La nueva matriz energética que revoluciona a Uruguay

Mayo 26, 2013 5
La nueva matriz energética que revoluciona a Uruguay

Un día Uruguay se despierta con la noticia de que la matriz energética sufrirá una gran trasformación. Es así que pasaremos a ser el primer país de mundo con más de un 50% de energías renovables en su matriz y donde la introducción del gas natural abaratará costos y bajara tarifas.

Un ciudadano promedio, que no siga de Cheapest viagra online cerca las decisiones sobre los temas de energía, podrá alegrarse por las noticias, todas auspiciosas, sobre todo el escenario de rebaja en los costos, pero le faltará conocer como se llegó a este momento especial de la historia energética del Uruguay.

El Dr. en Física Ramón Méndez es el actual Director Nacional de Energía. Tiene a su cargo esta tarea desde la administración anterior con Tabaré Vázquez como Presidente. En un científico joven. Pertenece a la llamada Generación 83′.

Reseña

En 2005 asumía como Director Nacional de Energía el Ing. Gerardo Triunfo. Cuando le fui a preguntar cómo veía su nueva labor, me contestó que había encontrado una oficina casi vacía con un par de computadoras muy obsoletas. En la DNE de entonces habían trabajado el Director y un par de ayudantes y poco más.

El escenario de 2005

Uruguay estaba en una grave crisis energética. Argentina había cortado la mitad de suministro de Cialis online without prescription gas natural, no tenía excedente eléctrico y nuestro país pasaba por un período de sequía record. El apagón, programado, pero apagón al fin era un escenario posible y muy probable.

Con esto vendrá una larga historia de negociaciones con Argentina y la decisión del gobierno de construir una central de Buy cipro online respaldo térmico en forma urgente. Mucho se hizo, mucho se negoció, el apagón se fue postergando y la nueva central de Punta del Tigre aportó algo más de potencia de respaldo a la matriz energética muy exigida y en crisis.

La política y la energía

La política energética fue tomada desde entonces como una causa nacional. Comenzaron las negociaciones del Gobierno con los partidos de oposición. La Central de Punta del Tigre pasó de 100 MW iniciales a los 350 MW actuales. Se incorporaron nuevas unidades a Central Batlle, se incorporó el primer par eólico del Uruguay, se comenzó a producir a base de biomasa en asociación con empresa privadas como la ex Botnia, hoy UPM, y otros emprendimientos en varios departamentos del interior.

En agosto de 2008 se elaboraron los nuevos lineamientos de política energética . En ellos se define que ‘el objetivo central de la Política Energética es la satisfacción de todas las necesidades energéticas nacionales, a costos que resulten adecuados para todos los sectores sociales y que aporten competitividad al país, promoviendo hábitos saludables de consumo energético, procurando la independencia energética del país en un marco de integración regional, mediante políticas sustentables tanto desde el punto de vista económico como medioambiental, utilizando la política energética como un instrumento para desarrollar capacidades productivas y promover la integración social’.

Según lo definido ahora se trabajará en 4 grandes Ejes Estratégicos: a) Eje Institucional b) Eje de Levitra for sale la Oferta c) Eje de la Demanda e) Eje Social.

Previo a las elecciones de 2009 se forma una comisión multipartidaria que acuerda los lineamientos estratégicos de energía para el país. Entre ellos está la incorporación de más energías renovables y la incorporación del GNL, gas natural, a la matriz energética. Esta decisión implica la construcción de una planta regasificadora.

Con Argentina, sin Argentina

La construcción de una planta regasificadora se empieza a proyectar en un negocio donde participa Argentina. Asediada por la falta de gas, resultado de años sin inversiones, Argentina parece el socio ideal para participar en un emprendimiento que le podría poner en la puerta del gran Buenos Aires más de 5 millones de metros cúbico de gas por día.

Son muchos los meses de Buy zithromax online reuniones, tratativas, estudios, análisis económicos, proyecciones de consumo de energía, estudios legales, opciones contractuales y no se producía ningún avance.

Una valoración que se realiza desde Uruguay es que Argentina no quiere hacer esa planta regasificadora. La planta significaría que Uruguay potenciará su puerto y lo multiplicará en espacio, logística, servicios y más. Argentina parece que solo seguirá dilatando el proyecto.

La decisión

Uruguay decide no esperar más. Los estudios que se realizaron por los técnicos uruguayos y por las consultoras internacionales opinan que Uruguay puede emprender solo con este proyecto.

El Presidente de la República tomó la decisión política de dar el ok y: ‘que se haga’. En pocos meses se empieza a poner en marcha lo que Uruguay ha estudiado durante muchos años y acordado a nivel nacional con todo el espectro político a favor.

Se resuelve el modelo de negocios, se califican a las empresas internacionales – las más grandes e importantes del mundo-, se hace la licitación y se adjudica a la oferta más conveniente para el país.

Algunos problemas de política menor, típico de un país que se aproxima a las elecciones, provoca alguna discrepancias puntuales.

Con el Director Nacional de Energía, Dr. en Física, Ramón Méndez

Este viernes nos reunimos con el Director Nacional de Energía quién se despachó con la historia del proceso de Generic for cialis transformación de la matriz energética, que habló del papel del Estado y del mercado, de la oportunidad desarrollo económico y de las capacidades del país en materia industrial y de transferencias de conocimientos en industrias de alta tecnología y del que dedicó un capitulo a la integración social del país al que contribuye un sector energético que produce 15% de la riqueza nacional y U$S 6.000.000.000 por año.

Con el gobierno de izquierda se dieron tres cambios muy significativos. Lo primero y central es ¿cuál es el rol del Estado?

Este es un tema multidimensional, que no es solo de temas económicos, sino también tecnológicos, geopolíticos, temas ambientales, tema éticos, patrones de consumo.

Consumir mucha energía no es bueno de por sí. Hay que consumir la energía necesaria. Ni mucha ni poca, la necesaria.

El tema social en el uso de la energía es clave. La mitad de la población mundial utiliza recursos energéticos al mismo nivel que se hacía en la Edad Media.

La energía no puede quedar en manos del mercado. Tiene que haber una intervención estatal.

Intervención estatal no quiere decir que el Estado tiene que hacer todo. No quiere decir que las dos empresas estatales deban encargarse de Viagra in canada todo. Quiere decir que el Estado como tal, como Poder Ejecutivo, para rendirle cuentas a la ciudadanía, tiene que definir grandes lineamientos y tiene que coordinar a todos los actores.

