Nos
habían dicho que valía la pena entrevistarla, por su trayectoria y por sus
conocimientos en la materia. Es una uruguaya que ocupó cargos muy altos a nivel
gerencial en una multinacional petrolífera y decide volver al país a colaborar
con el proyecto de la planta regasificadora. Concurrimos a su oficina en el
piso 10 de la calle La Cumparsita y nos sacamos todas las dudas sobre el tema. No
se guíe por prejuicios, detrás de esa cara bonita, hay una cabeza con una
capacidad tremenda de planificación y mando.
Por Alfredo García/
fotos Rodrigo López
¿Lugar
de nacimiento?
Montevideo.
Mi papá nació en Rivera y creció en Colonia y nos fuimos a Buenos Aires cuando
yo tenía siete años.
Enrique
Jara, mi padre, fue periodista de La Mañana y El Diario y se fue de acá con
treinta años.
¿Te
formaste en Argentina?
Allí
fui a la universidad para hacer ingeniería química. Estudié en la UBA. En la
época del liceo fui un año de estudiante a Alemania, y después por el trabajo
de mi padre en Reuters lo enviaron a Italia y ahí estuvimos casi tres años. Así
que desde chica fui bastante nómade. Ni bien salí de la facultad, me casé con
un argentino y mis hijos nacieron allí. Entré en Shell en la refinería de
Buenos Aires y en el 99 me invitaron a salir, que teóricamente era por dos
años, pero nunca más volví a Argentina.
¿Dónde
fuiste?
Trabajé
en Londres. Ahí me pasé de refinación a gas natural. Fue un negocio que me
apasionó sobre todo por el crecimiento que ha tenido desde el 2000 y dentro del
gas natural el gas natural licuado (GNL). Trabajé dentro del área estrategia y
portafolio de esa unidad llamada Gas y Energía. Luego tuve la oportunidad de ir
al desarrollo de la planta de Altamira, en México, la primera regasificadora de
América. Fue un éxito, porque fue una licitación bastante complicada con la Comisión
Nacional de Electricidad y la ganó Shell. Después fui a Venezuela y luego volví
a México para otra regasificadora y me quedé como presidenta de Shell en
México.
¿Cómo
surge la idea de volver?
Empecé
a escuchar los planes en Uruguay y ya tenía ganas de hacer un cambio de carrera
porque veinte años en una multinacional es mucho tiempo. Es muy rico porque se
aprende mucho, pero implica que cuando
estás empezando a sentirte cómoda en un lugar, armas tu red profesional y de
amigos y ya tenés que empezar a pensar en irte. No queríamos más eso. A nuestra
familia le asombró que quisiéramos venir a Uruguay pero lo hicimos por elección.
Es un país estable.
¿Qué
edad tienen tus hijos?
Veinticinco
y veintitrés años pero ya no los cuento como parte del núcleo familiar. Tengo
una hija que está conmigo y un varón que está en Buenos Aires. Les ha tocado
eso de las mudanzas y tampoco tienen un lugar obvio. Está mi esposo conmigo y
estamos contentos. Para mí este es el trabajo soñado porque hago algo que en
teoría lo puedo hacer. Tengo herramientas porque ya hice algo muy parecido,
pero con un propósito que me parece mucho más apasionante que trabajar para un
accionista holandés o inglés.
¿Te
enteraste que Uruguay estaba desarrollando esto?
Me
enteré y me puse a disposición. Hice algunos contactos y muy pronto me vinieron
a decir si quería de verdad y empezamos a tener entrevistas. Siento mucho
cariño por la empresa que me formó y tenía una obligación con mi gente, el
equipo y los proyectos en curso. Me llevó casi un año poder desprenderme pero
llegué justo en agosto -cuando estaba por salir la convocatoria a la calificación-,
y genial.
¿Tu
marido vino contigo?
Sí,
me sigue. Tengo veinticinco años de casada, ya está a prueba de todo. Mi marido
ahora está incursionando en la agricultura.
¿Te
sentís argentina?
No.
Viví la mitad de mi vida en Argentina. Me siento uruguaya y hemos aprendido a
integrarnos y la única manera de hacerlo es con compromiso y cariño. Hemos sido
muy felices en México, en Inglaterra, pero venimos a Uruguay con la perspectiva
de quedarnos. De hecho, nunca me nacionalicé argentina ni de otro país. Por elección
reafirmé mis ganas de ser uruguaya, de volver y de echar raíces acá.
