Vaca Muerta News

El gas de Vaca Muerta a Chile

Sat, 15 Jul 2017 12:20:01 -0300

En el marco del primer Encuentro Chileno-Argentino sobre Integración Energética se anunció un canje de gas natural a través de un sistema de permutas. Los términos del acuerdo se discuten con detalle desde mayo. Sin embargo fuentes del ministerio de Energía anticiparon que la firma podría hacerse en el corto plazo.

Uno de los puntos que está cerrado es que el acuerdo permitiría intercambiar gas o electricidad, pero deberá ser a través de fuentes de la misma naturaleza: electricidad por electricidad o gas por gas, según se señala en el diario “Río Negro”.

La modalidad del swap, según lo que se informó durante la visita a Neuquén del embajador chileno en Argentina, José Antonio Viera Gallo, se concretará con el envío de energía por un punto y su retribución a través de otro.

Bajo ese esquema, la entrada del gas que los chilenos reciben por las terminales de GNL Quintero y Mejillones llegarían al país por el gasoducto GasAndes. Los puntos de evacuación para el fluido argentino son dos: el primero es Neuquén que se conecta con la Región del Biobío a través del gasoducto del Pacífico. La otra considerada por Chile es Magallanes vía el gasoducto Posesión.

El protocolo de intercambio incluiría varias cláusulas, entre las que se destaca que el swap entre ambos países no interferirá con la seguridad energética interna y que en caso de estar en riesgo se suspende. Los volúmenes dependerán de las necesidades tanto de Chile como de Argentina sin que afecte la operación de los sistemas eléctricos.

Los envíos actuales se realizan por los mismos gasoductos que en la década del “90, durante el gobierno de Carlos Menem, Argentina usó para exportar gas a Chile por casi 22 millones de metros cúbicos diarios (casi lo mismo que ingresa desde Bolivia). Luego, durante la presidencia de Néstor Kirchner, se afrontó una paulatina disminución del suministro, hasta que se cerró definitivamente en 2006.

En el 2016, con la gestión de Mauricio Macri, se comenzó a importar gas desde Chile. El GNL chileno llega a través del Océano Pacífico, luego lo regasifican y lo inyectan en los gasoductos trasnacionales.

La falta de gas de Argentina que se intensifica durante el invierno, obliga a importar el fluido. Con la llegada de Juan José Aranguren al ministerio de Energía, el gobierno nacional agregó a Chile como proveedor y mantuvo los ingresos desde Bolivia y a través de los buques regasificadores de los puertos de Escobar y Bahía Blanca.

La política de importaciones, que incluye contratos heredados del gobierno anterior y nuevos acuerdos, presenta una marcada dispersión de precios. El gas de Bolivia en este invierno le cuesta al Estado u$s 317 millones (u$s 4,98 por millón de BTU), mientras que comprárselo a Chile insume u$s 82 millones (u$s 7,70 por millón de BTU). La razón que esgrime Enarsa, para comprar a Chile, es que la importación desde allí reemplaza al gasoil, combustible más caro y contaminante que se utiliza para generar electricidad.

En este sentido, Chile envía un promedio de 3 millones de metros cúbicos por día. Desde junio y hasta agosto transitarán hacia el país 85 millones de metros cúbicos.

Cuando el frío se va, la demanda de gas natural cae abruptamente en el sector residencial del país. En estas circunstancias, como el país no posee almacenaje subterráneo de gas natural que si tienen otros mercados, Aranguren plantea que pueden darse tres escenarios.

El primero: cerrar la producción, con la merma en la oferta de GLP y petróleo crudo asociado, con pérdida de ingresos para todos los actores. El segundo: reprogramar los cargamentos de GNL y pagar las penalidades por forzar los atrasos. El tercero: sacar el gas en las estaciones más templadas del año para traerlo de regreso cuando el mercado esté en condiciones de absorberlo.

Esta última alternativa es la que se analiza como swap. Según el ministro Aranguren “es menos costosa y no atenta contra la seguridad del suministro, en la medida de que podamos acomodarla con nuestros vecinos chilenos”.

Se trataría de exportaciones temporarias con compromiso de reimportación. En esto, toma un vital protagonismo Neuquén y el desarrollo que se espera de Vaca Muerta, en la zona cabecera del gasoducto del Pacífico que conecta Loma La Lata con la ciudad chilena de Concepción.

“Para que esto no detenga el desarrollo hasta tanto estén concluidos los trabajos de expansión de transporte necesarios, se hace conveniente llevar el gas a Concepción, para luego reingresarlo al país a través del gasoducto GasAndes, que conecta Santiago de Chile con nuestro gasoducto Centro Oeste”, explicaba Aranguren.

Rubén Etcheverry, secretario de Modernización de Neuquén Capital y expresidente de GyP, acuerda con el esquema que denomina “happy hour”. “En el intercambio no debe establecerse ningún extremo, si no algo que beneficie a las dos partes. El aumento de la producción de la mano de Vaca Muerta permitirá la comercialización en los periodos de menor demanda interna”, explicó.