Es imposible que los equilibrios entre lo económico, lo cultural, lo social, lo ético y lo ambiental se dé simplemente porque lo regule el mercado.

El Estado con su agencia reguladora está para evitar los desvíos de ese mercado. El estado deber tomar para sí el diseño y la coordinación de la política energética.

Un primer elemento político novedoso es el de soberanía energética. La soberanía no es autarquía. Hay que mantener y mejorar la interconexión con los vecinos. Entre ellas las líneas de interconexión eléctrica con Brasil. De esta forma podremos vender excedentes y podremos comprar cuando sea más barato suplir el parque energético nuestro en situaciones coyunturales.

Soberanía quiere decir poder defender nuestras propias decisiones. Debemos integrarnos desde la soberanía y no desde la dependencia energética.

Un elemento fuerte respecto de la soberanía en el sector energético, tradicionalmente y en el mundo es así, cuando tenés un alto porcentaje de combustibles fósiles son commodities. El precio de la energía de cada país depende de Viagra online la evolución de ese commodities. Soberanía quiere decir la soberanía de los precios, del impacto de la economía en general y de la macro economía en particular.

Toda esta apuesta a las energías renovables tiene que ver con temas ambientales, tiene que ver con el cambio climático. No solo por que el viento, el agua el solo y la biomasa sean nuestros sino porque el viento y demás son gratis.

El gas natural tiene relación directa con la soberanía. Es por la introducción del gas natural que vamos a poder usar más y mejor los recursos naturales y renovables.

Para poder posibilitar el alto nivel de soberanía que nos aportan las energías renovables precisas como seguro el gas natural.

Cuando se instala una planta eólica o de biomasa, o de generación hidráulica, desde que el energético es gratis, el costo de energía por los siguientes 20 o 30 años depende de repago de la inversión que se hizo. Se logra independizar de los vaivenes del mercado internacional.

El sector energético mueve el 15% de producto del país. Hay pocos sectores que muevan tanta cantidad de dinero como el sector energético.

Este gran sector se puede poner al servicio de la perpetuación de la relaciones de poder. Por eso el sector energético se puede usar no solo para satisfacer las necesidades energéticas del país, a buen precio, soberanamente, sino usarlo para ayudar a transformar el país.

Hay que hacer énfasis en la generación y formación de capacidades nacionales, transferencia de conocimientos, generación de puestos de trabajo altamente calificados, aumentar el nivel de industrialización de alto nivel tecnológico.

La disponibilidad de energía aporta a la inclusión social. Este vector energético que puede contribuir a tantas desigualdades lo podemos adecuadamente a integrar.

Si se redireccionan los U$S 6.000 millones que mueve el sector energético al año se puede hacer mucho en políticas sociales.

Integrar la política energética con la política social es un elemento realmente novedoso. Todos estos son grandes elementos que aportó el gobierno de izquierda en el sector energético de nuestro país.

¿Cuáles son los instrumentos?

Un instrumento claro es la política de alianzas. Cuando uno dice política de alianza dice desarrollar una política a largo plazo. Eso fue lo que hicimos en 2008. Por primera vez en nuestra historia el gabinete de Tabaré en setiembre de 2008 voto una política energética. Es la primera vez que se vota una política energética en un Consejo de Ministros. Además es una política a 20 años. Que debe ser acordó a lo multidimensional a la mirada que merece el sector energético. Y la política de alianzas que se da para permitir, primero que nada en el gobierno, para poder potencia a las dos importantes empresas públicas.

Además para potenciar la participación de privados. Privados que no vienen a hacer lo que quieran. Se definen las reglas de juego, los sectores, las condiciones, tiene que tener tanto de componente nacional para participar en una licitación, esto es una alianza.

Cada vez que sacamos un decreto hacemos un data room para los posible interesados que vengan.

Cuatro ejes estratégicos.

Primero el rol de los actores que pasa por el rol del Estado. El Poder Ejecutivo es el que define la política. Dentro de esto las empresas estatales son el principal instrumento y luego el rol del sector privado bajo un marco regulatorio estable y claro, transparente y completo.

Segundo es que tipo de energía para satisfacer las necesidades. Primero la diversificación, segundo la disminución del peso del petróleo importado y la incorporación de energéticos autóctonos. Esto se da con recursos renovables y la búsqueda de gas y petróleo propios.

Tercero es el eje de la demanda. El impulso a la eficiencia energética, el uso racional de la energía, la trasformación cultural de los hábitos de consumo y el Estado dando el ejemplo.

Cuarto eje es el de la inclusión y considerar el acceso a la energía como un derecho humano más dentro de nuestro país. Garantizar el derecho al acceso a a la energía en condiciones de seguridad, de precios y de calidad a todos los sectores y utilizar el sector energético como un sector de inclusión social del país.

En 2015 Uruguay será el primer país del mundo que superará el 50% de energías renovables en su matriz.

Centrales térmicas, generadores eólicos, generadores de biomasa, energía solar térmica, energía solar foto voltaica, obras de interconexión, planta conversora de frecuencia para interconectar con Brasil. Lo que se construyó en el gobierno anterior y lo que se suma en este período de gobierno son inversiones por U$S 7.000 millones en el sector energético.

Cuando se habla de Aratirí que traería inversiones por U$S 3.000 millones hoy el sector energético ya tiene inversiones por el doble.

El sector energético ya tiene más inversiones por más del triple de lo que trajo UPM.

Esto se puede hacer por la táctica política. La de acuerdos políticos. Esto permite la inversión en UTE y ANCAP de más de U$S 2.500 millones. Otro tanto lo hace los inversores privados.

Cuando se conduce adecuadamente se producen los convencimientos internos de que vale la pena apostar y que el sector privado internacional puede venir a confiar en el sector porque es creíble con una política a largo plazo y con consenso político.

En principio el proyecto de la regasificadora se había pensado en hacer con Argentina por la vocación natural de integración pero nos dimos cuenta que era muy difícil llevarlo adelante fundamentalmente por que tenemos intereses diferentes.

Para Argentina era una puerta más de acceso al gas natural. Para nosotros el ‘La’ puerta de acceso. Por tanto necesitábamos certezas de funcionamiento. El barco siempre puede llegar y siempre puede regasificar. No terminamos llegando a un acuerdo de cómo tenía que ser una planta que tenía que ser de interés para amabas partes.

La planta abría otras posibilidades para Montevideo, sobretodo sus capacidades portuarias. Esto tiene interés para nuestro país pero no necesariamente para Argentina.

El Presidente tomo un decisión importante, valiente, ‘Uruguay necesita esta planta la hacemos si o si’.

