se encuentran vencidos hace que los accionistas de dichas empresas se encuentren facultados para continuar con sus reclamos en el CIADI. En el caso eléctrico, sí se ha ejecutado parcialmente los ajustes
de tarifas conforme las Actas Acuerdo pero no se están cumpliendo las clausulas de ajustes de tarifas por aumento de los costos internos. En aquella exposición Ud hacía referencia a la implementación de control mediante planes de cuentas regulatorias de cost plus. Bueno, en principio esto fue adoptado por la UNIREN al implementar el régimen de sistema de monitoreo de costos
¿Y del cambio de esquema de retenciones a la exportación por alícuotas diferenciadas de impuesto a las ganancias? Esto es un aspecto Macro, extratarifario que tiene que ver con la recomposición de precios relativos. Conceptualmente estoy en contra del régimen de retenciones a las exportaciones porque ello implica introducir un riesgo innecesario en la matriz productiva dado que si los precios de los comodities caen demasiado el cumplir con los compromisos de exportación puede realizarse a pérdida y producir una quiebra. Por ello para la captura de rentas extraordinarias establecer alícuotas diferenciadas de impuestos a las ganancias para aquellos exportadores implica minimizar los riesgos en los momentos en que la exportación se realiza. Pasando a las acciones de mediano plazo, hace 8 años Ud exponía las siguientes pautas: - Recomposición del poder adquisitivo. Ello se ha cumplido y se viene afirmando un piso cada vez mayor, de todas maneras se está lejos de tener una distribución del ingreso semejante a la década del 60 y principios de los 70. Los salarios mínimos no llegan a cubrir la canasta básica de bienes y servicios que debería cubrir una familia tipo. Existe una gran distorsión entre el que menos gana y el que más en la mayoría de las empresas o negocios. Por supuesto que no se trata de igualar para abajo al sector de mayor consumo que mueve nuestra economía y sostiene el desarrollo de nuestras pequeñas PYMES, sino en mejorar al segmento excluido del consumo. Para tal fin, se debe mejorar la oferta y ello se obtendrá el día que tengamos una jurisprudencia estable y tasas de interés semejantes a los países del primer mundo. - Reposición del régimen de price - cup en forma paulatina.
Vicente Serra Ello se cumplirá el día que se realicen las Revisiones Tarifarias Integrales . “Hacer que las empresas prestadoras de servicios públicos sean agentes de retención de IVA para mejorar el control de las empresas proveedoras de insumos y servicios” e implementar “controles mediante precios de transferencia para la determinación de las tarifas futuras e índices de eficiencia”, como así también “desregular más el mercado de gas y electricidad”. Se ha cumplido parcialmente, hoy las grandes empresas prestadoras de servicios son agentes de retención de IVA y de otros impuestos. Lo que no se ha implementado son los controles de precios de transferencia (es el precio que pactan dos empresas que pertenecen a un mismo grupo empresarial o a una misma persona. Mediante este precio se transfieren utilidades entre ambas empresas. Una le puede vender más caro o más barato, a diferencia del precio de mercado y apropiarse de ventajas tributarias distorsionando el valor de los bienes transferidos). Ud mencionaba que la demora en esta toma de decisiones generaría consecuencias tales como: - Reestatización forzosa de los
servicios de distribución y transporte cuando no cumplan con la prestación del servicio por la insuficiencia de los ajustes tarifarios como consecuencia de no generar presiones inflacionarias. Bueno creo que el caso de AYSA, TGN y Metrogas hablan por si solo. El no cumplimento de los ajustes pactados en las Actas Acuerdo va en esa dirección para no generar efectos inflacionarios. Creo que debe cumplirse con los ajustes para bajar el nivel de susbsidio que esta enfrentando el Gobierno Nacional. Ello fue muy efectivo cuando la volatilidad del valor del crudo había llegado a los 140 U$S el barril e implicó que la variación de los precios relativos no se sintieran demasiado sobre los niveles de inflación. - Pérdida del beneficio social de la renta que tenderá a 0 o habrá subsidios. Hoy hay subsidios - Pérdida de la cultura del valor”. La gratuidad hace que se desvalorice el bien, no hay incentivo a cuidarlo, a usarlo razonablemente. Cuando un bien tiene valor se lo usa responsablemente dado que su mantenimiento y su reposición implican horas hombre de trabajo para disponer de él y en el caso de los servicios se reclama la calidad de la
prestación. Recordemos que la calidad de servicio es directamente proporcional al valor del servicio ( La falta de control adecuado es otro problema) Hablemos sobre las acciones complementarias para lograr un equilibrio: ¿Hay sinceramiento en el costo de los combustibles? Se esta dando parcialmente en el sector del GAS con los acuerdos de precios con los productores y, en el de los combustibles, hoy por hoy se desenvuelven con libertad dentro del régimen de retenciones impuesto a las exportaciones. ¿Variación del esquema de retenciones? Ello ha sido efectuado mediante el régimen de retenciones móviles en algunos sectores (con excepción de las aplicadas en el campo al derogarse la resolución 125 ) También habló en su momento sobre la reaparición de la obra pública como agente reactivador (Corredor Minero, Interconexión a Río Gallegos). Hoy, el Estado es el inversor por excelencia a través de los diferentes fondos fiduciarios en el sector de Energía Eléctrica y en las ampliaciones de Gas. Sería conveniente, durante toda esta etapa de transición, retomar el uso de los cargos específicos, pero para la contratación de inversiones tipo llave en mano y al precio más económico. Comprar insumos ( cables , transformadores, caños) y servicios de montaje por separado me recuerda al famoso dicho de comprar todas las autopartes de un auto en una concesionaria y ensamblarlo , seguramente ello resultará el doble de caro. Creo que construir centrales hidroeléctricas dentro del país en forma autónoma sin depender de acuerdos con otros países debe ser una prioridad, por ello creo que la Construcción de Centrales Hidroeléctricas de mediano o bajo impacto ambiental, como la de Condor Cliff y La Barran-
cosa, es una decisión acertada junto a la de Los Blancos y Chihuidos. Creo de gran valor el trabajo desarrollado por el Ing. La Peña cuando fue Secretario de Energía, “Plan Energético Nacional”. Ha sido una buena guía para visualizar que obras resultan más convenientes. Debería actualizárselo con otros criterios, como por ejemplo bajar el nivel de los embalses de manera de disminuir el monto a invertir manteniendo la misma capacidad de generación de energía. Valorizar económicamente los impactos y la remediación ambiental desechando las obras de Gran Impacto Ambiental. Introducir los conceptos de remuneración del capital empleado y aportado por los argentinos a través de los diferente mecanismos de expansión liderados por el Estado, análisis de precios sombra, valorización de externalidades (impacto y viabilización de proyectos sobre otros sectores) y reinvertir las ganancias en nuevas obras de infraestructura. Para terminar con algo de mas
actualidad ¿que me puede decir del régimen tarifario subsidiado actual de los servicios públicos? En primer lugar celebro la decisión del ex presidente Nestor Kirchner de haber aconsejado la explicitación de monto subsidiado en las Boletas de Servicios Públicos y del cuadro comparativo del mismo servicio en los países lindantes. En segundo lugar no estoy de acuerdo con la generalización implementada de realizar la segmentación por consumo, porque implica un subsidio cruzado por modalidad de uso y/o consumo, en vez de las condiciones de ingreso. Ejemplo : 1.- Usuario domiciliado en Av. Coronel Diaz y Las Heras, Dto. 120 mts2 valor U$S 240.000, propietarios, matrimonio sin hijos, ambos trabajan 8 a 19 horas , consumo típico 324 kWh/bim ( dos LCD , Heladera con Freezer. Lámparas Dicroicas ( 1000 W ) , dos Computadoras ); Factor de Uso y simultaneidad 0.05, ingresos superiores a 12000 $ netos. Resultado Tarifa Subsidiada Plenamente . 2.- Usuario domiciliado
Ate. Brown casa 150 mts2 valor u$s 90.000.- , matrimonio con cuatro hijos, estudiantes, trabaja el hombre , la mujer ama de casa ( dos TV , plancha, Heladera con Congelador, Lámparas Comunes 800 W, dos caloventores complementaria a la calefacción a Gas, una computadora; bomba de agua), Factor de Uso y simultaneidad 0,12 , consumo 1382,4 kWh/bim, Ingreso inferior a los $ 5000.-. Resultado Tarifa con subsidio parcial. Aquí con este ejemplo podemos ver que el grupo familiar del usuario 2 paga 300 $ mientras que el grupo familiar del usuario 1 paga 42 $. Observamos que el usuario 2 paga 21 ctvs por kWh mientras que el usuario 1 paga 13 ctvs . O sea que el que tiene menos ingreso paga el doble que el otro cliente de mayor ingreso. Si usamos el criterio de consumo per cápita el usuario 2 consume 230 kWh/ Bimestre por integrante familiar y el usuario 162 kWh/Bim por integrante , en este caso si se tarifara por consumo per cápita ambos pagarían la misma tarifa subsidiada, el de menor ingreso paga lo mismo que el de mayor ingreso. Imagínese la misma cuenta en el caso del usuario 1 pero el matrimonio es una pareja de jubilados que ejercieron la profesión autónoma y que perciben la mínima jubilación $ 1800 entre ambos. Vemos que pagan lo mismo que el matrimonio de mayor ingreso. Idénticas consideraciones podemos hacer para el caso del GAS con el agravante, que para el caso del usuario 2, necesita tener la calefacción todo el día mientras que el Usuario 1 solo la usa cuando llegan a la noche después del trabajo. El error es asumir que las condiciones de riesgo es sinónimo de la segmentación por consumo cuando en realidad no lo es, razonando por el absurdo, se podría vivir en Puerto Madero que si uno desarrolla su actividad principalmente fuera del domicilio pagaría también la tarifa mínima altamente subsidiada cuando la condición del ingreso no amerita percibir tal beneficio.
