ANUARIO IPD PRENSA ENERGETICA

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Staff Editor-in-Chief: Daniel Barneda danielbarneda@uolsinectis.com.ar

Publisher: Gastón Salip prensaenergetica@uolsinectis.com.ar

Art & Design: Synergia@fibertel.com.ar

Printed on: COGTAL

Fuente: Empresas, Secretaría de Energía, IAPG, The New Says, Elaboración propia.

Anuario IPD es una publicacion de SYNERGIA comunicaciones integradas. registro de propiedad intelectual en tramite. Las notas publicadas no necesariamente representan la opinion de los editores. el nombre y logo anuario IPD son propiedad de Synergia. prohibida su reproduccion parcial o total (ley 11.723) todos los derechos reservados.

Miralla 626 - PB 4, (CP 1440), CABA ARGENTINA

Copyright © 2009

Editorial Argentina es un país de oportunidades. Hoy los especialistas advierten que si la economía crece a tasas del 5% acumulado anual, la inversión energética (petróleo, gas y electricidad) para reponer capital y acompañar la demanda debería llegar a 2 puntos del producto. Esto representa unos U$S 6.000 millones de dólares por año. Está claro que con la inversión pública y el financiamiento de los organismos internacionales no alcanza. Hace falta inversión y financiamiento privado. No es una cuestión de gusto o ideológica; es una necesidad que termina condicionando la expansión económica.

En abril de 2003 con la mayoría de las empresas privatizadas en default y una deuda acumulada en bancos del exterior por U$S 10.000 millones el país salió adelante y en gran parte por la decisión de parte del empresariado argentino de redoblar la apuesta en materia de inversiones y nuevos proyectos.

Mucho se habló de este controvertido 2008, pero ni la crisis del campo ni las turbulencias financieras del mercado internacional han hecho mella sobre las inversiones programadas, algunas se han postergado para 2009 y otras siguen su ritmo previsto.

Este mismo espíritu empresarial de apostar “pese a todo” fue el que nos llevo a crear este nuevo producto editorial al que llamamos ANUARIO IPD (Investment Project Development) que no hace más que reflejar los proyectos de inversión más importantes anunciados y realizados durante el año 2008 con datos clave sobre financiamiento, socios, infraestructura, estudios de prefactibilidad, cronogramas de puesta en marcha, en definitiva toda la información necesaria para saber dónde y cuánto se está invirtiendo en el país.

De eso se trata el IPD, de oportunidades de inversión, de apostar al crecimiento económico, de hechos concretos y proyectos de empresas, que pese a la crisis, siguen creyendo que en Argentina sobra tierra fértil para el desarrollo de nuevos negocios.

Con un formato atipico de coleccion y diseño minimalista el ANUARIO IPD fue pensado para que el empresario/lector tenga a mano no solo información de consulta sino un producto inteligente y distinto para leer en estas épocas de sobreinformación, estrés y poco tiempo.

Que lo disfruten!!

Daniel Barneda

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Proyectos de Inversión Gasoducto del NEA • Anuncio: por el gobierno de Néstor Kirchner en Noviembre 2004.

• Inversión: U$S 1.600 millones • Entrada en operación: diciembre 2010.

• Estado del proyecto: demorado hace más de 4 años.

• Licitación: aún no fue realizada.

• Financiamiento: El 70% sería financiado por inversores privados y el resto lo aportará el Estado argentino (Fondos Fiduciarios).

• Antecedentes: El 24 de noviembre de 2003 el titular del Grupo Techint, Paolo Rocca, presentó formalmente al presidente argentino Néstor Kirchner, el proyecto en el Salón Blanco de la Casa Rosada. La obra debía estar lista en el 2006 para abastecer fundamentalmente a las cuatro provincias argentinas que aún no cuentan con gas natural por redes: Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones. En una primera etapa el ducto transportaría 10 millones de metros cúbicos diarios, pero tendrá capacidad para duplicarla (20 millones m3/d) para abastecer incremento de demanda. Techint la propuso y pretendía hacerla. Pero la

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polémica sobre lo que se entendió era una adjudicación directa hizo cambiar los planes. Por eso el gobierno argentino convocó una licitación. El Estado aportaría US$ 150 millones, porque pidió una traza diferente a la propuesta por Techint. Sin embargo, la grave situación político-institucional por la que atravesó el gobierno de Carlos Mesa en marzo de 2005 complicó el panorama y paralizó el proyecto que luego fue reflotado tras el acuerdo de precios pactado con Evo Morales garantizando los volúmenes necesarios para el GNEA. Allí se estableció que YPFB sería el proveedor del gas natural, en tanto ENARSA sería el comprador en frontera y obtendría una concesión de transporte para el GNEA en territorio argentino. Ahora, lejos de los rumores de adjudicación directa y con una situación político-institucional más estable, la puesta en servicio se estima para el segundo semestre de 2009, si su construcción empezaba en el primer semestre de 2007, hecho que no ocurrió.

• Descripción general: El Gasoducto del Noreste argentino deberá entrar en operación en 2010 para transportar 27,7 millones de m3 diarios de gas boliviano. El gasoducto que demandará una inversión de casi 1.600 millones de dólares para transportar hasta 20 millones de metros cúbicos diarios de gas boliviano y abastecer a todo el norte argentino, debió estar finalizado en el 2006.

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• Qué dicen los expertos: La gran pregunta del millón es: ¿está en condiciones Bolivia de cumplir en el plazo pactado con la provisión de semejante volumen de gas natural? Los expertos aseguran que la producción actual en Bolivia no

alcanzaría para cumplir los contratos de suministro que mantiene con Brasil (30 millones de metros cúbicos diarios anuales) y con la Argentina (hasta 7,7 millones). Además, advierten que el carácter cautivo de esa obra de infraestructura

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podría afectar iniciativas exploratorias por lanzarse en la cuenca Chacoparanaense. “Con la puesta en servicio del gasoducto del Nordeste las compras a Bolivia apenas podrían alcanzar entre 12 y 15% del volumen que se consume en la Argentina”, sostienen.

• Contrato: Por la venta del gas, Bolivia recibirá en un plazo de 20 años la suma de U$S 17.000 millones estimados sobre el precio de 8 dólares por millón de BTU establecido en junio de 2006 entre los presidentes de ambos países, Néstor Kirchner y Evo Morales. Además, para garantizar el suministro, el acuerdo prevé la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino.

• Infraestructura: Según datos aportados por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Argentina, la infraestructura necesaria contempla: un ramal Principal (Capacidad 20 MMm3/día); 1.500 Km. de cañería de 30”; 11 estaciones compresoras: 350.000 HP. Y ramales provinciales de 1.000 Km en diversos diámetros (4” a 12”) con conexión a todas las capitales provinciales y principales ciudades del NEA, y zonas

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no gasificadas de Salta y Santa Fe. La construcción del GNEA habilitaría, además, la construcción de dos plantas separadoras de líquidos en territorio boliviano, uno en la población fronteriza de Yacuiba y la otra cerca de la estación de bombeo de Río Grande, en Santa Cruz.

