En este sentido, y consultado por EnergÃa & Negocios, el directivo de la petrolera de mayorÃa accionaria estatal, confirmó que “se está trabajando en un proyecto que tiene por protagonistas “YPF y otros socios†a los que prefirió […] Santiago Magrone El presidente de YPF, Miguel Gutierrez, afirmó que “en los próximos dÃas vamos a estar presentando (a la SecretarÃa de EnergÃa) nuestra propuesta para la construcción de un gasoducto (troncal) que permita mejorar la evacuación del gas producido en Vaca Muertaâ€, (Neuquén).
En este sentido, y consultado por EnergÃa & Negocios, el directivo de la petrolera de mayorÃa accionaria estatal, confirmó que “se está trabajando en un proyecto que tiene por protagonistas “YPF y otros socios†a los que prefirió no identificar por el momento. Gutiérrez explicó que “se trata de desplazar del mercado interno al GNL importadoâ€, y a su vez, avanzar con la producción local de GNL para su exportaciónâ€. El directivo no dio precisiones acerca de la traza que tendrá el nuevo gasoducto, estimó su costo “en torno a los 1.000 millones de dólares†, con los objetivos de expandir el suministro de gas natural en las regiones centro y noreste del paÃs, y proveerlo para su conversión en GNL en una planta que podrÃa ubicarse en la zona aledaña al puerto marÃtimo de BahÃa Blanca.
También en relación a la producción de GNL, Gutiérrez refirió que YPF “ya está trabajando en el testeo y la conexión (en BahÃa Blanca) de la barcaza†contratada a la firma belga Exmar para la licuefacción de gas natural, a razón de 2,5 millones de metros cúbicos diarios, y que la entrada en operaciones ocurrirá “dentro de los próximos sesenta dÃasâ€. Consultado luego de la firma de un convenio con la automotriz Toyota en la sede central de la petrolera, Gutiérrez hizo hincapié en la importancia del proyecto en etapa de diseño explicando que “no vamos a poder avanzar con el desarrollo del Upstream de Vaca Muerta si no generamos más demandaâ€. Diversas fuentes del sector consultadas admiten que, en principio, podrÃan presentarse a EnergÃa dos proyectos: uno encabezado por YPF y otro por Tecpetrol (Techint), pero no obstante ello, Gutierrez no descartó que pudieran derivar en uno sólo. “Nosotros no descartamos nada, y además EnergÃa podrÃa determinar la complementariedad de proyectosâ€, remarcó.
El presidente de YPF consideró que con la actual situación de precios internacionales de los hidrocarburos (el crudo Brent ronda 65 dólares) “están dadas las condiciones para continuar el desarrollo del gas y petróleo no convencionalesâ€. Puntualizó que en el caso de YPF “los costos de producción en Vaca Muerta se ubican en torno a los 40 dólares por barrilâ€. Y agregó que “incluso en algunos pozos hemos alcanzado reducir costos a 35 dólares el barrilâ€. “Tenemos 900 pozos realizados, estamos haciendo hasta 750 fracturas por mes, e incrementando la producción en Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurriaâ€, destacó Gutiérrez.
Restan menos de tres semanas para el vencimiento del plazo dispuesto por la SecretarÃa a cargo de Gustavo Lopetegui para la presentación de “manifestaciones de interés para construir un nuevo gasoducto, o la ampliación significativa de la capacidad de transporte existenteâ€, y evacuar gas natural producido en la cuenca Neuquina. Las principales productoras en Vaca Muerta y las transportadoras troncales de gas están inmersas en intensas negociaciones, que podrÃan derivar en una o dos propuestas, según evolucionen las discusiones. E n los últimos meses EnergÃa tuvo a consideración iniciativas formuladas por Tecpetrol – TGN – Pluspetrol, pero más recientemente YPF encaró conversaciones con TGS y Pampa EnergÃa, con vistas a un proyecto alternativo, incluso procurando la incorporación de otras empresas.
Lopetegui reiteró la semana pasada en Houston, en conversaciones con directivos de diversas compañÃas petroleras, que espera “poder adjudicar la construcción del gasoducto en agostoâ€, al tiempo que estimó su costo en hasta 1.500 millones de dólares. Un trazado serÃa Vaca Muerta-Salliqueló-Rosario (Corredor de la Pampa Húmeda), para llegar con el gas natural al Noreste del paÃs, y liberar capacidad de transporte hasta BahÃa Blanca con destino a la industria petroquÃmica y a una planta de conversión a GNL, para su exportación. También está en consideración, a modo complementario, la ampliación de la capacidad de transporte de los ductos troncales existentes operados por TGN y por TGS, con una inversión menor y un plazo más corto de realización. En cualquier caso, las claves para decidir pasan por la capacidad técnica para el tendido del caño en el menor plazo posible, y el financiamiento del proyecto, al menos parcial, a cargo de las empresas.
Por ello, Lopetegui realizó gestiones en los Estados Unidos para conseguir otra parte del financiamiento necesario. En la resolución especÃfica 82/19 EnergÃa estableció que “las presentaciones podrán realizarse hasta el 8 de abril†próximo. Para el caso de la construcción de un nuevo sistema de transporte, se prevé la convocatoria a una licitación pública para el otorgamiento de una habilitación para la construcción, operación y mantenimiento de la nueva infraestructura, en el marco del artÃculo 4 de la Ley Marco 24.076. Las ampliaciones de capacidad, de uno o de ambos sistemas de transporte existentes, se autorizarán en los términos del artÃculo 16 de la misma norma, y en este último caso se considerarán “ampliaciones significativas†aquellas que generen capacidad de transporte adicional de por lo menos 10 MMm3/d. EnergÃa puntualizó en la resolución que “a fin de viabilizar la inversión, en el caso de construcción de un nuevo sistema de transporte, el interesado podrá proponer la adopción, durante un determinado perÃodo, de un régimen tarifario particular para las nuevas instalacionesâ€.
Asimismo, si fuera el caso de ampliaciones significativas del sistema de gasoductos existente, se adoptará el criterio de costo incremental conforme con lo previsto en la resolución 1483/2000 del ENARGAS. Los anteproyectos presentados podrán ser adecuados a criterio de la SecretarÃa de EnergÃa, y en caso de resultar complementarios, dicha cartera podrá seleccionar más de un anteproyecto presentado o una combinación de éstos. En cuanto a los criterios de evaluación, EnergÃa determinó que “se evaluarán las caracterÃsticas técnicas, económicas y regulatorias de cada uno de los anteproyectos considerando la capacidad de transporte a incorporar, la relación tarifa/capacidad, el plazo durante el cual la nueva infraestructura gozará de un régimen particular en materia de acceso, y la fecha de inicio de operacionesâ€.
Fuente: EnergÃa & Negocios
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