Lo expuesto subyace en la misma esencia de la tarifa social, en otros países la asignación del subsidio se realiza por la condición del ingreso como en el caso de España o por la valuación Fiscal del inmueble como en el caso Chileno. Estos principios de asignación, nos acercan más a la pretensión de asignar subsidio tarifario a aquellas personas que se encuentran en situaciones de bajos ingresos y de familias numerosas. Creo que en Argentina debemos pasar a un sistema que refleje la condición social del usuario. El uso de la valuación fiscal de los inmuebles es una buena aproximación, dependiendo de la zona, los inmuebles tienen valuaciones fiscales diferentes. Otro parámetro es si el usuario titular del servicio se encuentra con algún plan de desempleo, asignación universal por hijo, o nuestro jubilado mencionado en el ejemplo anterior. Por último, hacer una segmentación por cantidad de habitantes en las viviendas, asi podemos segmentar en función del consumo per cápita. Además, con el hecho de aplicar ahora la tarifa Plena a quienes pueden pagarla, resulta innecesario la aplicación del PURE ( Plan de Uso Racional de la Energía) un castigo por el uso irracional de la energía que no tiene en cuenta las condiciones climatológicas que hacen que se consuma más o menos que el año de referencia a pesar de no haberse cambiado los hábitos de consumo. Circunscribir el consumo al año 2005 es atentar contra el crecimiento económico de una familia, contra el crecimiento familiar (nuevos hijos nuevos consumos), contra la posibilidad de tener nuevos electrodomésticos, etc. ¿Considera que hay alguna otra alternativa para el segmento que hoy está fuera del sistema?. Si por supuesto, para ellos tendríamos que pasar a un esquema de tarifas lineales donde el beneficiario pague por unidad de consumo sin obligación de pagar un cargo fijo to-
dos los bimestres. • Carenciados y Desocupados sin asistencia Gubernamental: Cargos Fijos = 0 Cargo Variable = valor del servicio computado a costo marginal con el IVA al 10,5 %. • Desocupados con asistencia Gubernamental: Cargos Fijos = 0 Cargo Variable = valor del servicio computando a costo marginal con el IVA al 21 % . • Para las personas o grupos familiares de escasos ingresos la aplicación del subsidio mencionado anteriormente. Complementariamente, habría que implementar en cabeza directa de la persona y por medio de sistema Bancario ( vía tarjeta magnética de red Bancaria ) la acreditación de 150 $ mensuales para el solo uso del pago de los Servicios Públicos ( Gas, GLP, Agua, Energía Eléctrica ). Esto es de muy fácil implementación dado que hoy desde Acción Social se ha propuesto la bancarización de los planes de ayudas sociales. Se debe implementar para estas categorías especiales sin cargo fijo ( para evitar picardías de otros tiempos), una segmentación Tarifaria por consumos mínimos, donde superados los mismos el Valor del Cargo Variable del consumo excedido en más de un 20 % sea valorizada a Costo marginal de Largo Plazo o Costo medio para la categoría tarifaria equivalente. De esta manera estamos realizando una integración a la sociedad en términos de equidad y fomentamos una toma de conciencia de reclamar por la falta de calidad del Servicio cuando éste no es prestado, dado que paga por ello. Hay que hacer que quienes hoy están fuera del sistema de espaldas a la sociedad, se integren a la misma como ciudadanos, con los mismos derechos y obligaciones, que no se sientan marginados y con temor a reclamar por temor a perder los beneficios Nota: Ref: http://www.intelligence-energysolutions.com/serra-nota-congreso.pdf
Nota de tapa / Opinión
El duro camino del realismo tarifario Por Daniel Gustavo Montamat, Ex Secretario de Energía y Ex Presidente de YPF
a recomposición del capital energético requiere de tiempo y mucho más inversión, sobretodo la inversión que repone reservas, añadiendo tecnología a los yacimientos en explotación y buscando nuevos yacimientos. La previsibilidad en los mecanismos de apropiación y distribución de la renta aguas arriba, y la recomposición gradual de precios y tarifas en la cadena de valor energética (de manera que reflejen sus costos económicos), es parte de la tarea para relanzar esta industria, que por su naturaleza capital intensiva, es más sensible que otras a los caprichos políticos de corto plazo. De lo contrario, cada vez vamos a importar más energía y a padecer servicios degradados. Además, los precios internacionales a los que le quisimos cerrar la puerta, se nos están metiendo por la ventana, con más los fletes para llegar hasta estas latitudes. Pero como el atraso tarifario es importante (los precios y tarifas de gas na-
tural en Argentina son un quinto de sus comparativos regionales, y los de electricidad un tercio) es necesario focalizar por indicadores socio económicos a aquellos hogares que necesitan de la energía como todos, pero que no están en condiciones de afrontar los costos de los ajustes que pueden venir. Convengamos que en todos estos años, hubo una suerte de tarifa social indiscriminada, sobretodo para los consumidores residenciales de la Capital y el Cono Urbano. El esquema benefició más a los ricos que a los pobres. El Gobierno intentó el año pasado empezar a recomponer las tarifas de gas natural y de electricidad. Se guió por el criterio de asociar consumo con ingreso. Los consumos superiores a cierto umbral (más de 1000 kwh/bimestre de electricidad, más de 1500 m3/año de gas natural) em-
nómica y focalizar a los potenciales beneficiarios de la tarifa social: la composición, estructura, nivel de ingreso familiar, situación laboral y estado de salud de los integrantes del grupo familiar. Un mecanismo práctico para relevar estos y otros índices (como vivienda propia, vivienda única, acceso a la TV por cable, automotor, número de artefactos de consumo eléctrico, etc.) es el envío de una encuesta con las facturas del servicio que deberán llenar los aspirantes al régimen con carácter de declaración jurada. El subsidio, que también debe alcanzar a los que consumen gas envasado, deja despejado el universo de los que van a ser alcanzados por el ajuste, con independencia de su nivel de consumo. Apremian los tiempos para ir trabajando ideas y
“El nivel de consumo energético probó no ser un indicador relevante de nivel de ingreso. El Gobierno tuvo que volver atrás, y en los meses críticos de abastecimiento hoy sigue operando la tarifa social generalizada que tiene como contrapartida subsidios que ahora se financian con emisión inflacionaria”.