• Nuevo cronograma: El gobierno de Evo Morales buscará renegociar su contrato de gas con el Gobierno argentino porque no podrá cumplir con volúmenes adicionales a par-

tir de 2010, a causa, según explican, del boicot de transnacionales a la nacionalización de los hidrocarburos. Ahora el vicepresidente de Bolivia, Álvaro García Linera, anunció que deberá postergarse hasta 2012 o 2013 la provisión de 20 millones de metros cúbicos adicionales de gas al país.

Según el funcionario, la prórroga del contrato es atribuible a que las inversiones de las petroleras que operan en Bolivia recién comenzarán a dar resultados a partir de 2009 y 2010. Bolivia.

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Proyectos de Inversión Atucha II • Anuncio: Las obras de finalización recomenzaron en 2006 y se prevé su entrada en servicio para 2010.

• Inversión: La central comenzó a construirse en 1981, pero las obras fueron paralizadas en 1992 cuando se había concluido el 80% del total, y para su terminación se destinarán 800 millones de dólares. Un proyecto por el que ya se pagaron us$ 3.300 millones (1.800 millones de dólares a proveedores extranjeros y US$ 1.500 a empresas nacionales). Para terminarla hacen falta US$ 500 millones más.

• Antecedentes: Fue la primera central nuclear instalada en Latinoamérica. Desde 2001 es también la primera y única central comercial de agua pesada en el mundo que funciona totalmente con uranio levemente enriquecido. El reactor es del tipo PHWR (reactor de agua pesada presurizada), y su diseño se basa en el prototipo alemán MZFR. La construcción fue realizada por la subsidiaria Kraftwerkunion (KWU) de Siemens y comenzó el 1 de junio de 1968. El reactor entró en criticidad el 13 de enero de 1974; la central fue conectada al sistema eléctrico nacional el 19 de marzo, y comenzó su producción comercial el 24 de junio del mismo año. Ha operado desde entonces con sólo una parada significativa en 1989. Hasta fines de 2005 había generado 62.661,38 GW(e)h, con un factor de disponibilidad acumulado de 71,17% y un factor de carga acumulado de 68,07%.

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• Descripción general: La central es operada por Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) y está ubicada en la costa del río Paraná, cerca de la localidad de Lima, en el Partido de Zárate (Provincia de Buenos Aires), a unos 100 km al noroeste de la ciudad de Buenos Aires.

• Nuevo cronograma: Atucha II estuvo detenida por más de 20 años, reiniciándose las obras a mediados de 2007. Se espera la conclusión de las mismas y la entrada en servicio para 2010. Para ello el gobierno argentino ha contratando a la empresa canadiense Atomic Energy of Canada Limited (AECL) para su finalización. El cronograma del proyecto de ejecución de obra comprende una fase de 12 meses de duración para el relanzamiento del proyecto (organización, recuperación de infraestructura, ingeniería y contratos), una fase II de 26 meses para las actividades de construcción y montaje y una fase III de 14 meses para la puesta en marcha de la central. Las tareas remanentes de diseño serán ejecutadas por Nucleoeléctrica Argentina S.A. en asociación con los recursos científicos y tecnológicos de la Comisión Nacional de Energía Atómica.

• Qué dicen los expertos: Consideran que Atucha II comenzará a funcionar en el 2010, cuando aportará 745 megavatios de electricidad al sistema energético nacional, lo que representará un incremento aproximado del 5 por ciento.

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• Pronósticos: En agosto de 2006 el ex presidente Néstor Kirchner aseguró que Atucha II “estará concluida a mediados de 2009” y aportará 745 megavatios al sistema eléctrico nacional.

• Licitación: El proyecto Atucha 2 fue objeto de una licitación internacional en 1980. Un año después, la empresa

alemana Siemens-KWU obtuvo el contrato. El costo total del proyecto previsto originalmente era de US$ 1,9 mil millones. El 50% de los suministros serían importados y el resto sería provisto por Argentina. Siemens, responsable de los suministros importados, tenía asegurado el financiamiento a partir de créditos otorgados por consorcios de bancos alemanes. El reactor de agua pesada presurizada (PHWR) de 692 megavatios debía entrar en servicio comercial en 1987, hace 16 años, y tendría una vida útil de 40 años. No obstante, nunca fue terminado debido a que las obras se interrumpieron indefinidamente en la década de 1980.

El proyecto quedó archivado con sólo un 81% del reactor completo.

En 1999, un grupo de trabajo del gobierno estudió la posibilidad de completar Atucha II, pero el proyecto fue abruptamente demorado por la crisis financiera de Argentina en 2001. En ese entonces, el costo total de la terminación era de US$ 800 millones, y el Estado Nacional sería el principal encargado de la financiación.

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Proyectos de Inversión Campaña de Exploración Offshore • Anuncio: por Néstor Kirchner en febrero de 2006 y ratificado por las empresas en septiembre de 2006.

• Inversión: US$ 150 millones y se extenderá por más de un año. Durante ese período, ocuparán de forma directa e indirecta a más de un centenar de personas en Chubut y Santa Cruz.

• Entrada en operación: Con la contratación de una plataforma autoelevante (Ocean Scepter), ENARSA, YPF y Enap Sipetrol Argentina perforarán las cuencas Austral y del Golfo San Jorge en el Mar Argentino en busca de hidrocarburos.

• Consorcio: integrado por la chilena ENAP Sipetrol, ENARSA e YPF. • Antecedentes: La última participación directa de una empresa estatal en actividades offshore data de fines de la década de los 70 con la plataforma General Mosconi.

• Descripción general: La campaña de perforación comprende dos grandes proyectos: el denominado Hélix E2, que se desarrollará en la Cuenca Austral (Area E2) y será operado por Enap Sipetrol Argentina; y el Proyecto Aurora en la Cuenca del Golfo de San Jorge (Area GSJM-1) que operará YPF. En septiembre de 2006 estas empresas firmaron un acuerdo para explorar, desarrollar y explotar los yacimientos

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de hidrocarburos del Area E2 en la plataforma continental argentina de una superficie de 14.000 km2 frente a las costas de Santa Cruz y el Estrecho de Magallanes. En los próximos meses la plataforma offshore Ocean Scepter perforará el primero de los dos pozos exploratorios previstos de aproximadamente 1.600 metros de profundidad y a una distancia de alrededor de 35 kilómetros de la costa de la provincia de Santa Cruz. De esta manera en su carácter de operador del Area 2, Enap Sipetrol Argentina vuelve a perforar en la Cuenca Austral en asociación con la empresa estatal de energía de Argentina (hoy ENARSA).

Para el Proyecto Aurora, después de 30 años una empresa volverá a perforar offshore en el Golfo San Jorge. El proyecto contempla en una primera etapa la perforación de 4 pozos verticales de aproximadamente 2.500 metros cada uno con el objetivo principal de identificar la potencialidad del área como productora de hidrocarburos. De resultar exitosa la etapa de exploración en una o ambas áreas, la plataforma estará comprometida por un año más para poder perforar los pozos requeridos para su posterior desarrollo.

