Post Oil&Gas – Wide 1

  
Ciclo de Entrevistas de EconoJournal
Turri: “El proyecto del gasoducto es prioritario para reemplazar importaciones por entre 1500 y 2000 millones de dólares por año”
Vie 16
abril 2021
16 abril 2021
El director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, conversó con EconoJournal sobre el estado de los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar, las posibilidades para sustituir la importación de combustibles y los proyectos que la compañía tiene en carpeta.
Escuchar nota

Dueño de un característico perfil bajo y una vasta trayectoria en la industria energética, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa Energía, conversó con EconoJournal sobre el estado de los compromisos asumidos en el Plan Gas.Ar, las posibilidades para sustituir la importación de combustibles y los proyectos que la compañía tiene en carpeta.

Plan Gas.Ar

Pampa Energía es la mayor empresa generadora de energía eléctrica del país. El año pasado, a la firma se le adjudicó en el Plan Gas.Ar, que fijó un precio promedio de US$ 3,50 por millón de BTU, un volumen base de 4,9 millones de m3/día y un volumen incremental en el período invernal durante los próximos 4.

“El escenario actual del mercado de gas es sustancialmente mejor al que tuvimos en el año 2020”, apuntó Horacio Turri: “El Plan Gas brindó un horizonte claro a la industria tanto en términos de precios como de volúmenes contratados y cuando hay certidumbre es mucho más sencillo llevar adelante los planes de inversión”.

En la primera ronda del plan de estímulo a la producción de gas, Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional. “Hubo 3 millones 600 mil m3 de picos invernales ofrecidos de los cuales tomamos 1 millón. El resto, 2 millones a cargo de Tecpetrol y 600 mil a cargo de Total, fueron corte a la demanda industrial para ofrecerla al segmento residencial. Luego, en la segunda ronda de pico de invierno volvimos a ofrecer otro millón adicional. Entonces podemos decir que Pampa es la empresa que más ha crecido en términos relativos en lo que representa a los picos de invierno porque creemos que ese mercado debe ser del gas local y no del gas de importación”, destacó el ejecutivo.

Planes y proyectos

El holding que encabeza Marcelo Mindlin opera dos yacimientos de gas: El Mangrullo y Sierra Chata ubicados a 150 km de Neuquén Capital. Cuando la compañía líder en energía eléctrica desembarcó en el mercado de gas, lo hizo de la mano de formaciones tight, es decir, de arenas compactas de menor permeabilidad y porosidad.

Al respecto, Horacio Turri cuenta que “lo que se hizo fue poner en desarrollo la formación Agrio en la cuenca neuquina, un descubrimiento que había hecho Petrobras y que hoy en día consideramos que representa un reservorio estrella y de los más competitivos de la industria. Si bien no somos los únicos operadores presentes en la formación, en Pampa encontramos la manera de estimular el área para lograr muy buenas condiciones de caudal inicial. Prácticamente todo el gas tight proviene de allí y sin duda va a ser el suministrador de gas de una parte sustancial de nuestro compromiso con el Plan Gas”.

Actualmente, la compañía tiene un equipo de perforación que está terminando el cuarto pozo en Sierra Chata y en El Mangrullo se continuará con un plan de perforación de cinco pozos más. Además, está previsto completar el primer pozo a Vaca Muerta que tiene una rama horizontal de 2500 metros y 36 etapas de fractura. Desde la firma, se prevé que estará listo antes del invierno de este año y aportará entre 300 y 400 mil m3 de caudal inicial.

Asimismo, con el fin de aumentar la capacidad de evacuación y tratamiento, Pampa está abocada a la construcción de una segunda planta de tratamiento de gas de 4 millones 800 mil m3. “Es un proyecto adjudicado que está por lanzarse en el campo. Debiera estar concluido para finales de la primavera y apareja una inversión de 50 millones de dólares. De esta forma, pasaríamos de 2 millones 500 mil m3 de capacidad de evacuación a casi 9 millones de m3 en El Mangrullo”.  

Sustitución de importaciones

Pampa presenta como principales desafíos el reemplazo de las importaciones de combustibles alternativos y GNL por gas local, para lo cual es necesario llenar la capacidad total de los caños que vienen de Neuquén y que tienen todavía entre 7 y 8 millones de m3 de gas que pueden ser transportados durante el invierno. “Hay que saturar la capacidad de transporte. Para el invierno del 2022 no cabe duda que esos caños pueden estar saturados. Lo estuvieron en el 2019, no estamos inventando nada nuevo”, resaltó Turri.

El segundo objetivo, de mediano plazo, consiste en sustituir las importaciones por encima de la capacidad actual de transporte. Es decir, hacer un tercer caño desde Neuquén a Buenos Aires para reemplazar en forma completa o en altísimo porcentaje las importaciones de GNL y combustibles líquidos de cara a la finalización del contrato con Bolivia.

Además del cargo jerárquico que ocupa en Pampa, Turri es el presidente del Directorio de TGS y, desde ese rol, señaló que “la opción más económica y que hace más sentido técnicamente es el tramo que conecta Tratayén-Salliqueló en la primera etapa. Eso liberaría alrededor de 20 millones de m3 adicionales de gas durante el invierno con poca inversión en los tramos finales. La segunda etapa es la que une Salliqueló-San Nicolás liberando otros 20 adicionales. Es un proyecto modular que puede hacerse en dos tramos y llegar a reemplazar hasta 40 millones de m3 de gas importado. El proyecto del gasoducto es prioritario para reemplazar importaciones por entre 1500 y 2000 millones de dólares por año”, concluyó.

