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Mendoza: anuncian construcción de una usina para 2017

Es un emprendimiento termoeléctrico de 100 millones de dólares diseñado por Emesa para Mendoza y financiado por una UTE que lo gestionará10 años. Generará energía para 15 mil hogares, pero podría triplicarla en un año.

Aún lejos de recuperar la capacidad de autoabastecimiento para el país, el Estado nacional quiere sumar al sistema energético nacional 1.000 megavatios, mayormente adjudicándolos a privados a cambio de una tarifa pre acordada.

En ese contexto, Mendoza ya se aseguró la construcción de una usina de generación termoeléctrica en la localidad de Anchoris, que, según lo previsto, desde abril de 2017 podrá generar 40,5 mw, suficiente para cubrir la demanda de unos 15 mil hogares.

Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista eléctrico) oficializó ayer, junto a otros 3 en el país, la adjudicación del proyecto diseñado por Emesa (Empresa Mendocina de Energía SA), que financiará y operará una UTE de 3 empresas. Se trata de una instalación que se alimentará de gas licuado de petróleo extraído del Sur provincial, según confirmó el Gobierno mendocino.

Pero la futura usina tiene una característica especial: es de escala. O sea, capaz de ampliar progresivamente su potencia hasta llegar a 120 megavatios a partir de 2017, lo que implica triplicar la energía para satisfacer la demanda.

Notoriamente satisfecho al confirmarse la adjudicación, el gobernador Alfredo Cornejo lo destacó como un hito de los últimos 20 años para Mendoza. “Después de (la represa)  Potrerillos es el primer proyecto que agrega potencia energética al sistema de la provincia”, remarcó  el mandatario.

En cuanto a las características técnicas de la futura central, el subsecretario de Energía, Emilio Guiñazú, lo consideró “innovador” y “un nuevo vector energético, que va a aumentar la producción de pozos, hoy desconectados del sistema, y las regalías para la provincia, además de generar energía más barata para el sistema”.

La estimación apunta que le reportará unos U$S 3 millones anuales para el fisco mendocino por su venta.

Luego de remarcar que servirá para revertir el “venteo” o pérdidas contaminantes de pozos (un 25%), Guiñazú trazó un horizonte de al menos 10 años de reservas que le asegurarían el combustible necesario a la planta, el mismo plazo previsto para el gerenciamiento privado. “Sin contar las inversiones por venir en exploración de gas”, redondeó.

Claves del negocio

Ayer se concretó el paso esperado por los ejecutores. Mediante una resolución de la secretaría de Energía Eléctrica, Cammesa fue habilitada para suscribir el contrato con la UTE responsable de Methax, el proyecto de Anchoris, uno de los 19 adjudicados.

“Autorízase a Cammesa a iniciar las tratativas tendientes a concretar la suscripción del Contrato de Demanda Mayorista (CDM) con cada una las empresas cuya oferta haya resultado incluida en el listado”, reza la Resolución 155 firmada por el secretario de Energía Eléctrica, Alejandro Sruoga.

Galileo, Proenergy y Tecnored son las empresas asociadas para la ejecución y administración de la central de Tupungato.

La UTE financia en la primera fase unos 90 millones de dólares que, según sus impulsores, es inversión genuina a través de fideicomisos y del mercado de capitales.

Galileo aporta tecnología para la captación del fluido, su transformación a GNL y la  críoconservación para el transporte en tanques.

Antes de que Proenergy asuma la generación de la usina, Galileo y Tecnored, responsable de su construcción, aseguran que la técnica para “escalar” hasta los 120 megavatios, algo que para su CEO, Osvaldo del Campo, puede lograrse durante 2017 “siempre y cuando haya acuerdo con Cammesa sobre las condiciones para ejecutar el resto de los tramos”.

Buena parte del volumen necesario, unos 50.000 metros cúbicos diarios, provendrá de Malargüe en 8 camiones. Pero ¿cómo asegurarse el fluido necesario con las dificultades para el suministro de gas natural?

“Se toma un concepto y tecnología nueva. De hecho, es la primera generadora que usará gas no conectado al sistema a través del gasoducto virtual,  una solución móvil desarrollada hace veinte años que no utiliza el mismo de las industrias y el consumo residencial. Va a permitir aprovechar el gas disperso, que es mucho en el país”,  señaló  Del Campo, desde Buenos Aires.

De hecho, con el antecedente de Buquebus, la única estructura nutrida de GNL, la firma ya visualizó los problemas derivados de los cortes de gas a las empresas que más lo demandan y apunta a la prestación del servicio como negocio colateral.

Buquebus es el único antecedente de estructura que se nutre de GNL.

Además, según el ejecutivo,  la ubicación y modalidad tanto de las conexiones desde los pozos como de la planta son factores estratégicos, “porque se cubre el área Mendoza y Neuquén. A partir de allí no habría razones para que las petroleras venteen gas en la explotación”.

Por su parte, el subsecretario Guiñazú reafirmó el valor de la sociedad público-privada. “El sistema de distribución está al límite y en electricidad hay mucha precariedad. Si podemos ofrecer proyectos competitivos, no es necesario que la Provincia ponga dinero sino que todo puede ser gestión privada”.

Desde el Ejecutivo adelantaron que lo que viene son proyectos de energías renovables. Uno de eólica en Malargüe y otro solar en Luján picaron en punta en tal sentido.

El “distinto” entre los19 adjudicados en todo el país

Methax es el único emprendimiento energético autorizado por la Secretaría de Energía para Mendoza. Entre los 19 elegidos, las ofertas totalizaron 6.611 mw de capacidad adicional, a un precio unitario de 25.000 dólares mensuales.

Como explican sus desarrolladores, el llamado Gasoducto Virtual se concibió “inicialmente para transportar Gas Natural Comprimido (GNC). La diferencia con el GNL es que puede transportar mayores volúmenes hacia la turbina aeroderivada de la usina.

Y no está sujeto a cortes como Centrales Térmicas Mendoza (CTM), su “hermana mayor”, que requiere 1 millón m3/día de gasoducto convencional.

Entre los restantes elegidos por Cammesa: una central de Edenor para GBA y la Central de la Costa en Mardel (88 mw). Además, otra de 99 mw de Pampa Energía en Loma de la Lata, dos para Santa Fe y una más en Tucumán.

 

Los Andes

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