Buscan fondos para ampliar la Central Térmica Roca

Sat, 15 Jul 2017 12:09:01 -0300

El holding local de energía Albanesi, que conduce Armando Losón, busca financiamiento por $ 320 millones en el mercado. Lo hará a través de la colocación de obligaciones negociables a ser emitidas por Central Térmica Roca, según informó el 14 de julio a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Los bonos son a tasa variable, tendrán una duración de 48 meses y no son convertibles en acciones. El organizador es el Banco Macro.

Central Térmica Roca está ubicada en la localidad de General Roca, Río Negro y fue adquirida por el Grupo Albanesi, en el mes de mayo del 2011.

Posee una turbina General Electric, modelo PG9171E, de 126MW de capacidad nominal de generación con todas sus instalaciones gasoducto, línea de alta tensión y transformadores.

Ya en agosto del 2016, directivos de la empresa habían adelantado al municipio de Roca el nuevo proyecto de ampliación de la "Termo Roca" para el cierre del ciclo combinado de la central.

El plan prevé una ampliación en la actual turbina de 125 MW, que opera con gas y gasoil, a la cual se le incorporará una potencia adicional de 60 MW.

Buscan aprovechar los gases de escape para producir vapor en una caldera de recuperación que luego será procesada en una turbina de vapor para generar 60 MW más, sin consumo adicional de combustible.

La central operando en ciclo combinado tendrá una potencia de 185 MW y un rendimiento del 50 % de su potencial total.

Este proyecto del grupo Albanesi contempla además, la extensión del acueducto que el municipio tiene en el Parque Industrial II y las actualizaciones de las líneas de alta tensión existentes que permitirán alimentar al nuevo Parque Industrial de General Roca.

Los trabajos contemplan una inversión de cerca de 90 millones de dólares y estará operativo en abril de 2018.

Diputados unificaron proyecto de Ley de Generación Renovable

Sat, 15 Jul 2017 11:45:01 -0300

El pasado 13 de julio, legisladores de diversos bloques decidieron unificar el proyecto de ley de Generación Renovable Distribuida que apunta a todos los usuarios particulares del territorio nacional puedan inyectar energía renovable a la red eléctrica.

El escrito no contemplará un cargo a la demanda específica para alimentar los fondos de incentivo FODER y FODIS, punto de gran discusión, y en reemplazo fija, para el primer año de entrada en vigencia de la Ley, una partida del presupuesto nacional de 500 millones de pesos.

El esquema tarifario que se propone es del tipo Net Billing, sistema neto de facturación que permite contrastar el valor monetario de la energía limpia generada por la fuente renovable sobre la energía consumida durante un mismo período. Así se balancean ambos saldos monetarios, dejando fuera otros conceptos como impuestos recaudación provincial- y el Valor Agregado de Distribución VAD, que corresponde a la recaudación de las distribuidoras por servicios de operación, mantenimiento e inversiones en redes, se indicó en la nota de Guido Gubinelli para el portal Energía Estratégica.

Luís María Bardeggia (Frente para la Victoria), uno de los diputado nacionales que trabajó dentro del proyecto, destaca este nuevo logro y señala que en el mes de agosto, luego del receso invernal, habrá una o tal vez dos- jornada donde se convocará a especialistas de distintos sectores para que den su opinión sobre el escrito de la Ley. Lo que resulte de las exposiciones no será vinculante, pero pueden ser tomadas en cuenta para enriquecer la propuesta.

Luego, el proyecto deberá obtener dictamen, primero, en la Comisión de Energía y Combustibles y, después, en la de Presupuesto y Hacienda. “La idea es acortar los tiempos, si es que hay margen, en una reunión plenaria”, explica Bardeggia.

Por su parte, Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), opinó que “hay expectativas” en que se apruebe el proyecto durante el 2017.

Cabe recordar que CADER formó parte del conglomrado de entidades que sugirieron aportes a este proyecto, al igual que AGUEERA, el INTI, IRESUD, ADERE, CFEE, la CACME, la FACE, el ENRE, el sector privado, ADEERA, gobiernos locales y provinciales y el Ministerio de Energía y Minería.

No obstante, Álvarez advierte que, si bien la Ley “es un buen instrumento” así como está planteada, “su éxito va a depender de cómo se reglamente”.

“Habrá que ser cuidadoso en cómo se suministra el capital de los fondos de incentivo- y cómo se instrumenta la mecánica de tasas para la compra de equipos de energías renovables-”, observa el dirigente y precisa: “eso puede generar un incentivo en los prosumidores para que inyecten energía limpia la red” con mayor rapidez.

Álvarez plantea que, con este tipo de políticas de consumo de energía limpia in situ, “el Estado se podría ahorrar grandes sumas de dinero evitando la importación de combustibles fósiles que se utilizan para la generación térmica distribuida”.