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Mindlin destina $6.000 millones para ampliar su negocio energético

Mindlin destina $6.000 millones para ampliar su negocio energético

El dueño de Pampa Energía destinará el dinero a incrementar la capacidad instalada de su grupo a través de obras en su central Genelba

Por Andrés Sanguinetti
18.10.2017 20.00hs Negocios

En el marco de las licitaciones que viene organizando el Gobierno para incrementar la matriz energética del paí­s, Marcelo Mindlin se adjudicó uno de los proyectos para ampliar la capacidad de una de sus plantas

El plan enmarca inversiones por $6.000 millones, o cerca de u$s350 millones, y forma parte de las iniciativas que la Secretarí­a de Energí­a Eléctrica acaba de autorizar por un total de 1304 MW para incorporar nueva generación de energí­a eléctrica eficiente mediante el cierre de ciclos abiertos y cogeneración.

A través de la Resolución SEE Nº 287/2017, el ente a cargo del Ministerio de Energí­a y Minerí­a que conduce Juan José Aranguren, adjudicó nueve proyectos entre los que se encuentra el de Pampa Energí­a que será suscripto con la Compañí­a Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa).

En el caso del del grupo de Mindlin, propone el cierre del ciclo combinado Genelba Plus con una potencia neta de 370 MW sobre las instalaciones de la actual CT Genelba

Esta central termoeléctrica está ubicada en la localidad bonaerense de Marcos Paz y fue adquirida por Mindlin en 2016 como parte de los activos que sumó tras quedarse con los activos de Petrobras en la Argentina.

Posee una potencia instalada total de 825 MW. Cuenta con un ciclo combinado de 660 MW, compuesta por dos turbinas de gas y una de vapor, además de una turbina a gas de 165 MW. 

El combustible que utiliza es gas natural, proveniente de yacimientos propios, transportado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), también parte de Pampa Energí­a. El fluido está conectado a Genelba por un gasoducto de ocho kilómetros y el consumo, a potencia máxima, es de tres millones de metros cúbicos diarios para el ciclo combinado y un millón para la turbina de gas a ciclo simple.

Según explicaron en la compañí­a, el proyecto comprende la instalación de una nueva turbina a gas y una turbina a vapor así­ como diversas obras sobre la actual turbina de gas que completará el ciclo combinado para alcanzar una potencia total de 543 MW.

El inicio de la operación comercial del proyecto a ciclo abierto se prevé para el primer trimestre del 2019 y a ciclo cerrado para el segundo trimestre de 2020.

Es decir que, una vez que se finalicen dichas expansiones, la capacidad instalada bruta total de Pampa ascenderá a 4.396 MW, mientras que en la actualidad llega a los 3.433 MW a través de cinco centrales térmicas, tres hidroeléctricas y una de cogeneración eco energética.

Además del proyecto en Genelba, el grupo está desarrollando otros cuatro planes que sumarán 420 MW al sistema eléctrico nacional con una inversión de u$s440 millones.

Los fondos se destinarán a construir un parque eólico de 100 MW en Bahí­a Blanca, una central térmica de otros 100 MW en Pilar y la ampliación de las centrales térmicas Loma La Lata (120 MW), en Neuquén, y Luis Piedra Buena (100 MW) en Bahí­a Blanca.

Pero además de la iniciativa de Pampa, el Ministerio de Energí­a también dio ví­a libre a otros ocho proyectos. Dos al grupo Albanesi a través de su empresa Generación Mediterrénea, en Ezeiza por 138 MW y en Rí­o Cuarto, Córdoba, por 1134 MW. Otros dos a YPF en el área de cogeneración en La Plata por 72 MW y cierre de ciclo en El Bracho, Tucumán, por 198 MW.

Tres al grupo MSU de la familia Uribelarrea, un holding agropecuario que diversificó sus inversiones hacia el negocio de la energí­a. Sus planes también se vinculan con cierres de ciclo en provincia de Buenos Aires, por 209 MW y un tercero en Villa Marí­a, Córdoba, por 99 MW. También un último cierre de ciclo al grupo Araucaria Generation, por 105 MW en San Pedro, provincia de Buenos Aires.

Según la resolución de Energí­a publicada este miércoles en el Boletí­n Oficial, los proyectos seleccionados cumplen el criterio de mostrar beneficios económicos superiores a los costos para el sistema eléctrico en todos los escenarios de disponibilidad de combustibles, en especial en lo que se refiere a las restricciones del gas natural en los meses del invierno.

En general, se estima una inversión global no menor a los $28.000 millones o u$s1.600 millones, y su repago se realizará mediante contratos a 15 años con la demanda. Se prevé que la totalidad de los proyectos adjudicados estarán en servicio en el primer semestre del 2020.

Esta licitación se realizó en el marco de la Emergencia Eléctrica vigente hasta diciembre 2017, y tiene por objetivo dotar de seguridad y confiabilidad al sistema eléctrico y hacer más económica su operación.

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