¿Habías
venido en estos años? ¿Tenés familia acá?
Sí.
Tengo un hermano que vive en Nueva Helvecia. Mis padres viven en Buenos Aires,
tengo una hermana en Nueva York y otra en Málaga (España).
¿Cómo
ves al Uruguay?
Creo
que es un país con muchísimas virtudes. Sobre todo me gusta mucho el orden, el
Estado de Derecho, la seguridad… que te llamará la atención que diga esto, pero
yo viví en lugares con serios problemas de seguridad y esto es muy diferente.
¿En
México estabas en el DF?
Estaba
en el Distrito Federal pero dirigía operaciones en Altamira y en Tijuana, y una
de las pocas cosas que me quitaba el sueño era que me llamaran para decirme que
tuvimos problemas con alguna persona. Las cuestiones técnicas siempre tienen
solución, los otros temas son los complicados.
¿Te
resulta seguro Montevideo?
Si,
acá podes salir de noche a caminar por la rambla.
Siendo
una de las cincuenta mujeres más poderosas de México, según una revista económica,
no te debería ser fácil caminar sola por la calle.
No.
Sobre ese tema teníamos entrenamiento de cómo cuidarnos. No podíamos salir con el
auto e irnos a Acapulco el fin de semana sin avisar. Es impagable poder estar
en un lugar donde te movés y tus hijos entran y salen, vas al supermercado,
tomás empleados y no les hacés un chequeo de historial policial, etc. Es muy
diferente. Una de las cosas lindas de Uruguay también es eso… como no hay mucho
anonimato por ser una sociedad chica, es otra confianza y otro contexto. Creo
que también ayuda a que en el sector, las decisiones son bastante ágiles a
pesar de lo que… ¡el uruguayo se flagela!
Es
interesante esa visión tuya.
México
y Venezuela son países más burocráticos y en ellos es más difícil tomar decisiones
porque son estructuras más grandes. Incluso que una gran multinacional tomara una
decisión de algo, una compañía como Shell era matricial. El ambiente de trabajo
aquí es bastante refrescante.
Vos
caíste en una empresa que funciona muy dinámicamente.
Sí.
¿De
quién dependés jerárquicamente?
Tengo
un directorio que está formado por directores de UTE y de Ancap. El presidente
del directorio es el vicepresidente de UTE, el ingeniero César Briozzo; el
vicepresidente es el vicepresidente de Ancap, Germán Riet. Me da muchísimo
gusto que en el directorio las otras dos titulares son mujeres. Tenemos por UTE
a Cristina Arca y de Ancap a Elena Baldoira.
¿Es
machista la sociedad uruguaya a nivel empresarial?
Si
se miran las cuotas, creo que las mujeres todavía no están muy representadas.
En lo personal, no tengo problemas y, en general, creo que se respeta a la
gente por su experiencia, capacidad, por lo que objetivamente es. No veo al
género como un gran obstáculo. Incluso, la legislación uruguaya en general, ha
sido siempre bastante avanzada en proteger y garantizar la igualdad a la mujer.
¿Es
un hecho la viabilidad del proyecto de la regasificadora?
Sí.
Hablemos
del proceso del llamado, ¿habían puesto barreras muy altas de exigencia?
Sí,
eran cerca de veinte las que se presentaron a calificar. Se hizo un llamado
abierto y este proyecto es particular en el sentido de que es una
regasificadora flotante y, entonces, implica una obra civil de abrigo de
dimensiones importantes. Lo que se pedía era que cada oferente -fuera un
consorcio o empresa- tenía que abarcar todos esos elementos del proyecto. Entonces,
no hay tantas empresas que pueden hacer eso. Para nosotros representaba algo
muy importante porque muchas veces en los proyectos los problemas surgen en las
interfases. Al nosotros poder contratar con una sola parte que integrara todo,
tiene muchas ventajas. Estas empresas tuvieron que encontrar la manera de
agregar cada una en un grupo (para presentarse como un oferente) todas esas
capacidades.