Esta es la decisión que se tomó en marzo de 2012 y redefinió todo el trabajo que veníamos haciendo y entre marzo y agosto rediseñamos el modelo de negocios, diseñamos aspectos más tecnológicos y se lanzó en agosto el proceso competitivo que termina en este momento con la adjudicación a GDF Suez.

La responsabilidad de DGF Suez será la construcción de la escollera, la construcción del muelle y mandar a construir el bar de almacenamiento y de regasificación de acuerdo a las especificaciones que se le piden. Lo único que va a hacer GDF Suez, luego que construye todo eso, es operar la regasificadora. Esto quiere decir recibir la orden de operar. Abrir válvulas, cerrar válvulas. El que toma las decisiones es Gas Sayago, es decir UTE y ANCAP.

El GNL lo compra UTE y ANCAP.

El GNL queda en el barco y puede quedar allí durante meses. No hay obligación de regasificar absolutamente nada.

El canon anual son U$S 170 millones. El GNL es lo que nos termina de cerrar toda la profunda renovación energética que está llevando adelante el país en los últimos años. Es el complemento de la incorporación de fuentes autóctonas, en particular las energías renovables. Es el complemente de todas las inversiones que se están realizando en energía eólica, la biomasa, los biocombustibles y la energía solar térmica y fotovoltaica.

Es el combustible fósil que tiene menor impacto ambiental, que tiene menores costos, que tiene reservas crecientes en el mundo en lugar del petróleo, que se está terminando.

En 40 años nos vamos a quedar sin petróleo.

Los precios del gas natural, si bien oscilan, bajan en relación al precio del petróleo.

El GNL es un energético muy dúctil porque permite generar electricidad a mitad de costo respecto al precio de generación con gasoil, sirve para la industria, para generar calor, para las casas para calefaccionarse o para cocinar, puede incluso usarse en el transporte. Es decir, es el energético que más crece.

En nuestro país se había intentado introducir en la década del 90, pero el único proveedor que teníamos era Argentina.

Argentina pasó de ser un exportador a ser un importador de gas natural.

La regasificadora lo que nos permite es una puerta para abrirnos hacia el mundo comprando el gas natural de una forma diferente. No viene por gasoducto sino por barco.

El gas licuado no es gas comprimido, sino que es gas a muy bajas temperaturas.

El gas licuado no explota ni tiene ningún riesgo de ese tipo.

Es un gas que está a 160 grados bajo cero y al bajarle la temperatura reduce 600 veces su volumen y por eso se puede colocar en barcos y enviar desde el país productor al país consumidor.

Hay más de 20 países en el mundo que venden gas natural licuado.

Para poder recibir este gas en barco hay que generar un mini puerto, una infraestructura suficiente como para que estos enormes barcos puedan amarrarse adecuadamente y hacer la transferencia de su contenido hacia el almacenamiento local.

Hay que hacer una gran escollera. Será el doble de lo que es la escollera Sarandí.

Solo la escollera es una inversión de U$S 400 millones.

Como no tenemos espacio en el puerto se hará este mini puerto que estará enfrente a las costas de Punta Sayago, donde están las ruinas del Frigorífico Nacional. Allí se instala una escollera, una especie de U, de herradura, enfrentada a la costa.

El buque puede estar esperando lo que el país lo necesite. Simplemente es una gran reserva de energía potencialmente inyectable a nuestro sistema energético general.

El gas licuado llega en barco, se transfiere a este gran reservorio flotante de un total de 277.000 metros cúbicos.

La segunda función de este barco es ir regasificando este gas licuado, aumentándole la temperatura para que vuelva a transformarse al estado gaseoso, inyectándolo en un gasoducto primero submarino y luego terrestre para inyectarlo en la red de gasoducto de nuestro país.

El contrato es que la empresa franco belga que ganó la licitación, GDF-Suez, construye esta escollera, manda construir un barco especialmente para nosotros y nos lo arrienda durante los 20 años de funcionamiento del proyecto, lo opera desde el punto de vista mecánico, ingenieril, y nada más.

UTE y Ancap se van a encargar de comprar gas natural licuado a medida que el país lo vaya necesitando. Lo almacenan en ese almacenamiento que van a tener disponible allí, y lo van regasificando.

Quien toma las decisiones sobre cuánto se regasifica, a qué tasa diaria se regasifica, si se regasifica o no, son UTE y Ancap en función de sus demandas o eventualmente si quieren exportar o lo que quieran hacer con ese gas propio que va a estar ahí, licuado, esperando ser utilizado.

Puede quedar almacenado allí licuado durante meses si no se quiere utilizar o no se precisa gas en nuestro sistema, y a medida que el país lo vaya precisando le va dando la orden a GDF-Suez

Diciéndole: “bueno, hoy regasificame tanta cantidad de la que tenés almacenada allí”. Cuando el barco se va vaciando, o si por ejemplo se está utilizando más gas de lo que estaba previsto, se compra un nuevo cargamento de gas natural licuado para volver a llenarle la panza al barco que estará siempre presente en nuestro país.

Lo que trae esta planta es la capacidad de poder almacenar gas natural licuado y esos 10 millones de metros cúbicos es la capacidad máxima de regasificación, si la precisamos, pensando no solamente en el hoy.

Cuando la planta empiece a funcionar la máxima necesidad de gas natural del país va a ser de alrededor de 4.5 a 5 millones de metros cúbicos diarios.

Esta planta no es para el año 2015, esta planta es del año 2015 al 2035, pensando en los próximos 20 años del país.

Poder regasificar 5 o 10 millones de metros cúbicos diarios en sí mismo es la parte menor de toda esta inversión.

Lo grueso es la escollera de protección y este gran barco para permitir almacenamiento del gas natural licuado es el grueso de la inversión.

El hecho de que tenga una capacidad de regasificación mayor que la que voy a precisar para mí país y que eso es una inversión de 3% más que si hubiera hecho una regasificación más chica, no exige que tenga que salir corriendo para Argentina a decirle “comprame gas que si no los números no me cierran”.

Es una decisión que están tomando UTE y ANCAP de forma totalmente independiente de este contrato con GDF-Suez por el cual, en función de lo que van estimando año a año, por un lado va a ser la demanda de gas natural para generación eléctrica. Por otro lado, Ancap para vender a las casas y a las industrias cada año, de hecho cada mes, toma la decisión de cuánto gas natural licuado compran y mantienen almacenado a medida que el país lo vaya precisando.