pezaban a tener aumentos significativos y crecientes. En la implementación de la suba hubo errores de inclusión y errores de exclusión, como lo testimoniaron los medios y muchos especialistas. El nivel de consumo energético probó no ser un indicador relevante de nivel de ingreso. El Gobierno tuvo que volver atrás, y en los meses críticos de abastecimiento hoy sigue operando la tarifa social generalizada que tiene como contrapartida subsidios que ahora se financian con emisión inflacionaria. Hay otros indicadores para determinar la vulnerabilidad socioeco-
generando consensos en torno a los mecanismos de recomposición de precios y tarifas (senderos de gradualidad, ajustes por bloques crecientes de consumo, tarifas promedios o planas, rebalanceo de impuestos, incluidos los provinciales y municipales que gravan las tarifas.., etc). Habrá costos políticos que compartir. Por eso, es muy importante que los precios y las tarifas de la energía no sean parte de promesas populistas y demagógicas de corto plazo. Deben formar parte de los consensos de una política de estado para el sector
Un sistema de precios y tarifas en Argentina para el período 2012-2015 Por Jorge Lapeña, ex Secretario de Energía de la Nación
l atraso de las tarifas energéticas es posiblemente el problema más importante de cuantos afectan al sector energético argentino: la población se acostumbra a no pagar por los productos y servicios energéticos lo que estos cuestan; los empresarios manejan empresas fuera de punto; los empresarios no invierten en ampliar la oferta para satisfacer la demanda siempre creciente. El estado bombea fondos públicos hacia el sector para compensar las tarifas; para invertir; etc.; etc. Ahora bien existe consenso político, empresario y académico amplio en que las tarifas están desactualizados; también el acuerdo se extiende a que los ajustes no pueden ser realizados de una vez sino que se necesita un plan gradual. No sólo esos: existe acuerdo en que el usuario debe pagar tarifas justas y son justas aquellas tarifas que recuperan los costos totales, y eficientes, para producir esa energía. Por último estamos de acuerdo en que siendo el acceso a servicios públicos un “derecho humano” por lo menos una parte de la población tendrá que ser ayudada mediante una “tarifa social”. Sin embargo a no engañarse: no existen todavía acuerdos acerca de cuánto es el atraso; en cómo corregir el atraso y en cómo deben ser gestionados o invertidos los fondos que genere el sector a partir de una eventual puesta a punto tarifaria. Se puede argumentar que existe un atraso en la retribución a la generación eléctrica; también que a causa de ese atraso el sector generador no invierte lo suficiente para garantizar la expansión de la oferta en genera-
ción para un país que crece al 5 % anual acumulativo; también que a causa de ello el estado debe invertir sumas importantes, y que cuando lo hace, lo hace caro y mal. Pero no es menos cierto que en 20 años de gestión privada en el sector eléctrico éste no generó – ni aún en las épocas de bonanza y de tarifas reales- las inversiones que el país necesitaba para garantizar un crecimiento sustentable de la actividad. Dicho de otro modo: inversión sólo en ciclos combinados con un gas que cada día era más escaso. O sea el sector generador no mostró solvencia para anticipar la problemática gravísima del agotamiento del gas natural.
Propuesta tarifaria En base a la conceptualización anterior propongo el siguiente esquema: 1.- Un sistema de precios y tarifas energéticas que recupere los costos AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN. El totales en que se incurre para pro- saneamiento de las empresas de Disducir la energía y que sea afrontada tribución es primera prioridad por todos los consumidores; 4.- La implementación del Planea2.- Complementariamente con lo miento Energético de Largo Plazo anterior un sistema de Tarifa Social en un sistema coordinado por el Esque mediante subsidios focalizados tado Nacional pero integrado por los compense a los sectores más des- estados provinciales y el Parlamento Nacional. El Planeamiento definirá la protegidos de la sociedad, ampliación de la Generación y de la 3.- La puesta a punto de las ta- Transmisión y no el mercado. rifas reguladas de Distribución de 5.- Las empresas de Distribución Gas por Redes y las Empresas de Distribución eléctrica constituye una agrupadas en consorcios licitarán las primera prioridad. Estas empresas obras definidas por el Planeamiento deben recuperar todos los costos Energético según los requerimientos eficientes que conforman el VALOR de la demanda y los cronogramas de
ejecución de las obras. 6.- La empresas de Distribución contratarán la ejecución por el método COM; y garantizarán el repago de las obras mediante sus tarifas. El estado nacional garantizará el traslado de dichas tarifas al usuario final. 7.- Las Centrales existentes recuperarán sus costos totales mediante el método de Cost Plus. Se dejará sin efecto el método de retribución por costo marginal a las centrales. El despacho de cargas continuará realizándose por la optimización de los costos de los combustibles (método actualmente vigente). 8.- Se implantará –modificando la ley 24065- un sistema de Fondos Específicos para el financiamiento de las centrales hidráulicas y en general energías no convencionales que pagarán todos los consumidores. Estos Fondos Específicos serán
gestionados por un Sistema autárquico auditable y con reglamentación específica.
boca de pozo con el Net. Back de la importación eficiente de GNL en el litoral marítimo argentino.