El cielo es el límite

La frase “El cielo es el límite” resonó en un momento de la entrevista y da cuenta de la historia tanto profesional como personal del actual director ejecutivo de Pampa en un contexto de necesario involucramiento de jóvenes profesionales interesados en la industria para afrontar los futuros desafíos. Horacio Turri se recibió de ingeniero industrial en el ITBA e inmediatamente se sumó al grupo de jóvenes interesados en la propuesta de trabajar para Schlumberger, la mayor empresa de servicios petroleros del planeta.

“Para un chico de 24 años la posibilidad de salir del país y embarcarse en un proyecto así era toda una aventura, te podía tocar trabajar en el Mar del Norte, en Angola o en Arabia Saudita. Fue una experiencia única, una oportunidad para conocer el mundo y trabajar en contacto directo con el equipamiento y con el gigantesco desafío tecnológico de la industria del petróleo. Por eso les digo a los jóvenes profesionales de ansias infinitas que no lo duden un segundo y que de lo único que debe arrepentirse uno es de lo que no hizo”.

0 comentarios

  1. Es bastante lógico para TGS lo que propone su Gte Gral para el URGENTE nuevo gasoducto: tramo inicial Tratayen-Salliquelo. Esto le daría a TGS abastecimiento nuevo de gas en su tramo de gasoductos Bahia Blanca-AMBA, por el nodo de Salliquelo. Les permitiría aumentar su facturación de transporte de gas en invierno al poder vender transporte adicional que hoy no pueden (aun en un escenario de mayor producción como el del 2019), por la inevitable capacidad ociosa invernal que hay hoy en ese tramo, provocada por el desacople de : a) la máxima cantidad de gas que puede llegar a BB (resultante de la suma de la capacidad del tramo de Neubas de Neuquen-BB + el gas que llega a BB por el gasoducto San Martin), QUE ES MENOR a b) la capacidad de los gasoductos de BB-AMBA. En una economia capitalista sana, las empresas invierten a su riesgo para aumentar su facturacion, (en este caso seria, p.ej., invertir para ampliar la capacidad del tramo Neuquen-BB). En la economia capitalista argentina, las empresas tratan de hacer invertir a otro (si es el Estado mejor), para aumentar su facturación y asi super-apalancar sus tasa de rentabilidad (en este caso seria el nuevo gasoducto Tratayen-Salliquelo que haría el Estado el que les habilitaría facturar la capacidad ociosa invernal). Pero hay otras alternativas mas razonables y mas “ecuánimes”. Considerando que la mencionada capacidad ociosa invernal en el corto plazo será ocupada por el GNL que entrara por BB desde este mismo año, sugiero entonces que se consideren otras alternativas, p.ej. hacer el primer tramo de Tratayen a Colonia Baron en la provincia de la Pampa. Y de allí partir hacia la región centro, sea San Nicolas o San Jeronimo. haciendo un gasoducto nuevo casi recto. Colonia Baron y Salliquelo ya están conectados, y están relativamente cerca, por lo cual las inversiones que tendría que hacer TGS para ampliar esta conexión no son tan significativas, ya que podrían usar esa misma traza. Con la traza del gasoducto nuevo a Colonia Baron, todas las localidades del Este pampeano se verían beneficiadas, con la posibilidad de ampliar la llegada de mas gas hacia el Oeste pampeano y ademas llegaría abundante gas al Noroeste de la Provincia de Bs As. Y otra gran pregunta: ¿por que no usar caños de 40” en el nuevo gasoducto? ¿no es lo que mas le conviene al país?

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

Genelba
# 
| 02/01/2024

Pampa Energía aportó el 14,8% del total de la generación eléctrica en el país durante 2023

La compañía entregó al sistema 20.979.481 MWh, un 15% más que en 2022, según informó Cammesa. Su aporte fue alcanzado gracias a nueve centrales termoeléctricas, tres centrales hidroeléctricas y cuatro parques eólicos que posee la compañía en distintos puntos de la Argentina.
GNL Quintero Chile
| 11/28/2023
La CCO de la Compañía General de Combustibles sostuvo que se puede exportar GNL por el Atlántico y también por el Pacífico. «No se trata de uno u otro proyecto. Tenemos que tener una mirada que vaya más allá, con proyectos que tienen otro nivel de inversión, otros tiempos de ejecución, pero tenemos que buscar una múltiple integración», aseguró al participar del Energy Day organizado por EconoJournal.
Gasoducto-Pacifico-1024x683
# 
| 09/25/2023
En lo que parece ser un guiño a YPF, la única petrolera conectada a ese sistema de transporte, la Subsecretaría de Hidrocarburos autorizó una exportación en firme de 300.000 m3/día de gas hacia Chile durante los próximos 15 meses a través del Gasoducto del Pacífico. Por el contrario, a menos de una semana del inicio, el gobierno tiene pendiente la autorización de permisos de exportación desde la cuenca Austral. Un contrato histórico con YPF, un obstáculo.
Offshore
# 
| 07/03/2023
El consorcio CMA-1, operado por la compañía francesa, recibió la autorización formal de la Secretaría de Energía para inyectar 1 MMm3/día durante los próximos cinco años. La UTE, integrada además por Wintershall Dea y PAE, construirá un parque eólico y realizará proyectos en campos offshore para conseguir la nueva producción de gas en la cuenca Austral.
WordPress Lightbox