Durante buena parte del año UTE va a estar operando con la energía eléctrica proveniente de las centrales hidráulicas o de la energía eólica que ahora está creciendo, y la biomasa. Entonces, el consumo real del Uruguay por lo menos en los

En promedio, en un año medio de lluvias medias, el consumo diario de UTE va a ser de 1.100.000 metros cúbicos.

Los números son los siguientes: cuando esto arranque a pleno, en el año 2016, la generación eléctrica va a ser alrededor de un 90%.

Una suma de energía renovable: hidráulica, eólica, biomasa; y solamente la generación térmica en un año de lluvias medias va a andar alrededor de 7%, 8% de la energía.

Aún ese 7%, 8% por ciento de energía térmica que precisamos para que nos cierre toda la generación eléctrica del país, si la hacemos con gasoil o gas natural cuesta exactamente la mitad, de una forma que de otra.

Del ahorro de combustible que hacemos debido a que tenemos el gas natural y la planta regasificadora sale el pago de esta inversión que estamos haciendo. de ahí sale el pago de este canon.

En un año seco en el cual en lugar de generarse, como se va a generar en promedio 600, 700 gigavatios hora anuales térmicos, vamos a quintuplicar o cuadriplicar al menos la cantidad de gigavatios hora térmicos que va a precisar el país, porque no tenemos agua. Entonces, al no tener agua la única forma es complementarlo con generación térmica. Y en esos años la diferencia es increíble.

Si uno genera con las máquinas térmicas actuales con gasoil se puede llegar a gastar U$S 500 millones de dólares por encima de lo que estaba previsto. En cambio, si tenemos el gas natural, eso baja a la mitad o menos, baja a alrededor de U$S200 millones de generación térmica.

El negocio es que debido a que hay ahorros muy importantes en el combustible que compensan con creces el costo fijo de tener esta puerta de acceso al gas natural licuado es la validez de este contrato con GDF-Suez.

Solamente el ahorro de precio de combustible, o sea, lo que paga de combustible; entre pagar gas natural o pagar gasoil solamente para la generación térmica en el precio del combustible se ahorra alrededor de 1.000 millones de dólares.

UTE ahorrará entre U$S 250 millones y U$S 300 millones de seguro climático

ANCAP por el hecho de participar en la distribución y en el transporte del gas natural, va a ganar U$S 154 millones.

Para los usuarios actuales de gas natural habrá un ahora de U$S 160 millones.

Uruguay tendrá de ingreso de la empresa GDF-Suez en todos estos 20 años U$S 105 millones de impuesto a la renta y otro tipo de impuestos por el funcionamiento en el país.

La escollera vale U$S 400 millones. Montevideo, pero al ritmo del crecimiento el puerto de Montevideo ya no da más, ya no tiene más capacidad la bahía, y la extensión que estaba prevista era justamente Puntas de Sayago. Esta escollera va a permitir cerrar la protección del futuro puerto de Sayago.

Si no hubiera estado este proyecto la ANP tendría que haber invertido U$S 400 millones de dólares más para poder tener esta escollera.

Para evitar incendios las normas de seguridad recomiendan que no haya poblaciones a menos de 800 metros, 1.000 metros en las más restrictivas. Hacerlo en tierra y sobre todo en esa zona era más complicado, al hacerlo en el mar, a 2.000 metros de la costa cumple con cualquier tipo de normativa de seguridad.

No depende ni de Aratirí, ni de Argentina, ni de nada de eso. Nosotros hicimos hipótesis extremadamente conservadoras en relación al crecimiento.

Suponiendo un crecimiento muy conservador en el sector industrial, prácticamente sin suponer participación de gas natural en el transporte, y en relación al sector eléctrico simplemente acompañando la evolución actual, como se ha programado para los próximos 15 años del país, hasta el 2030 al menos, hay una hipótesis de crecimiento de la demanda de un 3%. Esos son los números que se están usando en todos lados, digamos, 3,2%.

El gas natural entra hoy al país a alrededor de 25 dólares el millón de BTU. Con la planta poniendo el costo del gas más el costo de la regasificación, todo el pago a GDF-Suez etcétera, va a entrar entre U$S15 y 16. Eso da una idea, realmente, de 25 a 16, para ser conservadores.

La tarifa de UTE también va a bajar

La energía eólica sale U$S 62 dólares el megavatio/hora, hoy estamos en un costo medio que ronda los 90 dólares el megavatio/hora, y ni que hablar en los años secos.
Uruguay tendrá una planta de regasificación que cambiará la matriz energética del país y bajará los costos de la energía para empresas y hogares. Aquí van preguntas y respuestas de todo el proceso de decisión de estas obras.

¿Cómo se llevó a cabo la licitación?

Se llevó a cabo una licitación privada internacional entre un grupo de oferentes previamente calificados.

Con fecha 1 de noviembre de 2012, Gas Sayago (GSSA) invitó a los cuatro oferentes previamente calificados, a participar en una licitación privada internacional cerrada bajo la modalidad BOOT (Build, Own, Operate and Buy levitra no prescription Transfer), con el objeto de diseñar y construir una Terminal para recibir, almacenar y eventualmente entregar gas natural licuado (GNL), así como regasificar GNL entregándolo en forma de gas natural (GN) a la red de gasoductos de alta presión. El adjudicatario debía realizar las pruebas de puesta en marcha, poner en marcha el servicio, operar y mantener la Terminal por el período de duración del contrato.

GSSA entregó las Bases Técnico-Comerciales del proyecto, integradas tanto por el pliego y todos los documentos técnicos, así como el modelo de contrato propuesto a suscribir con quien resultare adjudicatario. Adicionalmente, se informaron todas las instrucciones necesarias para los aspectos formales y jurídicos que debían cumplir las ofertas y el procedimiento de recepción de las mismas. Se llevó a cabo una etapa de diálogo simultáneo con los oferentes, a efectos de responder las consultas y/o sugerencias formuladas por estos en relación al contenido del pliego, al modelo de contrato a firmarse por el adjudicatario, y a los aspectos técnicos, entre otros aspectos.

Una vez recibidas las consultas y/o sugerencias, y sin perjuicio de su respuesta individual, a efectos de mantener en todo momento la transparencia del procedimiento, GSSA emitió en cada caso circulares aclaratorias sobre los puntos consultados, a la que tuvieron acceso todos los oferentes vía e-mail en las casillas de cada uno de los representantes nombrados por cada oferente.

Finalmente, se llevaron a cabo reuniones preliminares con cada uno de los oferentes, para discutir en forma absolutamente reservada determinados aspectos de su interés, con el fin de optimizarlas.