9.- En materia de gas natural se
11.- Finalmente los precios de los
“A no engañarse: no existen todavía acuerdos acerca de cuánto es el atraso; en cómo corregir el atraso y en cómo deben ser gestionados o invertidos los fondos que genere el sector a partir de una eventual puesta a punto tarifaria”. deben renegociar los precios de gas de Bolivia en Frontera; estos precios deben surgir de un net back de los precios de importación eficiente de GNL en Bahía Blanca. 10.- La producción nacional de gas natural tiene que redefinir los precios del gas natural en boca de pozo. Se debe definir un sendero gradual para alinear los precios en
combustibles líquidos sin impuestos se deben alinear con los precios internacionales de los combustibles similares reflejando la situación de nuestro sistema productivo. El estado debe fijar precios máximos , mediante métodos pre- establecidos y objetivos, por menos en el período en que no esté garantizada la plena competencia en el segmento de refinación y comercialización
“La discusión radica en como modular los incrementos”
l atraso tarifario en gas y electricidad es hoy reconocido por todos los actores vinculados al tema. Aún por los que protestan ante cualquier aumento, desde la oposición al gobierno o desde las asociaciones de usuarios. La discusión radica entonces en como modular los incrementos. Con relación al consumo industrial y comercial de estos servicios, si bien no están pagando totalmente el costo del suministro, han recibido aumentos importantes con respecto al sector residencial. A pesar de lo cual deberá seguirse una paulatina adecuación de la tarifa. En el segmento residencial, el ajuste dispuesto última-
Por Marcos Rebasa, abogado, consultor en temas energéticos
se recauda, por la otra. Ya que esa diferencia es subsidiada en gran parte por el Tesoro nacional, con las inequidades consiguientes. Desigualdades tanto en relación a los sectores sociales que reciben beneficios injustificados como a las regiones del país que aprovechan esta situación. Por otro lado, también es hora de ajustar el negocio de distribución, no sólo para recuperar costos, sino principalmente para invertir intensamente en la atención a la notoria evolución de la demanda. La solución a este dilema pasa por incrementos pequeños, casi imperceptibles en la facturación, pero constantes y acumulativos en el resultado final. La demora en adoptar
“La solución a este dilema pasa por incrementos pequeños, casi imperceptibles en la facturación, pero constantes y acumulativos en el resultado final. La demora en adoptar este mecanismo, propuesto por el suscripto y por muchos actores y funcionarios, hace cada vez más difícil su implementación ya que la brecha es significativa”. mente para los grandes consumos no parece tener objeciones: es hora que los sectores con mayor capacidad de pago se acerquen al costo de lo que reciben. Los consumos residenciales medios y bajos, la gran mayoría de esa categoría, enfrentan un atraso tal que dificulta su normalización. Allí, el gobierno se encuentra ante la presión que supone la incidencia en la economía de los eventuales incrementos, las protestas de las asociaciones y el humor de la gente, por una parte. Y por la necesidad de ir nivelando la brecha que existe entre los costos y lo que
este mecanismo, propuesto por el suscripto y por muchos actores y funcionarios, hace cada vez más difícil su implementación ya que la brecha es significativa. La ventaja de este sistema radica en su escasa influencia en la inflación, en la adaptación paulatina del consumidor a la realidad y por lo tanto en el bajo costo social y político del mismo. Otorgando al mismo tiempo a la gente un espacio para tomar conciencia de la necesidad de ahorrar energía, y pasar a una economía de austeridad en el tema. No por ausencia de oferta sino por
una actitud de solidaridad con el planeta y su ambiente. La importancia de asignar los fondos del presupuesto destinado a subsidios, a otros requerimientos sociales, hace urgente la decisión al respecto. Y a los fines de evitar que estas medidas sean vistas como una agresión a la población carente de los recursos necesarios, su atención debe ser cubierta por la tarifa social. Todo lo expresado es válido tanto para los servicios de electricidad como de gas. Pero en el área del gas además es necesario adoptar una política de regulación del GLP, ya que en su mayoría surte al sector más humilde de la población. Es hora de definir a este suministro como servicio público y adoptar las reglamentaciones correspondientes, ya que no es congruente otorgarle ese carácter, y sus ventajas, al servicio por redes y no al que se brinda a esa parte de la comunidad
Separemos los tantos Por Fernando Navajas, economista, Jefe Director de FIEL
El debate tarifario ha renacido después de un letargo de varios años que produjo el atraso más largo y profundo de la historia tarifaria argentina. El despertar del debate es mérito del Gobierno Nacional que pisó el precio de la energía y la infraestructura energética aún cuando la economía y los salarios (y el precio de la energía en el mundo) volaron. En 2008 hubo que empezar a blanquear que las tarifas en electricidad y gas natural no reconocen los costos y que existen subsidios muy altos y generalizados. O sea que, para empezar, no hay que entrar en el debate sobre ajustes tarifarios sí o no. Lo que estamos discutiendo son “el cuanto, el cómo y el cuándo” de los aumentos tarifarios.
tos de los hogares (como en Colombia). El problema estaba en que iba a arrojar grandes errores de exclusión (pobres o de bajos ingresos que no son incorporados al subsidio) y de inclusión (gente de ingresos medios y altos que sí iban a recibir subsidios). Desatender o denigrar resultados sólidos y honestos fue un error de soberbia porque el mismo Gobierno tuvo que salir a remendar los agujeros para reducir el error de exclusión. El error de inclusión (gente living la vida loca en Puerto Madero que recibe subsidios) sigue tan vivo como antes. Los trabajos académicos sí fueron escuchados en el ámbito del Congreso Nacional. Esto sucedió en 2009 cuando
“El esbozo de proyecto de ley que se discutió recientemente en un plenario de 5 comisiones del Senado no es la panacea. Tiene puntos per fectibles en varios aspectos que van desde la definición del subsidio y del grupo objetivo a que se dirige, hasta cuestiones de tratamiento impositivo y funciones de la autoridad de aplicación” En 2008 el Gobierno Nacional decidió darle contenido preciso a esas cuestiones. Definió un esquema para ir deshaciendo los subsidios por la vía de bloques tarifarios crecientes en los precios de la electricidad y el gas natural. Para ese entonces, un grupo de investigadores asociados a universidades públicas y privadas estábamos publicando un libro sobre la tarifa social en donde alertábamos que el esquema elegido en la Argentina era peor que otros esquemas basados en la focalización de los subsidios (como en Chile) o en la localización y atribu-
la iniciativa de varios senadores de la oposición y uno del oficialismo fue convergiendo a un proyecto de ley de tarifa social. El esbozo de proyecto de ley que se discutió recientemente en un plenario de 5 comisiones del Senado no es la panacea. Tiene puntos perfectibles en varios aspectos que van desde la definición del subsidio y del grupo objetivo a que se dirige, hasta cuestiones de tratamiento impositivo y funciones de la autoridad de aplicación. Pero sin duda es un avance notable para formalizar adecuadamente mecanismos permanentes de subsidios dirigidos a permitir que
hogares en situación de vulnerabilidad puedan consumir electricidad, gas natural y GLP a costos accesibles. Pero lo que este proyecto de ley no contempla, ni tampoco debería contemplar en función de sus objetivos y alcances, es el manejo integral del impacto de aumentos tarifarios muy significativos, por la adecuación del precio del gas natural y de la entrada de la energía renovable. En este escenario existe el problema de que se deben pensar mecanismos para evitar que los aumentos impacten no sólo a los grupos en estado de vulnerabilidad en cualquier situación tarifaria, sino a sector de ingresos medios y bajos. Porque pensar que cuando los subsidios se eliminen, la sola existencia de una ley de tarifa social va a ser la red de contención suficiente para que la sociedad pueda procesar y aceptar los aumentos es una equivocación que no reconoce los verdaderos méritos del proyecto ni tampoco la naturaleza de lo que significa aumentar tarifas en la Argentina.
AESA avanza en la construcción de la obra energética más importante de Uruguay El proyecto ANCAP- GASOIL Y GASOLINA DE BAJO AZUFRE le permitirá a Uruguay producir en su Refinería La Teja de Montevideo combustibles de alta calidad con bajo contenido de azufre de acuerdo a los nuevos estándares internacionales.
ESA continúa trabajando intensamente en la concreción del proyecto energético más importante de las últimas décadas del Uruguay. El proyecto de GASOIL Y GASOLINA DE BAJO AZUFRE le permitirá a Uruguay producir en su Refinería La Teja de Montevideo combustibles de alta calidad con bajo contenido de azufre de acuerdo a los nuevos estándares internacionales. Este proyecto de más de 300 millones de dólares fue adjudicado a AESA a fines de 2008 bajo la modalidad contractual de EPC, a través de su filial uruguaya, luego de un extenso proceso licitatorio público e internacional que demandó más de 2 años
donde AESA compitió con empresas de ingeniería y construcciones de primer nivel de todo el mundo. Esta ampliación y revamping de gran envergadura lleva a la fecha un avance aproximado del 50%, encontrándose la ingeniería en su etapa final, mientras que en campo esta en pleno desarrollo la ejecución de la obra civíl y electromecánica. También es importante destacar que esta en pleno desarrollo la fabricación de los equipos y módulos de proceso en nuestra Planta Canning.
