Un plan quinquenal energético que por ahora es “borrador”

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Por Santiago Magrone

La decisión de subir a las redes frecuentadas por periodistas, empresas y técnicos del rubro energético el denominado “Programa Federal Quinquenal de Expansión de Obras de Infraestructura Energética”  logró concitar la atención de éstos en los últimos días.

No se trata de ninguna "primicia exclusiva", y el documento de 168 páginas, que lleva todas las referencias propias de un texto oficial elaborado por la Secretaría de Energía de la Nación, fue calificado por voceros de dicha repartición consultados por E&N como “un borrador que se viene trabajando con el PJ y sindicatos”, o “con sindicatos y el Frente de Todos”, sin fecha estimada de presentación.

No obstante ello, el documento fechado en junio de 2020 impacta ya que en su portada lleva escudo nacional, mención del Ministerio de Desarrollo Productivo,  y destaca la referencia al  “gobierno Alberto Fernández-Cristina Fernández de Kirchner”.

Otras fuentes de la especialidad energética y “del palo” político gubernamental  admitieron haber accedido al texto, y relativizaron la consistencia técnica, económica y financiera de algunos proyectos. Habrá que ver entonces como decanta hacia adentro del gobierno esta iniciativa de la cartera a cargo de Sergio Lanziani.

Los principales aspectos del Programa se refieren a la expansión de las redes de transporte de energía eléctrica en alta tensión,  y de transporte de gas natural por redes troncales, sistemas ambos que atraviesan serias limitaciones y cuya ampliación resulta clave para “permitir el crecimiento sostenido del país post-pandemia”, señala el texto viralizado.

Los ejes del plan son las obras de transporte eléctrico, la expansión del gasoducto desde Vaca Muerta para llegar a Brasil, y la IV Central Nuclear (Atucha III).

El trabajo ensaya una serie de proyecciones hasta el 2030 en cuanto a la evolución de las demandas de estos insumos energéticos, y planea obras urgentes en el Area Metropolitana de Buenos Aires - en redes eléctricas de 500 KV y estaciones transformadoras- con una inversión estimada en los 690 millones de dólares.

Además considera dos grupos de obras de expansión del sistema en 500 KV y estaciones transformadoras  en diversas provincias. Las calificadas con Prioridad I (sistema Rodeo-La Rioja y sistema Patagonia Norte) totalizan 707 millones de dólares.

Las calificadas con Prioridad II, (Buenos Aires Centro, Buenos Aires Noroeste I, y Sistema Misiones Centro) totalizan 1.137 millones de dólares. Y las calificadas con Prioridad III  (Buenos Aires Noroeste , Sistema Buenos Aires Sur, y Sistema NOA-NEA),  que suman otros 689 millones de dólares, todo lo cual suma 2.532 millones de dólares.

El Programa también comprende obras de tendido de red eléctrica en 132 KV,  Estaciones Transformadoras y obras complementarias en provincias del  interior del país, que demandan una inversión de 1.186 millones de dólares. Otras obras similares en la región del AMBA demandan una inversión de 376 millones de dólares,  y otros 699 millones en obras similares en el resto de la provincia de Buenos Aires.

El Sector eléctrico requeriría entonces un monto de inversión global de 5.500 millones de dólares.

En lo que respecta al Gas natural, el Programa hace referencia a la saturación de los gasoductos existentes desde la Cuenca Neuquina en 2018-2019 (Centro-Oeste y Neuba I y II) , y a la “imposibilidad de crecimiento de la producción de gas allí sin ampliaciones del sistema de transporte”.

En este sentido postula el tendido del “Gasoducto Federal” (GF), que vino a contraponerse al proyectado Transportadora de Gas del Centro (TGC) –Tratayén-Salliqueló-San Nicolás, que no llegó a licitar el gobierno de Cambiemos en 2019 y que el actual gobierno venía revisando.