El día 18 de abril de 2013, entre las horas 12:00 y 14:00 se inició la recepción de ofertas, en distintos lugares para cada uno de los oferentes, y, en todos los casos, en presencia de un representante de GSSA y un escribano público.

Se presentaron las siguientes ofertas:

FCC/ Enagás, ante la Esc. Giannina Bresciani de Baeremaecker, a la hora 13:30, en la Calle Sarandí 690 D, Of. 408.

GDF Suez, ante la Esc. Carolina Bentancourtt Barreto, a la hora 12:00, en la Calle Guayabos 1718/506.

Hoegh-Belfi, ante la Esc. Lorna Gauthier, a la hora 13.30, en la Calle 18 de julio 2062, Of. 305.

Samsung, ante la Esc. Sandra Sum, a la hora 12.00, en la Calle 18 de julio 1077 Of. 402.

¿Cómo se evaluaron las ofertas?

A partir del día 19 de abril de 2013 hasta la adjudicación, se inició la etapa de estudio y evaluación que se llevó a cabo en el Hotel Tryp en Montevideo. En todas sus instancias el procedimiento fue manejado con absoluta confidencialidad, lo que, adicionalmente, se corresponde con los distintos acuerdos de confidencialidad suscritos.

Como se indicó en las bases, la evaluación de las ofertas, se basó en factores técnicos, económicos, legales y financieros, y fue realizada por equipos técnicos en los que participaron personal de GSSA, asesores y consultores externos contratados por GSSA, personal de UTE, ANCAP, DNE, ANP, Hidrografía y UDELAR y un Comité Directivo (formado por autoridades de UTE, ANCAP y DNE) creado a tales efectos.

Una opinión legal independiente (Posadas, Posadas & Vecino) sobre la integridad del proceso de licitación concluye que:

- Se cumplieron con las bases e Instrucciones referidas.

- Se notificó a todos los oferentes de las modificaciones y aclaraciones del proceso

- Se recibieron las ofertas en igual forma.

- Se evaluaron de acuerdo a los criterios previamente ajustados.

- Se solicitaron las aclaraciones pertinentes según las objeciones diagramadas por los diferentes equipos.

- Se permitió una instancia, a todos, de ajuste de ofertas en cuanto a cada una de las observaciones.

- No se acordaron elementos esenciales de la contratación con ninguno de los oferentes, sino que se estuvo en ronda de ajustes y negociación.

- Se adjudicará de acuerdo a quien, a criterio de GSSA y a criterio de la evaluación en cada uno de los aspectos, cumple con los requisitos fundamentales exigidos para la Licitación, esto es, GDF Suez.’

¿Cuáles son los próximos pasos?

El proceso licitatorio no se cierra hasta tanto se firme el contrato, esto es, una vez se hayan concluido las actividades preparatorias. La fecha estimada de firma del contrato es del 1 de agosto de 2013. Oportunamente se podrá brindar mayor información, que por el momento debe mantenerse reservada.

¿Cómo se llevó a cabo la calificación de empresas?

Con fecha 13 de agosto de 2012, el Directorio de GSSA aprobó las bases del llamado a pre-calificación abierta.

Siguiendo el mandato del Directorio, se hizo un llamado público abierto con fecha 16 de agosto de 2012 para realizar propuestas de pre-calificación con un plazo de entrega el 1° de octubre de 2012

En dicho llamado público se buscó que los interesados acompañaran una propuesta técnica y acreditaran su capacidad legal, financiera y técnica para la realización del proyecto. Se realizó un análisis conceptual de las propuestas recibidas desde lo técnico y con criterios de capacidad portuaria, de construcción y operación de Terminales de Regasificación, y de gestión interna.

Los resultados de la convocatoria, refrendado por Resolución de Directorio de GSSA en Acta Nº 18, de fecha 19 de octubre de 2012 basada en la recomendación de la Gerencia, fueron los siguientes:

Cuatro de los 12 grupos que se presentaron a la calificación cumplieron totalmente los requisitos planteados:

- FCC / Enagas;

- GDF Suez Energy Latin America Participacoes;

- Hoegh LNG / Belfi;

- Samsung C&t Trading & Investment Group / Korea Gas Corporation / Itochu

¿Qué es una Terminal Regasificadora?

Una terminal regasificadora es una instalación industrial de porte relativamente reducido en la cual se lleva a cabo el proceso que convierte el gas natural licuado en gas natural.

El gas natural se extrae del subsuelo en forma gaseosa en distintos países del mundo. Tras un proceso de enfriamiento a 162 ºC bajo cero, se cambia el estado gaseoso a líquido, permitiendo con ello reducir el volumen del estado inicial en 600 veces.

El gas natural licuado es transportado por buques especiales a las terminales regasificadoras. Estas se tratan de instalaciones industriales de porte relativamente reducido en las cuales se lleva a cabo el proceso que convierte el gas natural licuado nuevamente a gas natural, para luego ser transportado por gasoductos.

Están compuestas por instalaciones de almacenamiento de gas natural licuado, y de las instalaciones necesarias, para volver a transformar el gas líquido a gas. Para realizar esta conversión es necesaria una fuente de calor.

Las terminales pueden constituirse con instalaciones de almacenamiento y regasificación en tierra, o en agua, empleando para ello buque de gran tamaño.

En la actualidad existen 18 países y en total de 62 terminales de recepción y regasificación operando en 23 países, según datos al 2010 de The International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL).

¿Cómo se materializará la terminal regasificadora?

Estará integrada por una escollera (a los efectos de generar una zona de aguas quietas), un gasoducto subacuático, un gasoducto terrestre y una terminal localizada al abrigo de la escollera.

La terminal contendrá un muelle que recibirá los buques transportando el gas natural licuado, y que albergará un barco amarrado en forma permanente, el que almacenará el gas licuado, y contará con las instalaciones de regasificación. Tendrá asimismo un muelle auxiliar para operación de barcos metaneros menores, remolcadores y buques auxiliares. La fuente de calor será el agua del Río de la Plata

¿La terminal regasificadora necesita autorización ambiental?

La instalación de esta terminal requiere obtener la Autorización Ambiental Previa por parte del Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente.

¿Dónde se va a instalar la Terminal Regasificadora?

Se trata de una terminal que se ubicará en el mar, a 2,5 km de la costa, al oeste de Montevideo. Esta obra se ubicará concretamente entre Punta Tigre y Punta Sayago. La escollera no tendrá contacto con la costa.