terminará insumiendo un total de 500.000 horas hombre de ingeniería, desarrolladas con personal propio y de varias empresas subcontratistas de primer nivel mundial. Las mejores prácticas de gestión, sumadas a la última tecnología en el manejo de documentación de ingeniería permitieron a AESA coordinar y dirigir desde sus oficinas centrales de Canning , provincia de Buenos Aires, equipos de diseño ubicados en diversas ciudades, siendo las más distantes Caracas (Venezuela) y Houston (USA). También se encuentra avanzado el El desarrollo del proyecto suministro de materiales y equipos que formarán parte de las instalacioLa ingeniería del proyecto se eje- nes, cerca de 15.000 items proveniencutó casi por completo, y la misma tes de casi 400 proveedores de todas
Trabajos para el nuevo sistema cerrado de agua de enfriamiento
partes del mundo. Para cumplir con los requerimientos de calidad y plazo exigidos por el proyecto se debió realizar un gran despliegue logístico, de control y de aseguramiento de calidad bajo normas ISO, en diversas locaciones como Argentina, USA, Inglaterra, Francia, España, Italia, Brasil y Asia, entre otras. Una mención aparte merece la fabricación de equipos y módulos de proceso en nuestros propios talleres de Planta Canning, desde allí se exportará la mayoría de los equipos y módulos necesarios para la concreción del proyecto. Son en total unos 124 equipos de gran porte entre intercambiadores de calor, aeroenfriadores, reactores, recipientes a presión, hornos, filtros, tanques; y 35 módulos de proceso completos y cañerías prefabricadas. En la obra, luego de los desmontajes, de los trabajos preliminares y del relleno de 8000 m2 de la bahía
de Montevideo que permitieron ampliar los terrenos de la refinería, se encuentran en plena ejecución varios frentes de trabajos distribuidos en toda la refinería y que ocupan todas las especialidades: completamiento de fundaciones, montaje de estructuras prefabricadas, terminación de los edificios de control, montaje de tanque API de 30.000m3, montaje de cañerías de interconexión, y cableados e instalaciones de electricidad e instrumentación.
Característica del Proyecto El proyecto contempla el completamiento de la ingeniería básica, la ingeniería de detalle, suministro, construcción, pre-habilitación y asistencia para habilitación, puesta en marcha y 1er año de operación, de las siguientes instalaciones:
Nueva planta de hidrodesulfura-
ción de gas-oil de 18.000 barriles/día.
- Nuevas unidades de regeneración de aminas y de tratamiento de aguas ácidas. - Nueva planta de hidrodesulfuración de naftas de 5.000 barriles/día. - Dos nuevos trenes Claus de recuperación de azufre de 34 tn/día cada uno, con tratamiento de gas de cola. - Nuevo tanque API de 30.000 m3 y modificación de los sistemas existentes de almacenaje y bombeo de productos. - Nuevo sistema cerrado de agua de enfriamiento para reemplazo del actual sistema a ciclo abierto, con capacidad para toda la refinería. -
Tres nuevas subestaciones eléctricas y modificaciones en varias subestaciones existentes.
Inversiones Trabajos en fundaciones para nueva planta de hidrodesulfuración de naftas
Nueva sala de control unificada para toda la refinería
Trabajos para nueva planta de hidrodesulfuración de gasoil y trenes Claus de recuperación de azufre
- Ampliación de los terrenos de la refine-
ría mediante rellenando sobre la bahía.
- Nuevo sistema de control distribuido (DCS) y de seguridad (ESD) de última tecnología, incluyendo tanto a las nuevas unidades como la migración de las unidades existentes de la refinería. -
Nueva sala de control unificada
- Obras conexas (nuevo edificio operadores, nueva pileta de soda cáustica, traslado de tanque API, desmontajes, demoliciones y corrimientos de instalaciones existentes, nuevas calles y pavimentos, etc.). El Ing. César Coronel, Gerente de AESA Construcción, manifestó que
“es un orgullo haber sido adjudicataria de la licitación pública que llevo adelante ANCAP, luego de competir con otras empresas de primer nivel internacional, y poder desarrollar el proyecto que llevará los combustibles que se elaboran en una refinería que abastece a todo un país, a los estándares de calidad europeos. Además este proyecto está en línea con el plan estratégico de nuestra com-
Nuevo tanque API de 30.000 m3 para almacenaje de gasoil
pañía, ya que pretendemos tener mayor presencia en el mercado mundial. De hecho estamos participando en licitaciones de grandes obras en Sudamérica, Medio Oriente y Asia. Otro punto importante para AESA es la confianza que ANCAP ha depositado en nosotros, ya que este es un proyecto “llave en mano”, con realización de ingeniería, provisión y fabricación de equipos y de todos los componentes,
y ejecución de todas las construcciones civiles y electromecánicas”. Entre las principales dificultades que tuvieron que sortear durante este etapa de construcción, Coronel señaló que “uno de los puntos críticos fue y sigue siendo atender las necesidades de los distintos “stakeholders” involucrados, precisamente por la relevancia del proyecto en Uruguay, tiene un alto grado de exposición pública. En particular,
y como ejemplo de un tema de dificil implementación y bien resuelto, merece una mención especial el programa de capacitación (para todo el personal actuante en la obra) que se está llevando a cabo en forma exitosa y en paralelo con la ejecución del proyecto”. La fecha prevista para finalizar los trabajos en la Refinería La Teja de Montevideo con la puesta en marcha es el cuarto trimestre del 2011.
El misterio del Fuel Oil en Argentina
uestro comercio internacional de fueloil es un verdadero misterio sin explicación razonable. No es fácil encontrar en el mundo naciones que compren en el exterior, erogando divisas, commodities que les sobran en su mercado local, creando así un comercio ficticio tan inútil como perjudicial. Pero el misterio se complica aun mas si el producto que se importa deteriora el medio ambiente mucho más que el que se exporta al mundo. Bueno esto es lo que viene ocurriendo en nuestro país desde el 2004 por acuerdos comerciales con Venezuela. Hace años que Argentina es exportadora permanente de fueloil. En el trienio 20012003, la exportación neta fue de 2,3 millones de toneladas, mientras que en el quinquenio 2004-2009 supero los 3,2 millones de toneladas. Pero hay una gran diferencia entre ambos periodos: en los primeros años de la década las importaciones fueron insignificantes, mientras que durante la
Aseguran que desde 2004 al 2010 se importó más del doble de lo necesario. El reclamo de los ex funcionarios apunta a suspender inmediatamente las compras de fuel-oil en el exterior que se vienen desarrollando a través de CAMMESA sin licitación ni concurso público de precios y calidades. Y además exigen que los nuevos concursos públicos deberán estar abiertos a proveedores internacionales y locales
administración K se realizan a partir del año 2004 grandes compras directas por más de 4,8 millones de toneladas. Estas compras están integradas, según lo indicado por la Secretaria de Energía de la Nación en el “Plan Energético Nacional 2004-2008”, y se instrumentan con el convenio firmado con Venezuela que establece que las “las ventas realizadas por parte de PDVSA a CAMMESA, serán abonadas por CAMMESA a un fideicomiso, cuyos fiduciarios serán el Banco de Desarrollo Social de Venezuela y el BICE”. Estas importaciones innecesarias hacen trepar fuertemente las exportaciones a 8 millones de toneladas, con un tráfico marítimo artifi-
cialmente inflado por estos acuerdos de compras de PDVSA por parte de CAMMESA, sin licitación pública competitiva de precios y calidades. Así lo explica en detalle, el ex secretario de Energía de la Nación, Alieto Guadagni a través de un documento elaborado por la consultora Econométrica denominado “Cae la producción energética. Culminó el ciclo del consumo del capital” El propio Guadagni también se sumó al crítico informe presentado por otros ex secretarios de Energía, como el caso de Jorge Lapeña, Roberto Echarte , Raúl Olocco, Julio César Aráoz , Daniel Montamat , Emilo Apud yEnrique Devoto donde se habla de