• Infraestructura: Tipo de plataforma: Plataforma Autoelevante de patas independientes (jack up) Diseño: KAFELS Model V Super B Class Año de construcción: 2008

DESCRIPCIÓN TÉCNICA Largo total de la unidad incluido helipuerto: 74 metros Altura de casco: 7,6 metros / Altura de patas: 148 metros Consumo de gas oil: 22 m3/día / Máximo Nº de personas: 120 Almacenamiento Gas oil: 430 m3 / Agua de perforación: 3450 m3 Agua potable: 330 m3 Capacidad de tanques para la inyección: 885 m3 Operación Máxima profundidad de agua: 106 metros Mínima profundidad de agua: 6 metros Máxima profundidad de perforación: 10.600 metros Grúas Cantidad: 3 / Capacidad: 50, 35 y 35 toneladas Helipuerto en plataforma Dimensiones: 22 x 22 metros / Máximo peso: 9,2 toneladas Diseño para Helicóptero tipo Sikorsky S61N • Enfermería equipada con dos camas, una mesa de examen e instrumental básico de primeros auxilios.

• Equipamiento de escape formado por cápsulas de abandono con capacidad para el doble de la tripulación, balsas salvavidas inflables para el ciento por ciento de la capacidad, chalecos salvavidas, bengalas, luces y demás equipamiento de emergencia.

• Personal contratado: El total del personal afectado al proyecto en la plataforma de perforación será de 100 personas y habrá un período de recambio incial de 15 a 40 días. Serán 75 argentinos y 25 extranjeros los que vivirán en la plataforma.

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Proyectos de Inversión Centrales Termoeléctricas de Campana y Timbúes • Anuncio: En mayo de 2004, el Gobierno anunció un plan energético para los siguientes cuatro años. Pese al tiempo récord de la construcción, las obras debían haber estado terminadas a fines de 2006, según ese plan.

• Inversión: U$S 1.100 millones. Timbúes fue adjudicada a un costo de 548 millones de dólares, más adicionales de 21,5 millones de dólares, en tanto que la generadora Manuel Belgrano costará 511 millones, más algunos adicionales por 16,5 millones de dólares, según el proyecto definitivo.

• Entrada en operación: Ambas centrales aportaron unos 830 MW al sistema eléctrico nacional (SIN) en el primer trimestre del 2008, con operación a ciclo abierto. En el 2009, operando ya a ciclo cerrado, ambas elevarán a 1.600 MW su oferta al mercado de generación.

• Licitación: La alemana Siemens, como cabeza de un consorcio, dejó atrás a otras tres importantes firmas (Alstom, General Electric y Mitsubishi) y se quedó con la licitación para construir y poner en marcha dos centrales eléctricas. La empresa alemana se quedó con las obras de la Central Termoeléctrica Timbúes, de 800 megavatios de potencia, en el departamente santafesino de San Lorenzo.

Y con la construcción de la Central Térmica Manuel

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Belgrano, de 823,65 megavatios, emplazada en Campana.

• Financiamiento: Para pagar las nuevas usinas de Campana y Rosario el Gobierno Nacional utilizará tres fuentes de financiación. Por un lado se usarán los recursos cedidos por los generadores al Foninvemem, que alcanzan a 500 millones de dólares. El Foninvemem es un fondo que creó la Secretaría de Energía de la Nación a partir de las deudas que la administradora del mercado eléctrico Cammesa contrajo con varias empresas desde de la devaluación. Los principales accionistas de las dos usinas construídas por Siemens son las empresas Endesa, Total, Aes, Petrobras, EDF y Duke. Otra parte del financiamiento para la construcción de las usinas saldrá del “cargo tarifario” del 3 por ciento sobre el valor de la energía que pagarán durante cinco años los medianos y grandes usuarios. Y también los aportes complementarios que arrimen los bancos, las AFJP y el propio Estado. En definitiva, las dos termoeléctricas esrán construidas en el país en el marco del Fondo para Inversiones Necesarias para el Mercado Eléctrico (FONINVEMEN) creado por el gobierno argentino para solucionar la necesidad de nueva potencia en el sistema eléctrico del país.

• Contrato: La firma del contrato para que Siemens levante dos centrales térmicas de ciclo combinado -una en

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Timbúes y otra en Campana- se realizó a mediados de noviembre de 2006.

• Infraestructura: La central de Timbúes fue construida por las firmas Duro Felguera SA y Electroingeniería SA, mientras que la de Campana estuvo a cargo de Inelectra y Electroingeniería SA. El combustible primario que utilizarán las centrales será el gas natural, y alternativamente combustible líquido. Siemens suministrará dos turbinas de gas de alta eficiencia, una turbina de vapor y un sistema de instrumentación y control. Además, el contrato incluye una caldera de recuperación térmica y la electrónica de potencia.

• Cronograma: En marzo de 2008 se inauguró una de las turbinas de la central Termoeléctrica Manuel Belgrano en Campana que aportarán al sistema 270 MW. Sólo el año próximo la central comenzaría a trabajar como ciclo combinado, con lo cual hará un uso más eficiente de la energía para generar electricidad. En tanto, la central termoeléctrica General San Martín de Timbúes comenzó a funcionar los primeros días de junio, un año después de que arrancara su construcción. Hacia fines de agosto entraron en funcionamiento dos turbinas que sumarán algo más de 500 Mw y en junio de 2009, cuando se instale la turbina a vapor, llegará a su máxima capacidad con 830 Mw.

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Proyectos de Inversión Proyecto Cascade • Anuncio: marzo de 2008 por el gobernador de Chubut, Mario Das Neves.

•Inversión: 33 millones de dólares, estimándose una ganancia anual en 9,2 millones de dólares.

• Antecedentes: La decisión de avanzar en el proyecto denominado "Cascade" fue revelada por Das Neves luego de firmar junto al ministro de Planificación Federal de la Nación, Julio De Vido, y al secretario de Energía de la Nación, Daniel Cameron, el convenio para financiar la construcción de la estación transformadora de 500 KV del polo energético que se levantará en la localidad de Dolavon y que permitirá el acceso al Sistema Argentino de Interconexión de la energía eléctrica producida por el proyecto Ingentis; financiando el 69% de los costos la Nación y el 31 % la provincia.

• Descripción general: El proyecto “Cascade” presentado en conjunto por la provincia del Chubut y la empresa EMGASUD en el marco del “Plan Gas Plus” consiste en la instalación de una planta de tratamiento de gas natural y de una planta de producción de gas licuado en la localidad de Río Mayo, lo que facilitará la incorporación de nuevos yacimientos de gas natural que permitan la producción y el aumento del horizonte de reservas comprobadas. En

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cuanto a producción de gas natural Chubut aportará un millón de metros cúbicos día. La planta de tratamiento de GN producirá 1 MM m3/día, mientras que la de LPG dará lugar a 10 mil toneladas/año de propano, 5 mil toneladas/año de butano y procesará 2,5 MM m3/día de gas natural. El excedente de 10 mil toneladas será destinado a la exportación, garantizando un importante ingreso de divisas.

• Puesta en marcha: Se prevé su puesta en operación en agosto de 2009. EMGASUD garantizará la capacidad de transporte de gas natural por intermedio del Gasoducto Patagónico que permita a las empresas productoras asegurar la comercialización de la producción sin restricciones.