El trazado del Gasoducto Federal es Tratayén-San Jerónimo (Santa Fe) de 980 kilómetros ;  San Jerónimo-Uruguayana ( 450 KM);  y Uruguayana – Porto Alegre (625 KM).  La capacidad de transporte del ducto arranca en 19 MM3 y finaliza en 42 MM3 al cabo de sus tres etapas constructivas, con un costo total estimado en 1.950 millones de dólares.

Asimismo, el Programa contempla la potencial disponibilidad de gas en el nodo San Jerónimo para derivar 10 MM3 díarios al GNEA, operado por IEASA,  cuando esté completa la obra. Y  de otros 5 MM3 hacia Paraguay.

“Argentina requiere desarrollar a plenitud el potencial petrolero no convencional de los yacimientos de Vaca Muerta para reactivar a su economía,  sostener su matriz energética primaria,  proyectar el crecimiento de su PBI,  asegurar el suministro de hidrocarburos a precios competitivos en su mercado interno, y para generar divisas exportando Gas y Electricidad”, se describe.

Y se puntualiza que “la demanda actual de Argentina es de 130 MM mcd, con picos de 150 MM mcd en los meses de invierno y valles de 100 MM mcd en los de verano”.

“La oferta de gas para consumo es de 108 MM mcd, de los cuales la Cuenca Neuquina produce 80 MM mcd , de los que 35 MM mcd vienen de Vaca Muerta”.

“La producción futura tan solo de Vaca Muerta podría sostener un plateau de más de 200 MM metros cúbicos diarios.”, refiere el Proyecto, y agrega que "se estima (Woodmac  2019) que para 2030 se podrían sostener exportaciones de 40 MM mcd durante el 80% del año (dada la estacionalidad de la demanda)”.

En el Plan se argumenta que “el elemento crítico para el desarrollo de este potencial es la construcción del  Gasoducto Federal  para llevar la producción incremental de gas natural desde Vaca Muerta a mercados de gas potenciales.

En este sentido se sostiene que habrá aumento de demanda Nacional del gas para la generación térmica, consumos Residencial e Industrial, la expansión del Sistema (Litoral, GNEA, Norte).

Y se arriesga que “Brasil, que dependerá de gas caro para su crecimiento futuro, fundamentalmente LNG,  Chile es una posibilidad de exportaciones firmes", y se menciona "el desarrollo del mercado de Uruguay, y la potencialidad interesante de Paraguay”.

No obstante, desde YPF se advierte que “el  gas de Vaca Muerta aparece como una alternativa a precios actuales, pero con menores upsides a la baja respecto de opciones como Bolivia, producción local de Brasil y escenario de LNG a precios actuales”.

“Vaca Muerta es competitiva respecto de la situación actual, pero Bolivia tiene posibilidades de reducir el precio de su gas dado que son desarrollos convencionales,  Brasil tiene proyectos rentables para potenciar la oferta local (Presal). Y el precio del LNG es fluctuante a los precios internacionales, con perspectiva a la baja”, señala la petrolera argentina.

El tercer tema planteado en el borrador del Programa de infraestructura energética analizado es el referido a la (ratificación de la ) construcción de la Central Nuclear Atucha III .

Se trata de una planta generadora contratada bajo la modalidad llave en mano a la firma CNNC, que tendrá tecnología china HPR1000, una potencia instalada de 1.200 MWe,  que utiliza uranio enriquecido , un plazo de construcción de 8 años y 60 años de vida útil. El financiamiento será chino por el 85 % y 15% local, con un costo de 7.900 millones de dólares.  

El contratista se compromete a entregar una central Hualong-One de 1.200 MWe de energía bruta en un plazo de 99 meses y el precio es fijo y firme,  mitigando riesgos de sobrecostos o  inflación.

El Contratista debe localizar el 40% del costo del EPC para asegurar la participación de proveedores nacionales de bienes y servicios de gran complejidad.

La negociación del Contrato EPC está prácticamente cerrada, restando acordar dos puntos que hacen a la máxima limitación de responsabilidad del contratista y el monto máximo de penalidades aplicables.

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