“importaciones injustificadas de fuel oil en el período 2004-2010. “Se importó más del doble de lo necesario con un gran perjuicio para la economía nacional ya que se exportó a valor FOB fuel-oil de buena calidad ambiental destinado a mercados ambientalmente muy exigentes y se importó a valor CIF con un sobre costo superior a los 40 dólares por tonelada, con contenidos de azufre muy superiores; y con una logística de transporte, descarga en puertos, y almacenaje que significaron otra fuente de costos innecesarios”, explicaron. El reclamo de los ex funcionarios apunta a suspender inmediatamente las compras de fuel-oil en el exterior que se vienen desarrollando a través de CAMMESA sin licitación ni concurso público de precios y calidades. Y además exigen que los nuevos concursos públicos para la provisión del fuel- oil, en reemplazo del actual sistema, deberán estar abiertos a provee-
dores internacionales y locales. También piden reestablecer las normas ambientales protectoras, mediante la anulación inmediata de la Resolución 150 del año 2008 de la S de E. Movidos por esta preocupación, los ex funcionarios hicieron hincapié en los siguientes hechos: • La Secretaría de Energía por resolución numero 1283, del día 6 de setiembre del 2006, estableció las especificaciones que deberían cumplir los combustibles que se comercialicen en nuestro territorio hasta el año 2016. Esta resolución determino que el fuel-oil deberá tener un máximo de azufre de 7000 partes por millón en peso a partir del día 1 de junio del 2008. • Posteriormente, la SE dicta en abril del 2008 la resolución 150 modificando la citada norma ambiental, estableciendo que a partir del 1 de junio del 2008 continuara vigente el límite autorizado hasta entonces
de 10.000 partes por millón. En los considerandos de esta resolución se justifica la postergación de la norma protectora del medioambiente, expresando “Que la necesidad de importar fuel-oil para las usinas eléctricas vuelve conveniente ajustar las especificaciones del mismo...”. • Es interesante señalar que la información disponible indica que a partir del 2004 Argentina incrementa fuertemente sus exportaciones de fuel-oil, generando un superávit significativo con respecto a importaciones que también se incrementan, por el desvío hacia las exportaciones de parte de la producción local. • Según las cifras de comercio exterior publicadas por INDEC- nuestro país importo 982.292 toneladas de fuel-oil en el año 2007 pero al mismo tiempo exportó nada menos que 1.650.160 toneladas del mismo producto.
• Es público que el fuel oil importado surge de un acuerdo directo entre CAMMESA y PDVSA, pero el caso es que según el propio INDEC las compras argentinas a Venezuela por todo concepto fueron apenas de 23,6 millones de dólares y el fuel-oil no figura. • Según el INDEC se generaron divisas por exportaciones en el orden de 586,3 millones de dólares (355 dólares por tonelada) y las importaciones costaron 385,7 millones de dólares (o sea 392 dólares por toneladas). Esta diferencia natural entre valores CIF y FOB implico un quebranto económico de 36.344.800 dólares en este año 2007 según las cifras del INDEC. Este quebranto probablemente bien medido sea superior ya que el fuel-oil que exportamos se destina a mercados muy exigentes en términos ambientales (como Estados Unidos), mientras que el que importamos (según lo expresa
la resolución 150 del 2008) es de menor calidad ambiental por contener más azufre. En un primer análisis no surgen razones que avalen una situación en la cual el mismo producto se vende masivamente a un valor menor
(FOB) y al mismo tiempo se compra a un valor mayor (CIF).Tampoco es claro porque Enarsa no procede a adquirir el fueloil mediante un proceso abierto y competitivo, con el fin de obtener las mejores condiciones de precio y calidad recibiendo ofertas de proveedores nacionales y extranjeros. Esto luce como factible teniendo en cuenta que, salvo probablemente desfasajes estacionales, la producción nacional satisface plenamente la demanda interna.” Lamentablemente el Secretario de Energía de la Nación no consideró oportuno formular aclaración alguna ni explicación justificada sobre ninguno de estos puntos. En la sesión realizada el día 20 de mayo de 2010 en la Comisión de Energía de .la Cámara de Diputados de la Nación tampoco aclaró ni fundamentó razonablemente la decisión de comprar Fuel Oil con mayor contenido de azufre que el Fuel Oil de producción nacional utilizando a PDVSA como intermediario sin ningún concurso publico de precios y calidades, como debería ser norma en la administración pública. Se recurrió en esa ocasión al argumento justificatorio de las compras estacionales en invierno, por falta de suministro adecuado por parte de las refinerías locales
Cifras que preocupan • Toneladas de fuel-oil exportadas por refinerías argentinas en el período 2004-2009: 8.030.852.
• Toneladas de fuel-oil compradas directamente por intermediación PDVSA, en ese período: 4.807.297
• Importado fuera del invierno (período abril-setiembre): 160.060 Tons. • Exportado por nuestras refinerías en los meses de invierno (abril-setiembre): 2.610.011 Tons. • Importado innecesariamente: 2.770.070 Tons. Ello implica que de las 4.807.297 Tons importadas en el período fueron excesivas frente a las necesidades reales estimadas en un máximo de 2.037.227 Tons.
El negocio del biodiesel
“Hay varios proyectos en carpeta que permitirán sumar 1 millón de toneladas de capacidad anual adicional a la existente. El proceso de inversiones continuará su marcha y para 2015, la capacidad instalada superará los 5,5 millones de toneladas”.
esde 2007 a la fecha se construyó un complejo industrial para la fabricación de biodiesel de gran magnitud, mayormente con tecnología de úl35 16$ tima generación, hecho que convirtió 35 16$ a 35 nuestro País en el principal exporta16$ dor biodiesel muy rápidamente y el 35de (16$ quinto productor, detrás de Alemania, Francia, EE.UU. y Brasil. La industria argentina de biodiesel tiene una capacidad del orden de 2,5 millones de toneladas anuales, cuando antes de 2007, su capacidad era insignificante. El año pasado se exportaron cer(1(5*(7,&$ ca de 1,17 millones de toneladas y este año probablemente se exporten (1(5*(7,$ entre 1,4 y 1,5 millones de toneladas
de biodiesel, casi en su totalidad a la Unión Europea. En Argentina, por Ley 26.093 –que fue reglamentada por Decreto 109/07se estableció un régimen de promoción para la producción, comercialización y uso sostenible de los biocombustibles en el mercado interno. Esta ley determina una serie de beneficios fiscales para los sujetos promocionados y al mismo tiempo fija como medida central, el corte obligatorio de todas las naftas y el gasoil expendido en el mercado interno, con un mínimo de 5 % de bioetanol y biodiesel respectivamente, a partir del presente año. Posteriormente, la Ley 26.334 estableció una reforma del régimen, facilitando el acceso al mismo de los
ingenios azucareros, para mejorar la fluidez en la oferta de bioetanol. El programa se complementa con varias resoluciones de la Secretaría de Energía de la Nación, organismo dependiente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Si bien la Ley 26.093 tiene una gran cantidad de defectos, y más aún el DR 109/07, la Secretaría de Energía por Resolución 1294/08 –para bioetanoly 7/10 –para biodiesel- estableció una fórmula de precio muy conveniente por el lado de la oferta, que en la práctica genera una importante rentabilidad para los fabricantes de biocombustibles involucrados, favoreciendo el acceso de los emprendimientos más pequeños, que de otra manera se verían muy limitados. En el caso del bioetanol, la Ley 26.334 que modificó la Ley 26.093 permitió a los ingenios azucareros involucrarse directamente con su producción, sin tener que cumplir el
