Gremes Cordero: “El inversor de riesgo confía en nuestro presente y futuro”

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El director general de TGS analizó los planes de inversión que incluyen el gasoducto para Vaca Muerta. Dijo que si bien es una inversión de riesgo, confían en recuperar el capital en 10 años.

El director general de Transportadora Gas del Sur (TGS), Javier Gremes Cordero explicó los planes de expansión previstos por la compañía en su plan quinquenal, que incluyen inversiones tras la revisión de tarifas, el gasoducto para Vaca Muerta, el mercado del gas y la apuesta fuerte al crecimiento del midstream.

“Estamos transitando un camino importante tras las medidas del gobierno argentino para recuperar el sector energético. En la revisión tarifaria integral para el negocio regulado de transporte que se inició en 2016, TGS comprometió un plan de inversiones muy importante que estamos ejecutando. Son unos US$ 500 millones, unos US$ 100 millones por año en operación y mantenimiento en gasoductos y en plantas compresoras. Queremos poner todo el sistema en condiciones para el crecimiento de la oferta y de la demanda”, explicó.

“TGS tiene un poco más de 9.000 km de gasoductos en el Sistema Sur, desde Neuquén, el Neuba 1 y el Neuba 2, y desde Tierra del Fuego el San Martín 1 y San Martín 2, pasando por Bahía Blanca y luego a través de los tramos finales hasta el anillo de la Ciudad de Buenos Aires. Tenemos 32 plantas compresoras, que son las que van impulsando el gas por toda la línea y 8 bases de mantenimiento”, agregó

Gremes Cordero destacó el “crecimiento en la producción” y aseguró que en el futuro, el gas incremental vendra del desarrollo de Vaca Muerta

“TGS con el apoyo de sus accionistas ha decidido encarar esta inversión a riesgo (sobre Vaca Muerta). Es un nuevo concepto. En general en Argentina cada productor hacia su gasoducto y su planta de acondicionamiento para entrar después en el sistema regulado de transporte. Nosotros haremos un gasoducto de captación, como este que hemos presentado, de 92 km y 36”, es un gasoducto importante para recolectar el gas fuera de especificación de todos los productores de la zona”, mencionó.

“Este primer proyecto es en el área Rincón La Ceniza, de Total, Shell y GyP. Con la idea a futuro de incorporar otros productores de la zona en el Noroeste de Neuquén, que atraviesa Vaca Muerta, con los que ya estamos en conversación, para tomar su producción y pasar por una planta de acondicionamiento en Tratayén previo a la entrada al sistema regulado de transporte, tanto al Centro Oeste de TGN como al Neuba 2 de TGS, para acondicionar el gas, industrializarlo y ponerlo en situación de poder ser entregado a hogares o industrias”, agregó.

“ Así, los productores no tendrán que hacer sus gasoductos y plantas de acondicionamiento en yacimiento. Tratayén tendrá en una primera etapa una capacidad de 5.000.000 m3, pero será ampliable en módulos de 5 millones de m3/día con ampliaciones óptimas para recibir a todos los productores. El gasoducto tendrá 56.000.000 m3. El proyecto que hemos presentado contempla en esta primera etapa US$ 250.000.000 entre la inversión en el gasoducto y la primera etapa de la planta. Podremos llegar hasta los US$ 800 millones. Será ampliable al compás de los desarrollos de los productores”, completó.

Para el contador, se trata de un negocio de riesgo y que depende del volumen que transporten lo productores, pero supone que en 10 años podrán recuperar la inversión.

“En cuanto a conocimientos técnicos, muchos de los técnicos en esas plantas provienen del negocio de transporte, ingenieros mecánicos, electrónicos y químicos, que en Bahía Blanca dan soporte a procesos de las plantas de acondicionamiento. La estructura da respuesta a la operación de las plantas. Y en el gasoducto, la operación, integridad, seguridad que manejamos en el sistema de transporte y en cuanto a la planta de acondicionamiento similar a lo que manejamos en Río Neuquén con esta misma estructura”.

Por último se refirió al negocio de líquidos desde General Daniel Cerri y Puerto Galván. “Pasó por distintas etapas, en un punto estuvo muy golpeado por las retenciones a la exportación, los líquidos tuvieron 30% de retención a la exportación, hasta que en algún momento dejó de ser negocio producir y exportar. Hoy a la gasolina natural la exportamos toda, en general a traders que lo colocan en distintas refinerías. A Brasil se le han sumado otros mercados. Unas 100.000 ton/año. Y lo que se exporta es el propano y el butano en verano sobre todo, unas 200-250.000 ton/año. Ese mercado también se realiza vía traders, en general con contratos de verano, a Brasil y África también. El etano que directamente se vende a Dow en el polo petroquímico”, analizó.

Tiempo Industrial 116 – Año 11 – Página 16