•Construcción: La puesta en marcha del proyecto impone la construcción de plantas de tratamiento de gas natural y de GLP. Localidades como Río Mayo Oeste, Confluencia, Pampa María Santísima y Mata Magallanes, están siendo explotadas por empresas regionales que realizaron importantes inversiones en exploración.

Con la puesta en marcha del proyecto "Cascade", se establecerá a través de Petrominera de la provincia junto con Emgasud, la realización de dos plantas, una en Río Mayo de tratamiento de gas natural que recolectará a través de

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pequeños gasoductos de los yacimientos todo el gas que se produzcan en los cuatro yacimientos que están por entrar en producción y una planta separadora de gas que nos va a permitir tener gas butano y propano que es el gas licuado que se utiliza generalmente en los cilindros y las garrafas y que se utilizó en el interior cuando no existía el gasoducto que se construyó en localidades como Río Mayo, Gobernador Costa, Tecka, San Martín, entre otras.

• Beneficios: se destacan el acceso a pequeños productores al mercado gasífero de gran escala, la incorporación de nuevos yacimientos a la oferta de gas natural (Río Mayo Oeste, Pampa María Santísima y Confluencia), además de crear más de 150 nuevas fuentes de trabajo. También permitirá el autoabastecimiento de gas licuado para las localida-

des de Gualajaina, Paso de Indios, Gastre, Gan Gan y Telsen, facilitando la mejora de vida de más de 10.000 personas en el interior de la provincia e integra el valor energético en lo más amplio del territorio. La propuesta incorpora un 15% más a la producción del Gasoducto Patagónico.

EMGASUD SA presta servicios de distribución y transporte de gas natural, generación de energía eléctrica y construcción de gasoductos, elabora, desarrolla y lidera proyectos energéticos basados en el aprovechamiento de recursos renovables y la utilización de tecnologías de última generación en equipamientos térmicos. A través de su controlada Enersud Energy, compite en el más alto nivel de la comercialización del gas natural y derivados energéticos en la República Argentina.

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Proyectos de Inversión Integración Gasífera del Sur (Ex Gasoducto Caracas- Buenos Aires) • Anuncio: en enero de 2006 el presidente de Venezuela Hugo Chávez lanzó la idea del Gran Gasoducto del Sur. • Inversión: U$S 25.000.

• Entrada en operación: sin definir.

• Estado del proyecto: Hugo Chávez, informó del congelamiento del ambicioso plan de construir un gasoducto que conectaría a Venezuela con Brasil y Argentina. Reconoció que se estudia "un proyecto alternativo" para distribuir gas al Cono Sur. Se trata de un "proyecto de integración gasífera del Sur".

• Antecedentes: en diciembre de 2005, el presidente Hugo Chávez le comunicó al mundo el arranque de un proyecto para la construcción de un gasoducto, con una longitud aproximada de 8.000 Km., partiendo de Venezuela hasta Argentina, para transportar 150 millones de metros cúbicos de gas por día, cinco veces más que el gasoducto entre Bolivia y Brasil, hasta ahora el mayor de Sudamérica.

• Descripción general: El tan mentado gasoducto sudamericano entre Venezuela, Brasil, Argentina y eventualmente Chile tendría una capacidad para transportar 150 millones de metros cubicos dia de gas debiendo cruzar una parte importante del Amazonas Brasilera. Su longitud es de 7 mil 9 mil kilómetros, aproximadamente. El proyecto que se está considerando requeriría de por lo menos una reserva de 38 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas. Actualmente Venezuela tiene 150 TCF de reservas, de los cuales casi todas están inevitablemente ligadas a la producción de petróleo.

• Qué dicen los expertos: Si se consideran las inversiones a hacer en Venezuela, la inversión debería aumentar en 15.000 millones de dólares para el desarrollo de los pozos en Venezuela. El gas que vendría a Buenos Aires es visto en general con escepticismo por especialistas que señalan que el abastecimiento de gas natural licuado

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transportado por barcos constituye una alternativas más económica. Después de los 3 mil kilómetros de distancia el transporte preferido para el gas esta constituido por los grandes buques tanqueros que transportan gas licuado.

En principio, el costo es demasiado alto para hacer viable el proyecto. Esta es una de las razones por la cual la construcción del gasoducto desde Venezuela pasando por Brasil, Argentina y Chile parece imposible. El gasoducto siempre se vio como un proyecto difícil, como un proyecto a muy a largo plazo.

• Nuevo cronograma: La intención sigue siendo la misma: sólo que ahora la distribución será por barco y no mediante la larga tubería de 8.000 kilómetros que se proyectaba construir atravesando partes del Amazonas.

• Aspectos ambientales: Entre los mayores detractores de la idea del gasoducto estaban grupos ecologistas, que temían por los daños que podría causar el proceso de construcción de la obra en las zonas más frágiles de la amazonía brasileña.

• Aspectos jurídicos: Aun si el proyecto fuera técnica, política y financieramente posible, la construcción de esta obra, dado su tamaño, merece años de preparación de una red de contratos, tratados, marcos regulatorios, impositivos y aduaneros que tornan imposible cualquier intento de improvisación.

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Proyectos de Inversión Cuenca del Golfo San Jorge Piedra Clavada, Koluel Naike y Cerro Dragón • Anuncio: 13 de marzo de 2008. La Legislatura de la Provincia de Santa Cruz ratificó el Compromiso de Inversiones y Acuerdo para prorrogar el plazo de las Concesiones de Exploración y Producción que Pan American Energy (PAE) había suscripto con el Poder Ejecutivo de Santa Cruz.

• Inversión: El acuerdo compromete inversiones de no menos de 800 millones de dólares en las áreas que actualmente están en operación y prorroga la concesión de dichas áreas hasta 2027, conforme a lo previsto por la Ley de Hidrocarburos N° 17.319.

• Estado del proyecto: La decisión adoptada por la Legislatura de Santa Cruz ha convertido en ley ese acuerdo, que comprende las áreas hidrocarburíferas Piedra Clavada, y la superficie del Área Cerro Dragón comprendida en territorio santacruceño, en la Cuenca del Golfo San Jorge.

• Descripción general: Pan American Energy se comprometió a invertir en las áreas de la Zona Norte de Santa Cruz no menos de u$s 500 millones hasta 2017 y u$s 300 millones adicionales hasta 2027. También asumió el compromiso de realizar un aporte especial del 3% por sobre el pago de regalías desde la vigencia del acuerdo, es decir, 10 años antes del vencimiento de las concesiones hoy vigentes. La

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empresa realizará un aporte directo de u$s 40 millones a Santa Cruz, en los cuatro primeros años de vigencia del acuerdo, para que la Provincia lo destine a desarrollar nuevas obras de infraestructura que considere necesarias para su desenvolvimiento económico y social. La suma del Aporte Especial del 3% -considerando que es efectivo desde la vigencia del acuerdo- más el aporte a los fondos provinciales, equivale a una tasa del 16,7% de regalías adicionales sobre la extensión, con lo cual el total de “regalías equivalentes” durante el período de prórroga es del 28,7%. PAE integrará una UTE junto a Fomicruz para explorar y desarrollar el Área Centro Golfo San Jorge Marina. Allí, PAE se compromete a invertir u$s 80 millones en exploración (en conjunto con un área off shore vecina de la Provincia del Chubut), a sólo riesgo de la compañía, y a destinar otros u$s 500 millones para desarrollar el área si se identifican hallazgos de importancia. También implementará un plan de préstamos a emprendimientos privados de pequeñas y medianas empresas del Golfo San Jorge (Sur de Chubut y Norte de Santa Cruz) por $ 500 millones, para que esas Pymes puedan aumentar y mejorar su producción, generar nuevos empleos y ser más competitivas en la Argentina y en el mundo.