Quedaron
cuatro que son de primer nivel. Por ejemplo, el Consorcio Asiático que tenía Corea
Gas (Compañía Coreana de Gas) y es el importador número dos del mundo de GNL,
un operador enorme con muchas plantas grandes. Höegh es uno de los pioneros de
plantas flotantes. Enagás es el operador de todo el sistema de gas español, con
muchas plantas de regasificación que ya tienen décadas. Es un operador con
buena reputación y GDF Suez también es el mayor proveedor de GNL del Atlántico,
y es una compañía de muchísimos años y de primer nivel.
Se
habló de Gas de France y se la vinculaba con la empresa que estaba accionando
acá. Hubo un cambio de accionistas… esta empresa no es la misma empresa.
Para
empezar no se llama Gas de France, se llama GDF Suez. Aproximadamente por el 2005 que se hizo la fusión entre Gas de
France y Suez (que era una compañía de agua). En el medio, hubo compra de una compañía
de electricidad. Antes de eso hubo una entrada a la Bolsa de Gas de France… todo
posterior a la existencia de Gas de France en Montevideo. Todo eso va cambiando
el perfil de una compañía. Ahora, es una compañía llamada GDF Suez y la gente
con la que tratamos la parte técnica está toda manejada desde Bélgica. Es una
empresa que ha evolucionado. Son otras personas, otros directivos. Tiene todo
el componente de Suez nuevo y, además, es una empresa que, al cotizar en Bolsa
y demás, va cambiando incluso los requisitos de gestión.
Todo
el proceso de calificación empieza en agosto de 2012. De las veinte, califican
cuatro y luego se hace el estudio de la propuesta de las cuatro.
Una
vez que califican, se les entrega a todos los oferentes un pliego que contiene
todas las especificaciones, qué tipo de contrato queremos hacer, un montón de
información de base que Gas Sayago fue comprando o adquiriendo, estudios
geotécnicos, diseño conceptual, marítimo, etc.
Luego,
esos cuatro oferentes empiezan a desarrollar su oferta. Lo que se especifica es
un servicio y se ofrece una solución conceptual que ya está identificada, pero
no está optimizada. El trabajo de las empresas consiste en ver cómo pueden
diferenciarse ofreciendo el servicio que quiere el cliente de la manera más
eficiente, económica y óptima. Eso es lo que desarrollan las empresas durante
aproximadamente seis meses. Durante ese proceso interactúan con el equipo
técnico de Gas Sayago para ir calibrando las posibilidades, porque nosotros
somos los que vamos a comprar y, si el concepto se desvía de lo conceptual, es
lógico que queramos saberlo y decir si nos parece bien. Aquí hay un elemento de
riesgo, por veinte años esto tiene que funcionar. Tenemos que estar seguros que
vamos a tener esta planta y pensar que el sistema uruguayo consiste en un ducto
y una reserva estratégica. Tiene que ser una instalación muy robusta con un
servicio muy confiable.
Todo
este estudio lo realizan los técnicos de Gas Sayago.
Está
toda esa interacción y el 18 de abril presentan su propuesta. En un período que
fue bastante corto porque se había venido hablando con ellos y no estaban todos
los elementos económicos ni todas las cartas sobre la mesa, porque las empresas
son celosas y no revelan todo lo que tienen. Cuando ellos presentan todo, se
evalúa con técnicos no solo de de Gas Sayago, había un grupo de casi cuarenta personas
(veinte estrictamente técnicos de ingeniería). Había gente de Gas Sayago, de
UTE, de Ancap, ANP, Hidrografía, la UdelaR e incluso, hicimos venir expertos internacionales
para ver aspectos específicos del proyecto. Los
metimos como en la capilla Sixtina para estudiar todo. Estuvieron dos
semanas revisando y buscando aclarar los puntos que no estaban del todo claros
con las empresas. Luego se vio que GDF Suez se perfilaba como la más
conveniente. Me refiero a una evaluación económico-riesgos. Se llevó a cabo un
período de negociación para tratar de acercarla lo más posible a lo óptimo y a
tratar de buscar una ventaja para el Uruguay.
En
términos económicos: ¿la inversión total que hay que hacer es de mil cien
millones de dólares?
Correcto.