¿Por qué se ubicará en el mar a 2,5 km frente a Punta Sayago?

Las localizaciones estudiadas se pueden resumir en las siguientes zonas: Punta Sayago, otras zonas del Río de la Plata próximas al Puerto de Montevideo, a la Isla de Flores y proximidades de las zonas de alijo Alfa y Delta, y cercanías de Piriápolis.

Para todas las alternativas se tuvieron en cuenta elementos técnicos, económicos, comerciales, ambientales y estratégicos, tales como: definición de los buques de transporte de GNL, estudio del oleaje para definir la operatividad de la terminal, requerimientos de dragado e interferencia con otras actividades relacionadas a la operativa portuaria, cuyo impacto ambiental y económico pudieran resultar significativos.

Se tuvieron en cuenta las características del gasoducto a construir y en particular la longitud del tramo subacuático. Asimismo se estudió la optimización del tramo terrestre para minimizar el trazado y para mitigar las consecuencias para la comunidad en el área de influencia.

Se analizó también la no interferencia con otros proyectos en la zona.

De dicho análisis surge que la localización propuesta, resulta adecuada desde el punto de vista técnico y comercial. Teniendo en cuenta los estudios de operativa y el dialogo con la Administración Nacional de Puertos, Armada Nacional, Prefectura Naval y Prácticos de Puerto se llega a la conclusión que esta localización supera en desempeño a los otros sitios estudiados.

¿Cuáles son los componentes incluidos terminal regasificadora?

El proyecto propuesto se compone de los siguientes elementos:

- Escollera

- Unidad de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL.

- Gasoducto subacuático para enviar el gas hasta tierra.

- Una estación de transferencia de GN.

- Gasoducto terrestre para enviar el gas hasta el entronque con el gasoducto existente (GCdS).

- Una estación reguladora de presión.

La terminal empleará el canal de acceso que está dragando la ANP para el proyecto de puerto de Punta Sayago.

La terminal tendrá una capacidad de almacenamiento de GNL de 263.000 m3 y una capacidad de regasificación de 10.000.000 m3 por día de GN. Los buques de carga transportarán alrededor de 170.000 m3 de GNL.

¿Por qué se construye la escollera?

La escollera se construirá como forma de obtener aguas abrigadas para los distintos barcos que operarán en los muelles (tanto el regasificador como los barcos de transporte de GNL).

Entre sus dos puestos de atraque, se localizará una plataforma, sobre la que se instalarán básicamente brazos de transferencia de GNL y GN, además de otro equipamiento como ser equipos de bombeo.

¿Qué tipo de buques recibirá la terminal regasificadora?

El buque abastecedor de GNL es del tipo buque tanque, con tanques especiales de almacenamiento de GNL, con una capacidad del orden de 170.000 m3. Las principales dimensiones aproximadas de estos buques son:

- Eslora: 300 m

- Manga: 45 m

- Calado: 12 m

Estos barcos cuentan con un sistema de almacenamiento de GNL, que consiste en tanques que conservan el producto a una temperatura aproximada de 162 ºC bajo cero y a una presión algo superior a la presión atmosférica.

¿Cómo opera la terminal regasificadora?

Una vez que el barco que transporta GNL se encuentre amarrado, se conectará a la terminal mediante brazos de transferencia especialmente diseñados para la transferencia segura de GNL. En la actualidad se emplean sistemas automáticos que minimizan la ocurrencia de incidentes. Los brazos se ajustan a los movimientos de la marea y del barco.

El GNL es transferido desde el buque a la terminal, a través de esos brazos de transferencia, universalmente utilizados en las terminales de recepción de GNL.

El GNL almacenado en los tanques de la terminal, es procesado para pasar de estado líquido a gas, en cantidades variables de acuerdo a la demanda (con un máximo de 10 millones de m3 por día). El gas es enviado a través del gasoducto subacuático y terrestre como GN en condiciones apropiadas de presión y temperatura.

Para que el GNL pase al estado de gas, se le debe dar calor, proceso que se realiza mediante el intercambio de calor entre el agua del Río de la Plata y el gas a 160 grados bajo cero. El caudal de agua requerido, para este proceso es de aproximadamente 14.000 m3/h de agua a máxima producción de la Terminal, que luego es devuelta al río.

¿Cómo se lleva el gas natural desde la terminal regasificadora hasta el Gasoducto Cruz del Sur?

El gasoducto de conexión de la terminal regasificadora con el gasoducto Cruz del Sur tiene dos tramos, uno subacuático y uno terrestre.

El gasoducto subacuático será enterrado bajo el fondo marino desde la terminal hasta Punta Yeguas. Recorrerá una distancia de 2,3 km.

En Punta Yeguas se continúa con un gasoducto terrestre de aproximadamente 13 km de longitud (de la misma medida, 24″, es decir unos 60 cm) hasta su punto de conexión al gasoducto existente GCdS. El gasoducto terrestre será enterrado en toda su extensión, salvo en dos instalaciones en tierra: la Estación de transferencia y medición y la Estación Reguladora de Presión. La primera estará localizada próximo a la intersección de camino Burdeos y camino Antártida Uruguaya, y la segunda en el entorno de Cno. Luis Eduardo Pérez y Los Naranjos, previo a la conexión con el Gasoducto Cruz del Sur (GCdS).

¿Se efectuarán actividades de dragado en la zona?

Sí, el dragado de un canal de acceso y un área de maniobras de buques a los efectos de las operaciones de la Terminal.

¿Qué cantidad de gas natural producirá la Terminal?

La Terminal tendrá una capacidad máxima de producción de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

¿Se pueden afectar las actividades de pesca artesanal, u otras actividades de navegación, recreativas y/o deportivas por la presencia de la Terminal?

En la zona seleccionada para la instalación de la terminal regasificadora, se registra actividad pesquera artesanal, resultando la más importante la captura de corvina, dado que parte de la costa uruguaya es identificada como área de reproducción, cría y alimentación de dicha especie.

Alguno de los principales puntos que funcionan como puertos de desembarque de pesca artesanal son Pajas Blancas, Santa Catalina, Muelle Público del Cerro, todos muy cercanos a la zona de influencia del proyecto.

Se están realizando estudios para identificar y cuantificar las potenciales alteraciones que pueda darse sobre el recurso pesquero y su captura por los pescadores artesanales, en la zona de influencia de la terminal.

Prefectura establecerá un área de exclusión en el entorno de la escollera y taludes de la zona de abrigo, tal como establecen los reglamentos internacionales de seguridad. Como regla general, la navegación en dicha zona será controlada, solicitando autorización para el ingreso al área, la cual se podrá conceder a aquellas que cumplan con los requisitos mínimos de seguridad recomendados internacionalmente.

¿Puede haber modificación de la infraestructura y seguridad vial como resultado de la circulación de transporte pesado en la etapa de construcción?

Como resultado del aumento estimado del tránsito pesado para el transporte de materiales, habrá modificaciones de la infraestructura vial para poder gestionar adecuadamente ese cambio. La modificación estimada es el ensanche de los caminos Bajo de la Petisa, un tramo de Sanfuentes, Dellazoppa, y un tramo de Burdeos, hasta su conexión con el camino de acceso al predio de ANP. Estos cambios involucran la creación de sendas peatonales. Mientras que las mejoras de los accesos viales implican una mejora de la seguridad vial, se implementarán medidas y programas de seguridad vial para minimizar los riesgos de accidentes. El Estudio de Impacto Ambiental hará una estimación más precisa de los aspectos de seguridad vial.

¿Hay restos con valor histórico/patrimonial en el espacio subacuático?

Podría ser posible la existencia de algún casco hundido en el área de implantación (tanto para la zona de instalación de la terminal: escollera y muelles, como para la zona de construcción del gasoducto subacuático).

Se desarrollará y ejecutará el Proyecto de Actuación Arqueológica correspondiente, que se planteará a la Comisión de Patrimonio Cultural de la Nación del Ministerio de Educación y Cultura, con los estudios de campo que el arqueólogo actuante estime necesarios.

En caso de que se identificara algún casco durante la prospección subacuática, se cotejará con la información histórica ya recabada, y se podrá: acotar el área, relevar el estado y dispersión de los restos y planificar un plan de intervención que minimice potenciales modificaciones del contexto.

¿Qué potencial modificación del entorno pueden enfrentar los productores rurales por el tendido del gasoducto terrestre?

La mayor parte de la traza del gasoducto terrestre empleará la faja de servidumbre pública, y en algunos casos atravesará predios privados (utilizando el mecanismo de servidumbre de paso) que presentan en su mayoría un uso agrícola. Luego de finalizada la etapa de construcción del gasoducto (para cada predio se estima una intervención no mayor a 5 días), el suelo podrá ser cultivado normalmente, con excepción de los cultivos leñosos (frutales y forestación) los que no pueden producirse sobre esos suelos durante el tiempo de operación del gasoducto (en un área de 15 metros a cada lado del gasoducto).

Puede haber potenciales modificaciones en el entorno de construcción del gasoducto (por ejemplo, la interrupción de labores que requieran el paso del tractor agrícola). Es esperable que en forma diaria, la zanja abierta se tape, para continuar al otro día con otro tramo,

El daño a los cultivos no leñosos será temporario y se limitaría al tiempo que lleva la apertura de la zanja, el tapado posterior de esta. El impacto en los cultivos frutales sería permanente ya que esta superficie no podría ser cultivada nuevamente con este tipo de cultivo.

Las tareas de zanjeo tendrán en cuenta buenas prácticas ambientales respecto a la segregación y disposición transitoria de suelos.

¿El vertido de agua fría puede afectar a la biota acuática?

Si bien este aspecto se encuentra en estudio en la actualidad, se prevé que la afectación quede concentrada alrededor de la terminal y se disipe de inmediato.

El agua del Río de la Plata que se utilizará para regasificar el GNL, será retornada al río con menor temperatura, lo que potencialmente podría producir una modificación en el entorno inmediato.

¿La presencia de la terminal regasificadora puede afectar el futuro emisario subacuático de saneamiento en Punta Yeguas?

En el Estudio de Impacto Ambiental en elaboración se considerará la posible variación del flujo del emisario submarino debido a dos factores: presencia de la terminal y vertido del efluente frío. Ello requiere realizar simulaciones matemáticas para determinar la evolución de ese flujo, los que están en proceso.

¿Pueden verse afectadas las actividades recreativas con la presencia de la Terminal regasificadora?

Los estudios preliminares no estiman efectos detectables sobre la temperatura del agua en las áreas recreativas. La dispersión de la pluma de vertido de las aguas frías producirá una disminución localizada de temperatura de las aguas, que no alcanzará la zona de playas, ya que la terminal se encuentra a más de 2.000 m de la playa Nacional (playa más cercana). Del mismo modo, los estudios de las corrientes marinas realizado por Marin-Arcadis indican que no existirá un impacto de erosión o deposición de material en la costa cercana. Ambos estudios están siendo profundizados y la información será actualizada de acuerdo a los datos más precisos del proyecto adjudicado.

¿La presencia de la terminal regasificadora puede afectar el paisaje?

La presencia de la escollera y la terminal producirá un cambio en la visual de la población, en particular de las zonas más cercanas al proyecto (Santa Catalina y Casabó).

Sin embargo, el proyecto se instalará en un paisaje relativamente homogéneo, donde desde hace varias décadas se visualiza presencia de estructuras portuarias y circulación permanente de buques de carga y pasajeros, además de los cambios importantes de paisaje asociados a la industrialización de la zona

En el estudio de impacto ambiental se está realizando un estudio de visuales y paisaje en profundidad, para una estimación más precisa de los cambios.

UTE y ANCAP ya decidieron la realización de la planta regasificadora de Puntas de Sayago. A partir de marzo de 2015 empezará su operación y el gas será una novedad para la economía de las empresas y los hogares.

La baja de las tarifas es uno de los temas que más interesa a los ciudadanos y a los empresarios. Según estimación del presidente de UTE, Ing. Gonzalo Casaravilla, en declaraciones a El Espectador, la tarifa de la energía eléctrica podrá estar bajando en el orden del 15%.

Otro tanto se espera en la baja de la tarifa del gas por cañería, aunque allí los precisos pueden ser menores todavía.

El gas que vendrá Uruguay será comprado en cualquiera de los 20 países productores que existen hoy en el mundo. El precio que se debe pagar no es por volumen, como si lo es en el caso del petróleo -se cotiza por barril de petróleo-, sino por unidad energética. La compra se hace por millones de BTU.

Una BTU representa la cantidad de energía que se requiere para elevar en un grado Fahrenheit, la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales. Un pie cúbico de gas natural despide en promedio 1.000 BTU, aunque el intervalo de valores se sitúa entre 500 y 1.500 BTU.

El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos pero, para grandes distancias, resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demanda de gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta su mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.