requisito de mayoría accionaria en manos del Estado o de productores agropecuarios, impuesta por esta última ley. Pero en el caso del biodiesel, tal restricción existe, siendo los cupos fiscales que otorga el Estado, provisorios, debido a que no existen empresas productoras de biodiesel que se dediquen exclusivamente a la actividad y al mismo tiempo cumplan la condición de tener mayoría accionaria del Estado o de productores agropecuarios (considerados estos últimos como aquellos que tengan como mínimo, un 50 % de sus activos y de sus ingresos vinculados a la producción agropecuaria). Se priorizó a las pequeñas plantas –a las que se les asignó el 100 % de su cupo fiscal- y distribuyendo el resto, entre los exportadores de biodiesel. Si en el futuro, se presentan empresas que puedan cumplir con la condición referida antes, tendrán prioridad en la asignación del cupo fiscal (desde el punto de vista legal, estas empresas deben recibir dicho cupo con vigencia hasta 2021 o 2025, coincidente con la vigencia de la Ley 26.093 –el régimen es por quince años contados desde 2006, pero el Ejecutivo puede tomar los quince años desde el año en que comenzó el corte obligatorio, o sea, desde 2010, de ahí las dos fechas referidas). Es justamente esta cuestión la que abre una excelente oportunidad para empresas que tengan mayoría de productores agropecuarios. A continuación se expone la distribución del cupo fiscal para el presen-
te año, con el aumento otorgado por Resolución 554/10 de la Secretaría de Energía, que estableció un aumento del contenido de biodiesel en el gasoil hasta 7 % (B7) a partir de agosto de 2010: Al momento de determinar la primer cantidad por parte del Gobierno, se consideró que la demanda de gasoil para este período iba a superar en un 7% a la demanda de 2008 y que además, se iba a cortar todo el gasoil importado para producción de energía eléctrica con un 20 % de biodiesel, y todo el gasoil importado para transporte se iba a sustituir al 100 % por biodiesel. Es poco probable que en el período marzo 2010 – febrero 2011 se puedan consumir 859.820 tns. de biodiesel y tampoco 1.072.715 tns. en el período agosto 2010 – julio 2011, salvo que se consoliden otros usos de biodiesel más allá del transporte. Pero se trata de un importante avance en la materia. De movida, los fabricantes de automotores no homologan el uso de biodiesel al 100 % y solo está homologado el uso de biodiesel en las turbinas de generación de energía eléctrica por la japonesa Mitsubishi para cortes al 5 %, no así todavía similar uso por Siemens, General Electric, etc.Más allá de esta diferencia es probable que en el período marzo 2010 – diciembre 2010, se utilicen alrededor de 600.000 tns. de biodiesel. Recién en 2011, se alcanzarán las metas previstas por el Gobierno Nacional. Se espera también un importante
incremento del uso de biodiesel en la generación de energía eléctrica (que sumará mayor demanda a los números antes expuesto), tanto en motores estacionarios, como en turbinas, ya que los fabricantes de éstas pronto homologarán el uso de este combustible renovable, como lo hizo Mitsubishi recientemente. Hay varios proyectos en carpeta para ampliar capacidades de fábricas de biodiesel existentes y construir otras nuevas, que permitirán sumar 1 millón de toneladas de capacidad anual adicional a la existente. El proceso de inversiones continuará su marcha y para 2015, la capacidad instalada superará los 5,5 millones de toneladas. Si a este proceso, sumamos el que se lleva adelante con la incorporación de bioetanol a las naftas y al que el Gobierno comenzó con la implementación del Programa GENREN -derivado de la aplicación de la Ley 26.190, para el fomento de la generación eléctrica de fuentes renovables-, estamos asistiendo en Argentina a un “antes y un después” en materia de diversificación de la matriz energética. Se trata de una gran noticia. Por último, para consolidar este camino, debemos revisar toda la legislación de promoción, dotándola de mayor seguridad jurídica y tributaria, haciéndola más flexible y racional. Concomitantemente, es fundamental que todos los actores de las distintas cadenas de valor, aumenten su compromiso social empresario
Vestas avanza firme en el Proyecto Macarthur
La empresa Vestas firmó un contrato para la entrega de 140 unidades del modelo V112-3.0 MW con los clientes AGL Energy Limited y Meridian para el proyecto Macarthur en Australia de 420 MW. El Parque Eólico Macarthur, que pasará a ser el mayor parque eólico del hemisferio sur, contará con una capacidad de generación de energía limpia y renovable de 420 MW que provendrán de 140 unidades del nuevo modelo de aerogenerador V112-3.0MW. El proyecto Macarthur será desarrollado conjuntamente por las empresas AGL Energy Limited y Meridian. El proyecto de Macarthur está situado en el Distrito Oeste de Victoria en Australia entre las ciudades de Macarthur, Hawkesdale y Penshurst. Vestas realizará la instalación del Parque Eólico Macarthur en consorcio con Leighton Contractors. Se trata de un contrato llave en mano que incluye la ingeniería, entrega e instalación de los aerogeneradores, así como la provisión de la solución VestasOnline® Business SCADA y un contrato de mantenimiento de diez años. Se estima que la entrega de los primeros aerogeneradores se realice durante el tercer trimestre de 2011 y que la instalación completa esté finalizada en la primera mitad de 2013.
Lakeland desembarca en Argentina Pyrolon® CRFR: traje descartable resistente contra agentes químicos leves y retardante de las llamas, se auto extingue. Conforme a norma NFPA 2113.
LAKELAND INDUSTRIES INC. uno de los lideres mundiales en seguridad industrial incorpora a su estructura societaria LAKELAND ARGENTINA SRL. Con más de 25 anos en la fabricación y venta de una amplia línea de prendas protección y accesorios de seguridad, Lakeland Industries abastece tanto a consumidores industriales finales, como fabricantes de químicos o petroquímicos, automóviles, acero, vidrio, empresas eléctricas, petroleras, materiales de construcción, fundiciones, artículos de limpieza, fármacos y electrónica de alta tecnología, además de hospitales, laboratorios, organismos gubernamentales, departamentos de policía y bomberos, unidades de rescate de accidentes aéreos, centros de control y prevención de enfermedades y plaga, entre otros. Algunos de los productos que ofrecen en nuestro país serian los siguientes:
Micromax® NS: traje descartable de uso industrial que brinda protección contra particulas secas y salpicaduras de líquidos no peligrosos. Prenda AntiEstática conforme a norma 1149-1.
Micromax® NS Cool Suit: donde se necesita mayor protección (brazos, piernas, y parte frontal) este traje descartable esta hecho de Micromax NS, un excelente repelente de salpicaduras de líquidos de leve peligrosidad y partículas secas. Por detrás, área donde se concentra gran parte del calor cuenta con tela de alta respirabilidad SMMS facilitando el intercambio de temperatura corporal con el medio exterior, dando como resultado un mayor confort y menor condensación de humedad, posibilitando utilizarlo por mas tiempo. Chemmax 1, 2 (con Dow Saranex) y 3: trajes descartables de protección química multipropósito acorde el nivel de peligrosidad del agente químico al que se este expouesto. Costuras interlock, ribeteadas o selladas, posibilitando contar con la protección adecuada garantizada por un sellado acorde a la necesidad del usuario. Guantes sin soporte tejido de protección química fabricados en nitrilo (Nitrosol), latex (Natrasol), neoprene (Neosol) y combinación de neoprene y caucho (Chemsol) certificados en normas EN388 y EN374 y guantes con soporte tejido (Nitrogard), y con tratamiento antibacterias (Microgard) certificados en normas EN374 y EN388, también cuenta con la linea anticorte SpiderGrip Ropa de proteccion ignifuga: camisas, pantalones y overoles varios confeccionados con telas inherentemente ignifugas o tratadas. Fyrepel: trajes de bombero estructural, forestal y aeronautico con certificacion UL de nomas NFPA 1971 y 1977.