• Programa de exploración off shore: Uno de los aspectos clave del acuerdo aprobado por la Legislatura de Santa Cruz, junto al celebrado con la Provincia del Chubut es el

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inicio de un programa de exploración de alto riesgo en las áreas offshore Centro Golfo San Jorge Marina Santa Cruz y Centro Golfo San Jorge Marina Chubut, en el marco de sendas Uniones Transitorias de Empresas (UTEs) conformadas, en cada caso, por las compañías estatales provinciales Fomicruz (Santa Cruz) y Petrominera (Chubut) y PAE. La compañía invertirá 80 millones de dólares durante los próximos cinco años, a su sólo riesgo, mayormente en adquisición de sísmica y perforación exploratoria. En los primeros tres años, PAE se concentrará en la definición de las zonas a perforar, para lo cual realizará la adquisición, procesamiento e interpretación de la sísmica 3D, juntamente con la preparación técnica y logística de la campaña de perforación, que se llevará a cabo entre el cuarto y

quinto año de los contratos con Fomicruz y Petrominera. La profundidad de agua en el área es de alrededor de 80 metros. En principio, se prevé emplear en las tareas de perforación una plataforma jack up. El número de pozos exploratorios, junto con la profundidad a alcanzar, se determinará luego de que se realice el análisis e interpretación de la información sísmica 3D adquirida y se establezcan prospectos exploratorios donde se emplazarán los pozos. En la actualidad, PAE trabaja en la definición técnica del programa de sísmica 3D a registrar y está ultimando los pliegos para licitar el servicio.

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Proyectos de Inversión Generador Eólico en Veladero • Inversión: Construida a un costo de US$ 8,5 millones, servirá como proyecto piloto para probar el equipo a gran altitud.

• Entrada en operación: El generador, que se terminó de instalar a fines de 2007, es único en su tipo en el mundo, ya que tuvo que ser adaptado a la altura y a las condiciones climatológicas extremas.

• Estado del proyecto: El prototipo de generador eólico ubicado a mayor altura, a casi 4.200 metros sobre el nivel del mar y en plena cordillera de los Andes ya está funcionando en la mina Veladero.

• Descripción general: El D8.2 de Veladero es el primer molino eólico que funciona en una mina y es el primero del mundo en ser instalado a más de 4.000 metros de altura.

• Qué dicen los expertos: “Es una de obra ingeniería única, que nos reafirma en la voluntad de seguir apostando por este tipo de proyectos en Sudamérica y el resto del mundo. Es un claro ejemplo de innovación y modernidad, de ejercicio responsable de la minería en pleno siglo XXI”.

• Operatoria: Dos computadoras gemelas, una ubicada en la barquilla y otra en la base de la torre, controlan en tiempo real cada parámetro de funcionamiento, desde la

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posición de las aspas, para conseguir el máximo rendimiento energético, hasta la regularidad de la frecuencia en la energía producida. Los datos provienen de distintos tipos de sensores, entre ellos dos estaciones meteorológicas idénticas situadas en el exterior de la barquilla, que miden velocidad y dirección del viento y temperatura ambiente. Toda esta información es transmitida por fibra óptica al centro de control en Veladero y a las oficinas del fabricante en Alemania, desde donde se pueden operar todos los procesos del molino de manera remota.

• Infraestructura: El prototipo en Veladero es uno de los aerogeneradores más grandes que se fabrican actualmente. Se trata del modelo D8.2, provisto por la firma británica SeaWind y fabricado por la alemana DeWind. Con una

torre de 60 metros de altura, aspas de 40 metros y un rotor de 80 metros de diámetro, tiene carácter de prototipo experimental, ya este tipo de equipos nunca ha sido testeado en condiciones atmosféricas y climáticas extremas como las de Veladero.

El flujo de energía que entrega el molino eólico varía en función de la velocidad del viento: el D8.2 es tan sensible, que comienza a generar con brisas de 4 metros por segundo, llegando a su potencia nominal con vientos de unos 14 m/s. El límite máximo son 25 m/s (90 metros por hora). En este último caso, y para evitar daños en el generador, el sistema cuenta con un freno aerodinámico que varía la posición de las aspas y de la barquilla (cápsula donde se encuentra la maquinaria en el extremo superior de la torre) hasta detener por completo el rotor.

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Proyectos de Inversión Yacyretá • Inversión: El presidente Néstor Kirchner y su par de Paraguay, Nicanor Duarte, acordaron en Asunción finalizar hasta diciembre de 2008 las obras de la hidroeléctrica de Yacyretá, que ambos países comparten en el fronterizo río Paraná, y que demandarán una inversión de 500 millones de dólares.

• Antecedentes: El protocolo inicial para determinar el uso de los saltos se firmó el 1 de febrero de 1925, en Estados Unidos. Sin embargo, no sería hasta enero de 1958 que se crearía la Comisión Mixta Técnica Argentino-Paraguaya, a cargo del estudio técnico de aprovechamiento del río.

Presentado este, el 3 de diciembre de 1973 se suscribió en Asunción el Tratado de Yacyretá, por el cual los dos Estados se comprometieron a emprender en común la obra. Para ello se fundó la Entidad Binacional Yacyretá: en condiciones igualitarias para ambas partes, a la cual se le asigna la capacidad jurídica y responsabilidad técnica para realizar los estudios y proyectos, y para su ejecución. La construcción comenzó el 3 de diciembre de 1983; el 26 de abril de 1989 se firmaron las notas reversales que definen el esquema definitivo de las obras de protección de los valles de los arroyos afluentes al embalse en margen derecha (paraguaya). En junio de ese mismo año se cerró el brazo principal del río, y el 19 de mayo del siguiente el brazo Aña Kuá. El 1 de junio de 1993 se habilitó la esclusa de navegación para salvar la diferencia de alturas, y el 2 de septiembre de 1994 la prime-

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ra unidad de la central hidroeléctrica. Las 20 unidades programadas se pusieron por primera vez en función en su totalidad recién el 7 de julio de 1998. Actualmente, la central hidroeléctrica Yacyretá es una de las mayores obras de Latinoamérica. Para su funcionamiento inicial fue necesario represar el río Paraná, dando lugar a la formación de un lago artificial (o embalse). En 1994 se inició el llenado del embalse hasta la cota 76, es decir, 76 metros sobre el nivel del mar. Con este hecho las primeras turbinas comenzaron a generar energía.

• Descripción general: La obra cuenta con dos vertederos, uno construido en el brazo principal del río Paraná, compuesto de 18 compuertas, y el otro instalado en el brazo Añacuá, con 16 compuertas radiales. A través de cada turbina pueden pasar 2.630 millones de litros de agua por hora, o sea que, por las 20 turbinas de Yacyretá puede pasar por hora el equivalente al consumo de agua potable de 13 días de la ciudad de Asunción o de 2 días de la ciudad de Buenos Aires. La energía que se puede producir anualmente es de 19.000 Gwh equivalente al 65% de la generación eléctrica de Paraguay y la Argentina. La superficie del embalse (lago principal) es de 1.600 km2, 13 veces la superficie de la ciudad de Asunción, u 8 veces la de la ciudad de Buenos Aires. Cada turbogenerador pesa aproximadamente 1.000 toneladas, tanto como 1.000 autos medianos.

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• Objetivos: El 9 de octubre pasado el Presidente del Paraguay Fernando Lugo recibió al ministro de Planificación Federal argentino Julio De Vido en donde acordaron mantener el ritmo de las obras en ambas márgenes para lograr a finales del 2.009 la elevación del nivel del lago a cota 83.

También se analizaron los proyectos hidroeléctricos binacionales de Añá Cuá y Corpus.

• Qué dicen los expertos: Se ratificó el desarrollo de todas las obras necesarias hasta aproximadamente el año

2010, donde Yacyretá estaría funcionando al ciento por ciento de su capacidad y "Paraguay contará con mayores regalías, la empresa podrá facturar más para atender los gastos previstos y la Argentina, contará con mayor posibilidad de acceso a la energía".

• Obra clave: Yacyretá registró un avance trascendente para su terminación al desvincularse la desembocadura del Arroyo Aguapey del espejo de agua del embalse, debido a que comenzó a operar el Canal Aguapey, una obra que protege áreas urbanas y 30.000 hectáreas cultivables en territorio paraguayo. Este avance en las obras era de una importancia estratégica para subir el embalse a cota 79 m a fines de junio de 2008. Con esta desvinculación física del embalse de Yacyretá (río Paraná) del arroyo Aguapey, entró en operación el canal del Aguapey cuyas obras fueron inauguradas por el Presidente de Paraguay, Dr. Nicanor Duarte Frutos, y la Presidenta de Argentina, Dra. Cristina Fernandez de Kirchner.

• Nuevo cronograma: Con la ejecución de las obras y acciones necesarias para recrecer el embalse a su cota definitiva de 83 mSNM, el equipamiento de la Central Hidroeléctrica Yacyretá estará en condiciones de generar en promedio 19.405 GWh al año. En estas circunstancias, la generación anual adicional alcanzará en promedio 8.020 Gwh anuales, que equivale aproximadamente a U$S 220 millones de dólares.

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Proyectos de Inversión Hito Invierno 2008 • Entrada en operación: El 22 de julio de 2008 la Presidenta de la Nación junto al Gobernador de la Provincia de Buenos Aires, Daniel Scioli; el Ministro de Planificación, Julio De Vido y el del interior, Florencio Randazzo, inauguraron las obras parciales de la expansión 2006 - 2009 de la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS).

• Financiamiento: Las obras realizadas son ejecutadas por la “Construtora Norberto Odebrecht S.A.”, en el marco del Programa de Fideicomisos Financieros y es lo que permitió incrementar de manera permanente la capacidad del sistema de transporte de gas.

• Descripción general: El objetivo final de este Programa de Obras consiste en la instalación en el sistema de transporte de un total de 937 kilómetros de gasoducto y aproximadamente 200.000 Hp´s dedicados a la compresión. Una vez concluido el proceso constructivo el sistema de transporte sur habrá incrementado su capacidad de transporte firme en 7,7 millones de metros cúbicos por día, adicionales al volumen hoy anunciado.

• Qué dicen los expertos: Esta ampliación de la capacidad de transporte permitirá contar con un sistema adecuado y hacer frente a la creciente demanda que se registra en el país, especialmente durante la época invernal, según se informó oficialmente.

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• Infraestructura: Las obras realizadas denominadas "Hito Invierno 2008" permitirán disponer de 1.700.000 metros cúbicos de gas por día para abastecer al Gran Buenos Aires

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y la Capital Federal; son el resultado de la instalación de 357 kilómetros de cañería distribuidas desde la Provincia de Santa Cruz hasta la Provincia de Buenos Aires.

• Nuevos desafios: TGS tiene proyectado concretar el tendido de costa a costa de un nuevo gasoducto submarino de 37 kilómetros que cruce la boca oriental del Estrecho de

Magallanes, tramo sobre el cual ejercerá las funciones de Gerenciador del Proyecto Constructivo.

• Información institucional: TGS transporta 74 millones de m3 diarios -a los que anexará ahora 1,7 millones- a través de una red de más de 800 kilómetros de extensión, que cruzan 33 plantas compresoras y ocho bases de mantenimiento.

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Proyectos de Inversión Ampliación Central Térmica Güemes • Entrada en operación: El 29 de Julio de 2008 la empresa Pampa Energía inauguró en Salta las obras de ampliación de la Central Térmica Güemes.

• Inversión: La obra requirió una inversión superior a los U$S 80 millones.

• Financiamiento: esta obra tendrá un 30% del Estado, un 60% de lo privado y un 10% de los trabajadores en el sistema de propiedad participada. Estos anuncios se inscriben en el programa “Energía Plus”.

• Descripción general: el grupo Pampa Energía puso en marcha una nueva turbina que, bajo el sistema de Energía Plus, aportará una potencia adicional de 100 MW, equivalente al 50% de la máxima demanda de energía eléctrica de la provincia de Salta, dotándola de mayor seguridad de abastecimiento.

• Aspectos Técnicos: La nueva máquina, una LMS100 de General Electric, pertenece a la familia de turbinas aeroderivadas, tradicionalmente utilizada en aviones de doble pasillo del tipo Boeing 767 o Airbus 330. Su capacidad de generación de 100MW y su eficiencia térmica de más del 45% en ciclo abierto la convierten en una tecnología revolucionaria en la industria que, además, gracias a

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su eficiencia, quema menos combustible por MW y genera menos emisiones de dióxido de carbono, reduciendo así el impacto en el medio ambiente.

En Central Térmica Guemes, la turbina operará a base de gas natural.

• Infraestructura: La Central con una potencia actual de 261 MW, mantiene un nivel de disponibilidad promedio de producción de 2.026.000.000 KWh/año. Y ocupa un lugar de gran importancia en el área NOA-Norte, en lo referente a la garantía de calidad (frecuencia y tensión) en la zona. Tiene una ubicación privilegiada por la proximidad a los campos gasíferos, que cuentan con una reserva de más de 30 años.

• Antecedentes: el 2 de marzo de 2007 el presidente Néstor Kirchner ratificó el acuerdo alcanzado por la provincia de Salta y la firma Pampa Holding para ampliar la central térmica Güemes, con una inversión de 300 millones de pesos se elevará la capacidad instalada a 360 MW. Esta empresa invertirá, además 450 millones en la central neuquina de Loma de La Lata para aumentar su capacidad a 550 MW.