1.- Historia del GNL

La licuación del gas natural se remonta al siglo XIX, cuando el químico y físico inglés Michael Faraday experimentó con el licuado de diferentes tipos de gases, incluyendo el gas natural. El ingeniero alemán Kart Von Linde construyó la primera máquina práctica de refrigeración en Munich en 1873. La primera planta de GNL fue construida en West Virginia en 1912. Entró en operación en 1917. La primera planta comercial de licuación fue construida en Cleveland, Ohio, en 1941.

La licuación del gas natural creó la posibilidad de su transporte a lugares remotos. En enero de 1959, el primer transportador de GNL del mundo, con el nombre “The Methane Pioneer”, un buque de carga de la Segunda Guerra Mundial reconstruido, cargando cinco tanques prismáticos de aluminio de 7.000 barriles de capacidad con soportes de madera balsa y aislamiento de madera contra enchapada y poliuretano, transportó una carga de GNL desde Lake Charles en Lousiana hasta Canvey Island en el Reino Unido. Esto demostró que grandes cantidades de gas natural licuado podían ser transportadas de manera segura a través de los mares.

2.- El GNL en la actualidad

Las operaciones de GNL están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías de desarrollo.

Hoy hay:

- 19 países productores de GNL con 25 plantas en operación y 16 en construcción

- 23 países importadores de GNL con 91 terminales en operación y 26 en construcción.

GNL un combustible seguro

El GNL ha sido manejado con éxito por muchos años. La industria no está libre de incidentes, pero ha mantenido un record de seguridad industrial envidiable, especialmente durante los últimos 40 años.

Existen estrictas regulaciones de seguridad y operaciones que son acatadas y aplicadas por todos los involucrados, las cuales son presentadas como condiciones para poder formar parte de esta cadena de producción y distribución de GNL.

En general, la industria del GNL ha tenido un record de seguridad industrial excelente comparado con refinerías y plantas petroquímicas. Este combustible ha sido transportado de manera segura a través de los mares por más de 40 años. Durante este tiempo, los transportadores de GNL han realizado millones de kilómetros, sin grandes accidentes o problemas de seguridad ni en puertos ni en alta mar.

Los transportadores de GNL usualmente atraviesan áreas de mucho tráfico. Por ejemplo en el año 2000 en promedio, un cargamento entró a la Bahía de Tokio cada 20 horas, mientras que un cargamento semanal entró a la Bahía de Boston. La industria del GNL ha tenido que cumplir rigurosos estándares impuestos por países como EE.UU, Japón, Australia y la UE.

3.- Impacto ambiental del gas natural

El gas natural tiene el menor impacto ambiental de todos los combustibles fósiles por la alta relación hidrógeno-carbono en su composición. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el agua.

El gas natural constituye la opción más ambientalmente amigable dentro del grupo de los combustibles fósiles. Emite en su combustión entre 25% y 30% menos de dióxido de carbono (CO2) por unidad de energía producida que los productos derivados del petróleo, y entre 40% a 50% menos que el carbón.

El gas natural no sólo es el combustible más limpio y eficiente para la generación de respaldo a partir de fuentes renovables, sino que, de disponerlo, es posible darle otros usos con ventajas desde el punto de vista medioambiental. Se puede emplear para calefacción y calentamiento de agua, como energético mucho más limpio que los combustibles líquidos y más eficiente que la electricidad.

Su uso en el sector de transporte automotor, de pasajeros y carga, disminuye notablemente los niveles de emisión, lo que es atractivo en grandes concentraciones urbanas. También se vislumbra su uso como combustible marítimo (bunkers) en la cercanía de puertos, donde la regulación ambiental va en el sentido de prohibir el uso de combustibles pesados.

4.- Cadena Integrada del GNL

Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico así como del comercial. El proyecto debe tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por tubería a la planta de licuefacción, el llenado de barcos, el transporte a las unidades de regasificación o re evaporación y, finalmente, la venta y distribución del gas ya sea como gas natural o en la forma de electricidad.

Los proyectos de GNL son proyectos que representan inversiones muy importantes, por lo que requieren la participación de compañías integradas (que tengan unidades de exploración, producción y distribución de gas) de alta solvencia económica y entidades financieras que contribuyan el capital de inversión. Todos estos factores han creado una industria que requiere que el riesgo de inversión sea bajo y que tanto los contratos de compra como los de venta de gas sean a largo plazo.

5.- Transporte del GNL

El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga criogénica.

El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-162 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina “autorrefrigeración”. El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque.

Aproximadamente 40% de los buques de GNL actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables.

6.- Almacenamiento del GNL

El GNL se almacena a -162 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado, recubriendo una pared de acero al carbono, una capa de aislación y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos en áreas sísmicas y fuertes vientos.

El almacenamiento debe contemplarse tanto para el transporte como para los depósitos de reserva a ser re gasificados.

Los depósitos de GNL pueden estar en tierra o en un barco a tal efecto. Este barco es el encargado de almacenar, realizar la regasificación y enviarlo al gasoducto.

7.- Regasificación del GNL

Una vez que el buque-tanque de GNL llega a la terminal de regasificación en la zona de mercado, el GNL es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Los tanques de GNL son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción.

Luego, el GNL vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entrega especificadas por las empresas de gasoductos y los usuarios finales, ubicados corriente abajo de la tubería. Posteriormente, el gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional.

Otra modalidad de distribución consiste en el transporte de GNL a bordo de cisternas especialmente diseñadas para su carga, desde las plantas regasificadoras que reciben el producto de los buques metaneros, hasta clientes que disponen de depósitos de GNL que están diseñados para almacenar y regasificar el gas para su uso. Esta es la única modalidad de transporte de GNL posible para los clientes a quienes no llega el gasoducto convencional.
UyPress

5 Comentarios »

  1. sergio Mayo 26, 2013 at 11:30 am - Reply

    Si es como se dice… aplaudo. Espero que no seamos rehenes de los que poseen el GLN ese.

  2. Pedro Mayo 26, 2013 at 11:34 am - Reply

    Impresionante

  3. Raúl Píriz Mayo 26, 2013 at 11:40 am - Reply

    Un informe devastador para los “opinólogos”

  4. junio walter silva barrios Mayo 26, 2013 at 2:43 pm - Reply

    Un final feliz, para las necesidades energéticas de nuestra población, disminuirá ostensiblemente nuestra dependencia energética. La culminación de 5 años de estudios.

  5. nicolas Septiembre 2, 2014 at 2:04 pm - Reply

    Ecxelente informe puntos positivos y negativos. Ojala salga todo bien

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