Gran expectativa por CIDEL 2010
AES, primera en generar con biodiesel del país
Del 27 al 29 de Septiembre de 2010 en el Hilton Hotel de la Ciudad de Buenos Aires se llevará a cabo CIDEL Argentina 2010, el evento latinoamericano sobre Distribución Eléctrica más importante del sector, donde será el ámbito de debate sobre las nuevas tecnologías y normativas de la industria. Con respecto a la presentación de trabajos, se están evaluando más de 200 papers, ¿podrían indicarnos cuáles son los temas más elegidos por los autores?, le preguntamos a Graciela Misa, integrante del Comité Organizador de Cidel 2010. Con agrado observamos una gran amplitud de los temas presentados que abarcan desde el diseño y concepción de nuevas tecnologías, pautas para el cuidado del medio ambiente y propuestas para marcos regulatorios hasta modelos de gestión alternativos y posibilidades de nuevas inversiones en el sector. La sesión que tuvo mayor cantidad de papers presentados fue la número tres sobre Sistemas de Gestión de Distribución con un 25 % sobre el total de trabajos: ¿a qué se debe esta preferencia? Creemos que investigar, reflexionar y elaborar propuestas sobre los Sistemas de Gestión de Distribución es fundamental porque, sin dudas, son una herramienta que mejorara la gestión técnica y operativa de la distribución de energía eléctrica. Y, de ese mismo modo, lo perciben los autores. Es muy importante encontrar alternativas para optimizar la calidad del servicio disminuyendo el número de incidencias y agilizar la atención de pedidos de nuevas conexiones. Además, es un tema fascinante porque permite plantear modelos acerca de cómo renovar la eficiencia de la gestión de distribución para modernizar los trabajos de operación y de campo. ¿Podrían contarnos qué aspectos abarcará el Curso Pre-Congreso y a quién está destinado? El Curso Pre-Congreso se desarrollará el lunes 27 de sep35 16$ tiembre de 14 a 17 horas. Su tema principal será la “Cargabilidad en35 transformadores” y estará a cargo del Ing. Orlando Giraldo de 16$ la 35 empresa HJ International, especialista en selección, protección 16$ y operación de dichos dispositivos. Es un seminario que abarcará (16$ no35 sólo aspectos técnicos sino también económicos y financieros sobre los transformadores considerados un activo de vital importancia para el desenvolvimiento del sector eléctrico. Está destinado a quienes proyectan, construyen y operan las redes de Distribución Eléctrica. Simultáneamente al Congreso, se realizará una exposición técnica: ¿podrían contarnos qué empresas participarán y cuáles serán las novedades que se conocerán? Realizar una exposición paralela implica que los principales protagonistas del sector puedan encontrarse en un mismo lugar. El objetivo es que se presenten equipos y servicios novedosos para la distribución (1(5*(7,&$ y comercialización de energía.
El Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación, Arq. Julio de Vido, inauguró y puso en marcha en San Nicolás el nuevo sistema que AES ha desarrollado en su termoeléctrica AES Paraná para generar electricidad utilizando biodiesel. Durante el acto, el Presidente de AES Argentina, Ing. Fernando Pujals manifestó “Estamos muy orgullosos del desarrollo realizado por nuestro equipo de ingenieros, técnicos y operarios argentinos de AES. La gente de AES San Nicolás ha logrado que el biodiesel llegue a la generación de electricidad en nuestro país gracias a su trabajo, creatividad e innovación. Pero por sobre todo lo han hecho guiados por el compromiso que tenemos de generar energía limpia y segura para todos los argentinos. Gracias a ellos hoy tenemos la primer ciclo combinado de esta capacidad en el mundo en contar con un sistema para generar con biodiesel” AES prevé duplicar la capacidad de generación con biodiesel en 2011 replicando la modificación en la turbina Nro 2, con un consumo superior a los 11 millones de litros del bio combustible. Además espera poder implementar este sistema en otras de sus plantas térmicas.
En busca de las mejores ideas… GE anunció hoy un concurso por 200 millones dólares, abierto al público, para buscar ideas innovadoras que creen una red eléctrica más inteligente, más limpia y más eficiente para acelerar la adopción de tecnologías de redes favorables al medio ambiente. Esta iniciativa mundial, una de las más grandes de la historia, invita a profesionales, ejecutivos y empresarios a compartir ideas y reunirse para aceptar uno de los retos más difíciles del mundo: la construcción de la red de energía de próxima generación, que satisfaga las necesidades del siglo XXI. Quienes estén interesados en participar deberán registrarse en: www.ecomagination.com/challenge. El desafío fue lanzado en colaboración con Emerald Technology Ventures, Foundation Capital, Kleiner Perkins Caufield & Byer y RockPort Capital, así como con la revista Wired, como parte de Ecomagination, iniciativa global de GE para invertir en tecnologías amigables con el medio ambiente que ofrece soluciones innovadoras que benefician a sus clientes y a la sociedad en general.
COAMTRA invierte en equipamiento de punta Con una inversión de más 4 millones de euros, COAMTRA trajo al país la grúa LIEBHERR LR 1600, un equipo de última generación estratégico para la región, destinado a la ejecución de mega obras de infraestructura de la industria petroquímica y energética.
a adquisición del equipo en un contexto económicamente adverso (la compra se ha realizado en Octubre de 2009) pone de manifiesto el compromiso de la compañía tanto con el país como con su ámbito de influencia. Si bien la grúa arribó a Argentina sin contrato alguno, la misma ya operó en forma ininterrumpida, realizando los siguientes servicios:
- Izaje de generadores de 2MV en el Parque eólico Sierra de los Caracoles II (Departamento de Rocha, Uruguay) -Rescate de una grúa portuaria en el Puerto de La Plata. -Izaje de carcaza y rotor en un Paro de Planta de una central térmica (Refinería Repsol YPF). -Recambio de componentes pesados en Paro de Planta Programado de Acinda (Villa constitución).
-Y proximamente participaremos en el Paro de Planta de una importante petroquímica, mediante el recambio de intercambiadores de 190tns (Bahía Blanca). La grúa sobre orugas LIEBHERR LR 1600/2 es una de las más grandes y modernas máquinas del Cono Sur, y se encuentra en la flota de COAMTRA contribuyendo al desarrollo e inversión en obras de infraestructura en las áreas de la energía, gas, petróleo, refinerías, petroquímicas y minería. Tiene una capacidad máxima de izaje de 600 toneladas, alcanza los 180 metros de altura y tiene un peso de 500 tns. aproximadamente. Participar en el montaje de Parques Eólicos, Rebump y ampliaciones de Refinerías, Petroquímicas y Centrales Térmicas, además de emprendimientos Mineros, es el objetivo de COAMTRA, que se ha preparando para ocupar este rol protagónico en
su sector desde los últimos años. “Mediante la adquisición de ésta grúa, nos hemos convertido en líderes a nivel nacional y en una de las mayores empresas en Sudamérica en Ingeniería de movimientos. La LIEBHERR LR 1600/2 ha ampliado nuestra capacidad de izajes del tipo Heavy Lift, que sumado a nuestra flota de transportes extra pesados y a nuestros sistemas de montaje con pórticos hidráulicos (sistema Mega lift) nos convierte en la única compañía Argentina con equipamiento de envergadura propio y la experiencia necesaria para encarar y ejecutar grandes proyectos de envergadura” nos dice Xavier de Bonis, Gerente Comercial de la empresa. Por su versatilidad y porte, la grúa está pensada para operar en los países de Sudamérica, especialmente en Chile, Uruguay, Argentina, Brasil, Bolivia, Paraguay y Perú
REVISTA PRENSA ENERGETICA AGOSTO - SETIEMBRE 2010

References: resolución 
 Resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución