Energía define el pliego para el gasoducto desde Vaca Muerta a finales de julio

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 La secretaría de Energía trabaja por estos días en el pliego que regirá la licitación pública por la cual se proyecta adjudicar una licencia para el transporte de gas natural desde Vaca Muerta, que incluya el diseño y la construcción de un gasoducto troncal que conecte la localidad neuquina de Tratayén con Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires (Etapa I) y con las Subzonas Gran Buenos Aires y Litoral, en las proximidades de la Ciudad bonaerense de San Nicolás (Etapa II).

La cartera a cargo de Gustavo Lopetegui prevé llamar a licitación “en las próximas semanas” y definir la adjudicación del proyecto “antes de fin de año para que la construcción del primer tramo esté concluida para el invierno de 2021”, remarcaron a E&N fuentes oficiales.

El proyecto del sistema TGC fue activado esta semana por un Decreto de Necesidad y Urgencia firmado por el presidente Mauricio Macri. Su lectura derivó en apoyos de empresarios del sector, aunque no exentos de algunas objeciones que por estas horas estarían siendo expuestas a los funcionarios que definen los detalles del pliego licitatorio.

Uno importante pasa por la determinación del porcentaje máximo de carga del ducto con el gas producido por las empresas accionistas dispuestas a aportar al financiamiento de las obras. En este orden cabe considerar que, en cuanto al financiamiento del Tramo I, de un proyecto inicial de aportes por tres tercios esbozado por la Secretaría de Energía, se pasaría ahora a otro esquema según el cual el Estado aportaría 400 millones de dólares recurriendo al Fondo de Garantía de Sustentabilidad de la Anses, 200 millones serían aportados por la OPIC (de Estados Unidos) , y otros 200 millones al consorcio adjudicatario.

El gasoducto ha sido pensado para transportar hasta 40 millones de metros cúbicos diarios. Fuentes del sector indicaron a E&N que “se habla de un máximo de 20 por ciento de dicha capacidad y ello funcionaría como limitante para la constitución de los consorcios interesados en invertir en el proyecto”.

Al momento de la redacción del DNU, Energía había recibido propuestas de TGS-YPF; de TGN, y de Velitec-Fyresa. Una eventual modificación de al menos los dos primeros grupos hacia la articulación de un solo consorcio comprendería a productores-cargadores de la talla de Tecpetrol, YPF, Pluspetrol , Pampa Energía y CGC.

El pliego de la licitación establecerá la asignación parcial de la capacidad de transporte inicial en forma directa, y el resto de la capacidad se asignará mediante procedimientos abiertos “a fin de asegurar la no discriminación en el acceso”. Se esperan precisiones.

En su primera etapa el ducto tendrá una extensión de 570 kilómetros y su costo fue calculado en 800 millones de dólares. El segundo tramo, de 440 kilómetros, mas todo el equipamiento de plantas compresoras, eleva la cifra de inversión a “entre 1.800 y 2.000 millones de dólares”.

Este cálculo y la formulación del proyecto en general fue cuestionado técnicamente por especialistas del sector, incluído ex secretarios del área. Energía prevé que Cammesa pueda ser firmante del primer contrato de compra en firme de gas, de entre 7 y 10 millones de metros cúbicos diarios.

El DNU definió que la licencia a otorgarse deberá prever un Régimen Especial Temporario (RET), por un plazo de diecisiete (17) años contados a partir de la suscripción de la licencia, en el cual “la remuneración del transportista y los ajustes que correspondan serán libremente negociados con los cargadores, sin incurrir en conductas discriminatorias”.

Asimismo, el decreto establece que “en ningún caso los valores que surjan de la negociación serán trasladables a los cuadros tarifarios finales de los usuarios de la demanda prioritaria de gas natural”.

Durante la vigencia del Régimen Especial Temporario (RET) “no serán aplicables las disposiciones del Título IX del Capítulo I de la Ley N° 24.076 -referido al régimen tarifario para el rubro – en tanto se opongan a las previsiones establecidas en el presente decreto. Vencido el período comprendido en el RET y hasta la finalización del plazo de la licencia, será de aplicación, en su totalidad, el régimen previsto en dicha Ley”.