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Proyectos de Inversión Gasoducto Centro Oeste Beazley - La Dormida • Entrada en operación: El 7 de agosto de 2008 quedó inaugurada la ampliación del gasoducto Beazley - La Dormida.

• Inversión: La obra requirió una inversión superior a los $ 72.000.000.

• Financiamiento: Financiada por los gobiernos de Mendoza y San Juan y por el Banco de la Nación Argentina.

Por su parte, Transportadora de Gas del Norte (TGN) gerenció este proyecto que se realizó dentro del marco de Programa de Fideicomisos Financieros creado por el Gobierno Nacional. Dicha ampliación forma parte del sistema de transporte de gas de TGN integrado por 5716 km de gasoducto de alta presión y 333580 HP de potencia distribuido en 17 Plantas Compresoras.

• Descripción general: Las obras de expansión del sistema de transporte del Gasoducto Centro Oeste de TGN,

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requirieron la instalación de 28.3 km de gasoductos de 24 pulgadas, paralelos al troncal existente. También fue necesario acondicionar la planta compresora de La Paz y ampliar la estación de medición ubicada en La Dormida.

• Qué dicen los expertos: Implica una mejora en el servicio y la calidad del suministro de la región a partir del incremento de la capacidad de transporte en 1.404.000 m3 por día.

• Infraestructura: La empresa Víctor Contreras, fue la responsable de ejecutar las obras, cumpliendo con los plazos.

• Antecedentes: Desde 2006, TGN está llevando adelante el Plan de Ampliaciones 2006-2009 organizado por el Gobierno Nacional a través del cual TGN incrementará su capacidad de transporte en 15,2 millones de m3 por día. Se construirán 1.850 Km de ductos paralelos y se incorporarán 55.000 HP de potencia adicional en 4 nuevas plantas compresoras y en una de las plantas existentes. Hacia fines de 2007 comenzaron las obras del primer hito de ampliación en los tramos del Gasoducto Norte, comprendidos entre las Plantas Compresoras Lumbreras en Salta y la de San Jerónimo en Santa Fe. Una vez concluida esta primera etapa, significará un incremento de 1,5 millones de m3 por día en la capacidad de transporte.

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Proyectos de Inversión Yacimientos en Santa Cruz

Proyectos Gasíferos

• Anuncio: agosto de 2008.

• Anuncio: septiembre 2008.

• Inversión: U$S 500 millones en la provincia de Santa Cruz para el quinquenio 2009 / 2013, en tanto que los desembolsos totales sumarán US$ 1.300 millones.

• Inversión: El Gobierno anunció inversiones por casi US$ 1500 millones en proyectos gasíferos en cuatro provincias.

• Antecedentes: Ubicado en la Cuenca Austral, a 200 Km al Oeste de la Ciudad de Río Gallegos, el yacimiento Estancia Agua Fresca fue descubierto en septiembre de 2004 como resultado de los trabajos de exploración realizados en los Bloques Exploratorios El Campamento-El Martillo. En febrero de 2007 este yacimiento comenzó a producir petróleo por primera vez.

• Financiamiento: De los US$ 500 millones de inversiones previstas, US$ 91 millones se destinarán al desarrollo del yacimiento Agua Fresca que dará a la provincia US$ 58 millones en concepto de regalías y trabajo para más de 80 personas.

• Inversores: Petrobras Energía ratificó inversiones en la Provincia de Santa Cruz en las áreas de exploración y producción de gas y petróleo, como son los planes y proyectos en marcha de los yacimientos Glencross, Estancia Chiripá, Cañadón Salto y Estancia Agua Fresca. Se confirmó el acuerdo de concesión del yacimiento Estancia Agua Fresca, área que Petrobras viene operando en los últimos años en sociedad con Compañía General de Combustibles(CGC).

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• Descripción general: Los desembolsos se concretarán a través de 18 proyectos en el marco del programa Gas Plus, implementado en marzo último. De los 18 proyectos aprobados por el Gobierno, 14 se desarrollarán en la provincia de Neuquén, mientras que el resto se distribuirá en Río Negro, Chubut y Salta. Los proyectos aprobados se refieren a la extracción de gas en arenas compactas de los yacimientos existentes, uso de nuevas tecnologías en otros maduros y exploratorios de yacimientos nuevos.

• Objetivos: Las inversiones permitirán incorporar al sistema de más de 8,5 millones de metros cúbicos entre 2009 y 2011, así como elevar las reservas en un 6%.

• Inversores: Las empresas productoras a cargo de estos proyectos son Apache Energía, Capex, PanAmerican Energy, Pluspetrol, Petrolera Piedra del Aguila, Total Austral e YPF.

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Proyectos de Inversión Línea NOA-NEA El Gobierno firmó el contrato para realizar el tendido de 1.200 kilómetros de la línea eléctrica de 500 kv que unirá al Noroeste (NOA) con el Noreste (NEA) y al Norte Grande con el Sistema Interconectado Nacional. La obra que estará terminada en 36 meses demandará una inversión cercana a los 1.000 millones de dólares y permitirá suministrar electricidad a las nueve provincias del Norte Grande.

La Línea NOA-NEA se encuadra dentro del Plan Energético Nacional anunciado por el Gobierno de Néstor Kirchner en mayo de 2004.

El tendido se iniciará en la estación transformadora San Juancito (Jujuy) pasando por El Bracho (Tucumán), Monte Quemado (Santiago del Estero) y Resistencia (Chaco) para finalizar en Formosa.

Su construcción contará con financiamiento del BID que aportará el 80% y el resto el Estado Nacional.

Las obras fueron divididas en dos tramos. El tendido de las provincias de Salta, Jujuy y Tucumán será realizado por Incesar, en tanto el tramo que comprende Chaco, Formosa y Misiones estará a cargo de la empresa Limsa.

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Termoeléctrica Generación Mediterránea La central termoeléctrica cordobesa Generación Mediterránea puso en marcha dos nuevas turbinas, que sumarán un aporte al sistema eléctrico de 120 MW, en el marco del programa Energía Plus.

El grupo Albanesi invirtió 400 millones de pesos en este emprendimiento, que se completará en marzo del año 2009, con la puesta en marcha de la tercera turbina, también de 60 MW, cuya obra de montaje ya comenzó, y que elevarán la

generación total de la central a 250 MW, el máximo permitido en el nodo de Río Cuarto. Dicha ampliación forma parte de un plan de expansión del Grupo Albanesi que a fines de 2009 estará en condiciones de sumar al Sistema Interconectado Nacional 465 MW de nueva energía con una inversión superior a los 1.200 millones de pesos. Como parte de ese plan figura una planta para Solvay Indupa y una nueva central en Bahía Blanca de 165 MW de potencia cuya puesta en marcha está prevista para marzo de 2009.

Refinería del Sur En el contexto de la presentación del programa Refinación Plus, Pan American Energy, constituida por British Petroleum y el grupo Bulgheroni y segunda productora de petróleo y gas de la Argentina, firmó con el gobierno una carta de intención para la construcción de una refinería en el país.