Gas Sayago hace la infraestructura, el gas lo compran UTE y Ancap. Ese monto es la inversión necesaria
para poner el equipo que hace falta para importar el gas, regasificarlo y
entregarlo a la red. El proyecto que manejamos tiene tres componentes: primero,
es el dragado de apertura porque hay un canal que hay que ensanchar y
profundizar un poco. Además, hay un nuevo canal que conecta el existente -que
va hasta Montevideo-, seis kilómetros más hasta la zona de Punta Sayago donde
está la planta. Después hay toda una zona de maniobras donde entra y gira el
barco para entrar y salir de la terminal, que también hay que dragarla a la
misma profundidad que tiene el canal. El dragado son aproximadamente cuarenta
millones de dólares.
Después,
está la terminal.
En
eso no invertimos nosotros. El esquema es que el contratista hace la inversión
y la cobra junto con sus costos de operación y su margen durante los veinte
años que brinda el servicio. Después hay otro componente, (el último), que es
el gasoducto, que conecta la terminal con el gasoducto Cruz del Sur, que es el
troncal existente. Ese lo hace Gas Sayago y son otros cuarenta millones de dólares.
La estimación de costos de este proyecto todavía no está cerrada porque estamos
en la fase de ingeniería.
¿Por
qué se opta por el barco y no la planta regasificadora en tierra?
Esa
decisión es de un par de años atrás. Lo que se logra con una planta offshore es
plazos más cortos, mayor flexibilidad y mayor facilidad de localización porque
tenés la planta en el río y es más fácil mantener las distancias de seguridad
que haciéndolo en tierra.
¿El
barco no se compra?
El
barco no se compra porque el barco tiene una vida útil que excede el tiempo del
horizonte del proyecto. Lo que vamos a pagar equivale a la mitad de la vida
útil. De hecho, las ofertas venían con opciones de compra, pero el mandato que
tenemos es no comprometernos por más tiempo.
¿Cuál
es el canon que se le pagaría a la empresa?
Catorce
millones de dólares por todo. El canon es por un servicio. Está dividido en
tres, pero en realidad, es por el servicio completo.
La
regasificadora tiene posibilidades de licuar diez millones de metros cúbicos
diarios. ¿Eso excede el consumo del Uruguay?
Sí,
es correcto.
¿Eso
significa que es el límite de lo que se puede llegar a hacer, pero no es lo que
se hace necesariamente?
Correcto.
Los principales parámetros de la planta son la ventana operativa para todas las
otras acciones: descargar el GNL del barco metanero que lo trae al tanque que
lo almacena. La otra, es seguir regasificando y lo que interesa es poder hacer
eso casi el 100% del tiempo en las condiciones meteorológicas que prevalecen en
el Río de la Plata. Ese es uno de los parámetros: la ventana operativa respecto
a las condiciones meteorológicas y marítimas. La otra, es la capacidad de
almacenamiento. Esta es la reserva estratégica de gas del Uruguay. Entonces,
necesitamos tener un inventario importante porque con eso mitigamos sequías y
todo lo que tiene que ver con las energías renovables que son nuestra base. Esta
es nuestra reserva de energía. El tercer parámetro es con qué cantidad diaria
opero esta planta. Qué tasa de regasificación. Desde el punto de vista
económico, para garantizar la ventana operativa necesito hacer una escollera.
Esa es la parte más pesada de la inversión.
Después
viene el almacenamiento… es el aislamiento de los buques. Esa es la segunda
parte más pesada de la inversión. La tercera, la regasificación, se logra
bombeando agua que como está a 10º C y el GNL está a -160º C, el agua le
transmite calor al GNL. Pasan por el intercambiador de calor (cubos con paredes
por donde los fluidos pasan unos de un lado y otros del otro, y bombas y
compresores). Eso es una parte, mínima de la inversión. Por una cuestión lógica
de eficiencia de escala, si se tiene una escollera grande, un almacenamiento
grande, por qué te vas a limitar en las bombas. Aumentamos 3% la inversión y
tenemos una flexibilidad enorme y eventualmente podemos exportar gas y de esa
manera contribuir a todos los otros costos fijos. Es una lógica bastante
sencilla. La planta puede llegar a dar diez millones de metros cúbicos por día.
Tenemos que pagar todos los costos fijos de esa inversión y tenemos esa
capacidad disponible. No quiere decir que la tengamos que utilizar ni mucho
menos. Si pasamos poco o mucho gas es nuestro problema. Para el proveedor de la
planta es totalmente indiferente.
Es
la reserva estratégica de la energía, ¿el depósito de gas es equivalente a una
represa?
A
Salto Grande.
¿Es
verdad que el costo de las sequías en energía ha sido tan grande?
Sale
en los números oficiales de UTE. La inversión no la desembolsamos hoy. Es un
cálculo financiero que equivale a decir que el canon que voy a pagar en veinte
años, si lo pagara hoy al contado, más la inversión que hace Gas Sayago (el
dragado y el gasoducto), serían mil cien millones, pero en realidad, el grueso
de todo eso está repartido en veinte años.
¿La
posibilidad de exportación es cierta?
Técnicamente
sí.
¿Hay
necesidad de gas en la región como para obtener mercados?
Basta
mirar las estadísticas y sacar las conclusiones. Sí.
¿Esto
genera autonomía energética para el país?... las fuentes de suministro de gas
son muchas.
Sí,
una independencia relativa porque un país que no tiene hidrocarburos, va a
seguir dependiendo de… Por ahora, no tenemos hidrocarburos, por lo tanto la
estrategia lógica es diversificar y tratar de valorizar y abastecerse de
energéticos autóctonos (los renovables son nuestros, esa es la base), pero hay
una parte que hay que complementar con combustibles fósiles. Se optó por el gas
por todas las ventajas conocidas. Si elegimos gas, la forma estratégicamente
más diversificada es el GNL, porque el gasoducto te ata uno a uno. Acá hay una
variedad de fuentes, de opciones de contratación. El gasoducto también tiende a
hacer contratos a largo plazo. El GNL se puede comprar a largo plazo. Hay
contratos a cinco, de quince años. Siempre se puede salir al mercado y comprar
al mejor postor para los próximos meses.
A
nivel mundial, ¿quiénes son los mayores proveedores de GNL?
En
el Atlántico, GDF Suez, Shell (es uno de los mayores proveedores), BP y después
hay una serie muy grande de otras compañías.
¿Cuáles
son los mayores países productores de gas natural en el Atlántico?
Nigeria
es un proveedor que tiene unos cuantos años. Guinea Ecuatorial, Angola,
Trinidad y Tobago. También están, en el Medio Oriente, Qatar y, en la zona del
Golfo árabe, está Yemen, Abu Dabi, Libia, Argelia, Egipto, etc.
¿A
nivel energético el gas es el sustituto natural del petróleo?
Sí,
si se miran las estadísticas, el gas está ganando participación a expensas del
petróleo. El carbón también está ganando participación porque hay grandes
consumidores que tienen carbón autóctono y que -a pesar de todos los temas
medioambientales- apuestan por una cuestión de que lo tienen en su propio
territorio y, en todos esos casos, hay que ver también la logística.
Shell
tiene hoy más gas que petróleo.
Creo
que Shell es una de las más gasíferas.
¿Qué
capacidad tenía la planta de Altamira?
De
almacenamiento tenía un poco más de lo que va a tener esta y de resgasificación
como cuatro veces más.
¿O
sea que tenés experiencia en plantas mayores que esta?
Pero
eran onshore. La de Altamira y la de Baja California, en las que trabajé,
estaban en tierra. Para mí lo nuevo es que esta es offshore, porque esta modalidad
es posterior, vino después.
El
gas también da autonomía, porque con un camión lo llevás a un lugar concreto y,
si tenés cañerías, podés distribuirlo.
Ese
es un punto interesante para Uruguay y es uno de los desarrollos que más se
están moviendo últimamente. Se llaman gasoductos virtuales. Si quiero abastecer,
por ejemplo, Durazno y es un mercado chico, es muy difícil justificar un
gasoducto para mercados chicos; entonces, lo que se puede hacer es unir desde
donde está el gas licuado al mercado con camiones. Entonces, se transforma como
en un gasoducto virtual. Se transporta por carretera, se almacena líquido donde
esté el mercado y, a partir de ahí, se va regasificando localmente. Uno de los
últimos proyectos que dejé funcionando en México era que querían llevar gas desde
Altamira a un lugar distante a quinientos kilómetros. Se puede ir sembrando
mercados. No hay demanda de gas si no hay oferta. Si se empieza a ofrecer y hay
posibilidad de ir sustituyendo otros energéticos por gas y si en algún momento
hay mucha demanda, se puede pensar en un gasoducto.
¿Se
visualiza la tendencia a nivel mundial de que el precio del gas se va a
mantener o va a fluctuar?