En los considerandos de la medida se señala que “el desarrollo de la producción de hidrocarburos de formaciones no convencionales forma parte de la política energética integral que viene llevando a cabo el Poder Ejecutivo Nacional , lo que incluye el desarrollo de los recursos de petróleo y gas natural existentes en la formación de Vaca Muerta” (ubicada principalmente en Neuquén pero también en La Pampa, Río Negro y Mendoza).

En el DNU puntualiza la necesidad de contar con la infraestructura de evacuación, transporte y almacenaje de los hidrocarburos relevados en la zona, donde la producción de gas natural permitirá no solo reemplazar la declinación de la producción de gas de los yacimientos convencionales sino, además, aumentar la producción total.

El gobierno señala que “el pleno desarrollo de los recursos de Vaca Muerta requiere no solo su acceso pleno al mercado interno argentino, sino también a mercados externos a través de la exportación tanto por gasoductos ya existentes, como los que vinculan al país con Chile, Brasil y Uruguay, y por nuevos ductos que posibiliten el desarrollo de actividades de licuefacción”.

El presidente del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), Mauricio Roitman, destacó ante potenciales inversores internacionales, reunidos en Buenos Aires por la IN-VR Oil & Gas, que el DNU del Poder Ejecutivo tiene por objetivo “la construcción de un gasoducto necesario para el mayor desarrollo de Vaca Muerta, entendiendo que la acción del Estado es la de coordinar a los (empresarios) privados y apuntar al desarrollo de los recursos (hidrocarburíferos) no convencionales para su puesta en valor (por caso como GNL) y su exportación a mercados regionales e internacionales”.

El funcionario subrayó que, además de recuperar la confianza de Chile como comprador del gas argentino, “creemos que en todo el Cono Sur debe haber un despacho confiable de gas natural, y que una competencia entre Argentina y Bolivia puede ser beneficiosa para la región”, afirmó.

El DNU consignó que la producción de gas natural proveniente de la Cuenca Neuquina fue -en mayo de 2019- de ochenta y cuatro millones de metros cúbicos diarios (84,54 MMm3/día), lo cual saturó la capacidad de transporte de los gasoductos existentes, poniendo en riesgo el aprovechamiento de este recurso energético, que no podrá ser producido en caso de no contar con la infraestructura necesaria para cubrir ese requerimiento.

“La saturación de la capacidad de transporte de los gasoductos existentes supone, asimismo, un límite inminente al incremento de la capacidad de producción de la cuenca Neuquina, con las perjudiciales consecuencias económicas para el país”, se advierte.

Por ello, el decreto señala que “el desarrollo de esa infraestructura de captación, tratamiento, transporte y almacenaje de hidrocarburos para llegar a los principales centros consumidores, no puede realizarse bajo el régimen de la Ley 17.319 que establece el derecho de un concesionario de explotación para transportar sus propios hidrocarburos, sino que debe hacerse bajo el régimen de la Ley 24.076 que regula el transporte y la distribución de gas natural que constituye un servicio público nacional”.

Entonces, se resolvió otorgar una licencia para la prestación del servicio de transporte de gas, configurándose, de este modo, un tercer sistema de transporte.

Que viene a sumarse a los dos operados por TGN y por TGS. El pago de la inversión será con los ingresos provenientes de contratos en firme con las productoras del gas a transportar y con las compañías generadoras de electricidad que utilizarán este insumo en reemplazo de combustibles líquidos.

El adjudicatario deberá hacer frente al diseño y construcción del nuevo gasoducto a su costa y riesgo, dado que la recuperación de la inversión sólo podrá empezar a efectuarse a partir del inicio del servicio de transporte, constituyendo, esta característica, un aspecto diferenciado de lo previsto en la Ley marco 24.076, señala el DNU.

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