PAE ya concretó la Primera Etapa de un Estudio de Prefactibilidad Técnica, Logística, Económica y Financiera para analizar la construcción y operación de una nueva refinería en la República Argentina, una iniciativa denominada Proyecto para el Diseño, Construcción, Puesta en

Marcha y Operación de la Refinería del Sur. El Proyecto Refinería del Sur apunta a la construcción de un complejo de refinación con capacidad para procesar 100.000 barriles de petróleo diarios. De cumplirse con las previsiones proyectadas, su construcción demandaría una inversión del orden de los 2.500 millones de dólares.

El informe final será presentado por PAE al Ministerio de Planificación Federal antes del 31 de marzo de 2009. De avanzar la iniciativa, el complejo refinador podría entrar en operación en 2014.

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Proyectos de Inversión Represa Garabí El secretario de Energía, Daniel Cameron, anunció la realización del primer llamado a licitación para la construcción de la represa Garabí, entre Argentina y Brasil, en el río Uruguay. El funcionario, que se reunió con el gobernador de Misiones, Maurice Closs, dijo que en esa convocatoria “se definirá el inventario de los saltos del río y la factibilidad técnica, económica y ambiental” de la obra que se construirá en el límite entre esta provincia y de Corrientes.

Además, confirmó la llegada a la zona de las redes troncales del Gasoducto del NEA. “Estimo que durante el año 2009 se van a empezar las obras”, dijo. En cuanto a Corpus, comentó que “la realidad es que estará atado a dos cuestiones relevantes: que tengamos definitivamente certeza de terminar Yacyretá y fundamentalmente que podamos coincidir con el pueblo misionero en que eso importa para el país y también importa para Misiones”. La inversión requerida para la obra es de unos u$s 1.100 millones.

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Proyectos de Inversión “Tight Gas” en Neuquén De los casi 1.300 millones de dólares que invertirán las petroleras en los proyectos aprobados comprendidos en el plan Gas Plus, más de 1.000 millones se destinarán a yacimientos neuquinos. En esta provincia se van a perforar 150 pozos para explotar el gas de arenas compactas conocido como “Tight Gas”. La gran incógnita es el precio del metro cúbico de gas que variaría según la complejidad del pozo y su profundidad. Podría oscilar entre 3 y 7 dólares el MBTU. La obras comprometidas por las empresas implican inversiones por 1.292 millones de dólares hasta 2011, con un incremento proyectado de 8,5 millones de metros cúbicos de gas por día, de los cuales 3,1 millones ingresarán el año próximo, otros 3,5 en el 2010, y los 2,1 millones restantes en el 2011. Esto representará un aumento del 6% en el nivel de

reservas de gas, y exploración y explotaciones en Chubut, Neuquén, Río Negro y Salta. El Gas Plus beneficiará a Neuquén, provincia que abastece más del 50% de ese hidrocarburo al país, en varios aspectos. Uno de ellos el incremento de los ingresos por regalías, ya que ese gas se pagará entre 2,80 y 5 dólares por millón de BTU, muy por encima del precio actual que hoy se ubica en los 1,6 dólares el millón de BTU, ya que en su mayoría el gas neuquino se destina al consumo residencial que es el que menos paga.

Por otro lado, la provincia verá incrementada la mano de obra en el sector petrolero. Pero principalmente el Gas Plus apunta a incorporar reservas e incrementar la producción, que en Neuquén cae a un ritmo de más del 2% anual.

Línea Comahue-Cuyo Las empresas interesadas en quedarse con la licitación de la línea que unirá la región del Comahue con Cuyo (obra clave del Plan Federal de Transporte Eléctrico) son Telares, la brasileña Alusa y la dupla Elecnor-Cobra. Se suman Electroingeniería, la española Teyma Abengoa y Linsa, la sociedad local-española que integran Iecsa, Cartellone e Isolux. Se trata de una inversión superior a los U$S 550 millones. La nueva línea tendrá una

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extensión de casi 710 kilómetros y unirá la estación transformadora neuquina de Aguas del Cajón con las estaciones transformadoras del Gran Mendoza y Los Reyunos. Para financiar la ejecución de la obras el gobierno de Cristina Kirchner obtuvo un crédito de la Corporación Andina de Fomento (CAF) que cubrirá casi el 80% del costo total del proyecto. El otro 20% se cubriría con recursos del Estado Nacional.

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Proyectos de Inversión Ingentis I A fines del 2009 estará lista una nueva central térmica. La firma Ingentis, donde participa el gobierno de Chubut, adquirió dos turbogeneradores a gas natural para equipar la central térmica que construirá en la localidad de Dolavon. De esta manera, se sumarán 205 megavatios al sistema interconectado a partir del segundo semestre de 2009, informó la compañía. Los turbogeneradores, de 102,3 megavatios de potencia cada uno, fueron comprados a General Electric International. Ingentis estaba integrada en un 61% por accionistas privados -compartido en partes iguales por Emgasud y Pampa Holding- y en el 39% restante por la Provincia de Chubut. Tras esta adquisición, la compañía informó que iniciará la construcción de la Central Térmica Dolavon, que demandará en su primera etapa una inversión de u$s115 millones, incluyendo el costo de adquisición del equipamiento a

General Electric. La inversión total del proyecto supera los 400 millones de dólares. En octubre el director de Pampa Energía, Ricardo Torres, informó a la Comisión Nacional de Valores la decisión del grupo energético de vender 43.760.000 acciones a Emgasud en Inversora Ingentis por el precio de 23.835.058 dólares. Con esta operación, Pampa se retiró de Ingentis. Según informó Ingentis, las nuevas máquinas arribarán al país en el último trimestre del año próximo y comenzarán a funcionar a ciclo abierto seis meses después. En esta etapa, con una potencia instalada de 205 megavatios, la producción media anual, destinada a satisfacer la demanda incremental de la industria nacional, se ubicará en torno de 1.600 gigawatts por hora. Ingentis también erigirá en Dolavon un parque eólico de 100 megavatios de potencia inicial instalada, que comenzaría a operar a fines de 2009.

Ingentis II Ingentis II, es el segundo polo energético de Chubut que contempla la construcción de una central eléctrica en la localidad de Esquel y cuya inversión se estima en 173 millones de pesos.

La inversión será aportada por la empresa Emgasud SA y el Estado de esta provincia. El emprendimiento de Esquel se hará en dos etapas. En la primera se instalará un equipo de generación de 50 MW de potencia efectiva con el equipamiento auxiliar necesario para su funcionamiento, además de las instalaciones para vincular la totalidad del proyecto al Sistema

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Argentino de Interconexión. En la segunda etapa se prevé avanzar con otro equipo de generación de 50 MW de potencia efectiva. “En Chubut se han invertido más de 1800 millones de pesos en proyectos energéticos durante los últimos cuatro años”, destacó durante el acto el gobernador de Chubut, Mario Das Neves. El proyecto se suma a Ingentis I, un polo energético que se levanta en la localidad de Dolavon. Ingentis II-Esquel, en tanto, contempla la construcción en esa ciudad de una central de generación energética alimentada a gas natural.

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