Hay
muchas predicciones y es difícil aventurar eso porque siempre hay escenarios
que no se pueden prever. Lo que se hace en todos los ejercicios de planeación
es ver qué plantas están en cartera del lado de la producción (en fase de
construcción), cuáles están en fase de desarrollo y se le pone algún factor de
éxito a las que están en desarrollo. Las que están en construcción se dan por
hechas y entonces se puede armar más o menos el portafolio que vamos a ver a
nivel mundial de acá en adelante. Se está viendo que hay una cierta escasez en
el muy corto plazo y después se tiende a balancear. Cuando se balancea, los
precios se acomodan a la baja. Esa es la expectativa. Acá hay escenarios que
pueden hacer que el mercado se ponga más del lado de los compradores o de los
vendedores. Hay una variable en particular que estamos todos siguiendo mucho
que es en qué momento Estados Unidos se vuelve exportador. En Estados Unidos
hay superávit de gas, hay recursos que pueden producirse muy económicamente y
hay restricciones para exportar (hay una gran cantidad de permisos en el Departamento
de Energía, que es el que da las licencias para exportar), porque lo ven como
recurso estratégico. Vienen de décadas en las que el gas faltó o su precio
estaba alto porque había que explotar recursos que no eran económicos. Era gas
caro porque costaba producirlo. Cuando hubo este quiebre tecnológico que permite
producir grandes cantidades a costos bastante bajos ahora hay un superávit.
¿Cuándo
se produce el quiebre tecnológico?
Empezó
en el 2007-2008. En el 2008 todavía tuvo picos altos pero luego se empezó a
desinflar el precio. El precio lo fija el mercado con la oferta y la demanda. Hay
gente que dice que el precio de equilibrio no puede estar por debajo de tres
dólares y medio o cuatro pero ha estado más abajo.
¿El
GNL abre las posibilidades de su uso a nivel domiciliario?
Sí.
La abundancia de un recurso permite que su uso se pueda generalizar. Hay un
tema de confianza. No se puede promover las bondades del gas si no hay
suficiente respaldo para garantizar que se puede seguir creciendo en ese
mercado.
La
otra es a nivel automotriz.
A
nivel automotriz también hay gas natural comprimido y también es interesante la
aplicación de GNL para flotas de mayor porte (fluviales, camiones, etc.).
¿Uno
de los objetivos es que la central de Punta del Tigre empiece a funcionar con
gas?
Esa
es una central de ciclo combinado que debería funcionar con gas. El gas es lo
que menos mantenimiento le va a imponer a la central, comparado con el diesel,
y es más barato.
¿Esto
va a generar que la energía sea más barata en Uruguay?
Sí.
Lo que está detrás de todo esto es un beneficio económico total-país que se tiene
que hacer también evidente para los usuarios. En algún momento, se tiene que
trasladar y ser también una mejora para los usuarios.
Desde
el punto de vista medioambiental, ¿es más positivo que los otros hidrocarburos?
De
los combustibles fósiles, el gas tiene dos ventajas, una a nivel planeta, que
es que tiene menos emisiones de gases de efecto invernadero (menor contenido de
carbono de todos los fósiles). Además, en las centrales de ciclo combinado
tiene mejor rendimiento, por lo tanto, es menos lo que se desperdicia porque
por unidad de energía utilizada tiene menos impacto. Y el otro, es a nivel de
calidad local del aire. El gas, y sobre todo el GNL, es muy puro porque en el
proceso de licuefacción (cambio de estado que ocurre cuando una sustancia pasa
del estado gaseoso al líquido, por disminución de la temperatura y el aumento de
presión, llegando a una sobrepresión elevada) hay que limpiar las impurezas
porque si no perjudican el proceso. El gas que se quema lo único que produce es
gas carbónico y agua. No hay partículas, compuestos de azufre, de nitrógeno…
para la calidad local del aire, es lo mejor.
¿Va
a afectar la zona de Sayago la instalación de la planta de la regasificadora?
La
instalación de la planta no va a afectar a los habitantes de la zona porque
está a dos kilómetros costa afuera. Hay un período de construcción donde
lógicamente todo el traslado de materiales va a tener algún impacto en la zona.
Estamos trabajando con ese tema para mitigar y ver que sea lo menos molesto
para los vecinos.
Como
medida de seguridad, siempre se pide ochocientos metros de distancia de centros
poblados.
Esto
tiene más de dos kilómetros. Hay todo un estudio de instancias de seguridad que
se hizo antes de recibir las ofertas para confirmar la viabilidad de la
localización y demás. Estamos perfectos con ese tema.
¿Qué
es el tema del agua fría?
Normalmente
asociamos el agua con la idea de enfriar. El agua entra en la refinería y se
usa para enfriar. Tomás agua del río, la utilizás en el proceso y cuando vuelve
al río, vuelve un poquito más caliente. En este caso es al revés, utilizamos el
agua para calentar. Entonces, tomamos el agua del río, la usamos en el proceso
y cuando vuelve al río, vuelve un poquito más fría. Hay normas que dicen cuánto
más fría puede volver el agua al río. Hablamos de unos pocos grados. Eso, en la
enorme masa del Río de la Plata,
a cien metros ya volvió a la temperatura de todo el medio porque es algo que se
diluye.
¿Han
encontrado oposiciones medioambientalistas a la instalación de la
regasificadora?
Todos
los proyectos de esta naturaleza generan opiniones, debates, preguntas… es normal
e, incluso, está previsto en los procedimientos de la misma Dinama. Estamos
trabajando para poder dar todas las respuestas. Hemos hecho y estamos haciendo
todos los estudios. Son requerimientos regulatorios e, incluso, de las
entidades que financian el proyecto. Además, nosotros somos un vehículo de UTE
y Ancap, y las dos compañías madre están comprometidas con los estándares y con
proteger nuestro patrimonio que incluye el ambiental. Desde todo punto de vista
estamos tratando de hacer las cosas de la mejor manera posible siguiendo los
estándares internacionales más elevados y creemos que el proyecto es bueno y
que todos estos aspectos se están manejando bien.
El
surplus posible de producción de energía, ¿puede ser utilizado en otros
proyectos importantes en el resto del país? Uno de los grandes temas de los
proyectos de inversión en el Uruguay era la falta de energía.
Volviendo
al tema de la escala, este es un proyecto que tiene que durar veinte años. Esta
es una reserva estratégica y tiene que brindar la holgura necesaria para el
crecimiento que se pueda preveer para los próximos veinte años. Tiene que tener
por lo menos la escala, la capacidad de expansión necesaria porque no vamos a
hacer una segunda planta en cinco años. Son inversiones de largo plazo.
Tendremos la holgura necesaria para muchos años.
¿La
matriz energética uruguaya va a contar con una reserva estratégica?
Para
cualquier contingencia climática tenemos esa capacidad de almacenar inventario
de gas natural que nos da un respaldo y la seguridad energética que
necesitamos.
¿Cuándo
empieza a funcionar?
En
los primeros meses de 2015. Hasta ahora venimos cumpliendo el cronograma de
manera ajustada. Todos estos proyectos tienen contingencias y hay que ir
resolviéndolas. Tenemos un equipo excelente que no es solamente el de Gas
Sayago. Involucra a gente de Ancap, de UTE, la Dirección Nacional de Energía
nos apoya constantemente, y tenemos un montón de consultores que están
apoyándonos en los diferentes temas. Estamos trabajando a todo motor. El
cronograma que presenta la empresa dice que podremos estar en los primeros
meses de 2015 y por ahora esa es la visión que confirmamos.
¿Fue
chocante el cambio de Shell a Gas Sayago?
Lo
viví como refrescante, en el sentido en que creo que hay gente de gran calidad
profesional que no es solo la de Gas Sayago. Me encanta la agilidad, el
espíritu de equipo y que es un proyecto-país. En general, todas las puertas que
tocamos para que nos ayuden, nos expliquen… hay un montón de temas regulatorios,
como, por ejemplo, todo el tema de la concesión de la Asociación Nacional de Puertos.
Si
este proyecto sale bien (estoy convencida que va a salir bien), es importante
para la marca país. Estamos hablando de un proyecto de grandes dimensiones
donde varias empresas y clientes estatales están cooperando, que tiene detrás
un acuerdo multipartidario, que tiene un montón de profesionales uruguayos
trabajando, que probablemente se pueda conseguir un proyecto de financiación internacional.
Esas
son cosas que nos diferencian de todo el subcontinente y todos tendríamos que
estar orgullosos.
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