Page 1


Raúl Dellatorre

Consejo de Redacción

Tiempo de Cambios ¿El tránsito por esta etapa servirá para cambiar las condiciones de asociación entre empresas y Estados, con el consecuente rediseño de una nueva geopolítica en el mundo?

Aun con pocas certidumbres, la sociedad se encamina a la búsqueda de una nueva modernidad que contenga la condición humana y que administre los recursos de los Estados ante los desafíos de producción y de consumo y ante las nuevas formulaciones de políticas energéticas.

¿El cambio de gobierno en los Estados Unidos abre un nuevo esquema sobre la diplomacia política respecto a la competencia con el Viejo Mundo?

La implosión profunda no admite pensar que esta es una crisis transitoria con epicentro en los Estados Unidos e ignorar que existe una crisis del paradigma global que ofrece pruebas de su fragilidad hace décadas.

El proceso abierto permite imaginar otra planificación energética en el país frente a un recurso escaso y ante la demanda de abordar exploraciones espaciales en busca de nuevos reservorios.

¿Cómo afecta esta contingencia en la planificación energética?

Antes de este derrumbe del sistema, los científicos de las principales potencias venían planificando cubrir el desierto del Sahara y transformarlo en un enorme espejo reproductor de energía solar y conductor de agua dulce. ¿Esas búsquedas serán abandonadas por las potencias tecnológicas que encuentran témpanos en la Luna y en Marte? Y mientras eso se deduce, ¿cómo replantear la asociación capital privado-Estado para abordar la falta de gas y de óleos y encarar la energía solar, eólica, nuclear, revisar la producción de biocombustibles, aplicar una política decidida hacia los acuíferos y hacia la minería?

Los óleos representan hoy un 40% de toda la energía primaria consumida actualmente en el mundo y más del 90% del transporte mundial de todo tipo funciona a base de derivados del petróleo. La Agencia Internacional de la Energía (AIE), reunida recientemente en Barcelona, expresó su preocupación por las dificultades que entrañará satisfacer la demanda de petróleo a partir de 2012. El G-20, que concentra el 90% del PIB mundial, el 80% del comercio internacional y dos tercios de la población mundial, trasfunde dinero y pocas ideas nuevas. La Asociación Internacional de Estudio del Pico del Petróleo, que es la principal fuente de información independiente que existe, sitúa el cénit durante o antes del 2012. Existen otros aportes como la teoría de Olduvai, de Richard Duncan, que sostiene que la proporción de la producción mundial de energía per cápita comenzó a disminuir a partir de 2007. Ante el incierto resultado de las políticas de rescate, ¿cuál será el comportamiento de los Estados y empresas respecto de su capacidad de inversión en la producción y respecto del financiamiento de los recursos energéticos alternativos?

¿Qué proyecto debe ser repensado en nuestro país frente a la política energética regional y a las empresas globalizadas?

¿Qué nos permite la ciencia privada y pública en esta circunstancia propia e internacional? ¿Se impone una nueva visión sobre un mundo agotado cultural y políticamente? El presidente francés Nicolas Sarkozy apeló al sentido común pidiendo la intervención del Estado sobre las quiebras financieras y con el común de los sentidos remató: “sin mucha intervención”. El presidente norteamericano George Bush rechazó la idea de una intervención prolongada. La presidenta Cristina Fernández reclamó crear otro capitalismo… Y más cerca de la urgencia surge la pregunta: ¿cómo?

03 // Estrategia Energética

La crisis financiera mundial evidencia un complejo e inédito proceso de fin de época y obliga a una resignificación sobre los mandatos políticos y financieros globales.


Estrategia Energética

staff

dic 2008

Magazine de Debate | Año: 01 | Nº: 03

Director Editor Consejo de Redacción Secretario de Redacción Redacción

Pablo Omar López Raúl Dellatorre Omar Morano Leandro Renau – Diego Rodríguez – Cecilia Laclau – Carolina Keve – Gustavo Lahoud - Ámbar Rusi Martín Santos - Randy Stagnaro. Diseño Gráfico Silvina Penerbosa Corrección Diana Gamarnik - Maisa Gravano Impresión Artes Gráficas Buschi S.A. Dirección Dr. Enrique Finochietto 436 piso 10 depto E - CABA Web: www.eenergetica.com.ar Correo Electrónico: eenergetica@polp.com.ar Telefax: 54 011 4300-4876 Propietario de la revista: Pablo Omar López

ESTRATEGIA ENERGÉTICA es una marca registrada N° 2.781.129. Queda prohibida la reproducción parcial o total del contenido de la publicación sin la expresa autorización por escrito de la Dirección Editorial. REGISTRO DE PROPIEDAD INTELECTUAL 651.882 LAS COLABORACIONES FIRMADAS SON EXCLUSIVA RESPONSABILIDAD DE LOS AUTORES.


Estrategia Energética

staff

dic 2008

Magazine de Debate | Año: 01 | Nº: 03

Director Editor Consejo de Redacción Secretario de Redacción Redacción

Pablo Omar López Raúl Dellatorre Omar Morano Leandro Renau – Diego Rodríguez – Cecilia Laclau – Carolina Keve – Gustavo Lahoud - Ámbar Rusi Martín Santos - Randy Stagnaro. Diseño Gráfico Silvina Penerbosa Corrección Diana Gamarnik - Maisa Gravano Impresión Artes Gráficas Buschi S.A. Dirección Dr. Enrique Finochietto 436 piso 10 depto E - CABA Web: www.eenergetica.com.ar Correo Electrónico: eenergetica@polp.com.ar Telefax: 54 011 4300-4876 Propietario de la revista: Pablo Omar López

ESTRATEGIA ENERGÉTICA es una marca registrada N° 2.781.129. Queda prohibida la reproducción parcial o total del contenido de la publicación sin la expresa autorización por escrito de la Dirección Editorial. REGISTRO DE PROPIEDAD INTELECTUAL 651.882 LAS COLABORACIONES FIRMADAS SON EXCLUSIVA RESPONSABILIDAD DE LOS AUTORES.


03| Consejo Editorial | Tiempo de cambios :::::::: Por Raúl Dellatorre

08| El Túnel del Tiempo | Contraépocas ::::::::::::: 12| ATUCHA II ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Carolina Keve

20| Evolución Infraestructura Energética ::::::::::: Por Cecilia Laclau

24| Al ritmo del usuario residencial ::::::::::::::::::: Por Cecilia Laclau

30| Horizonte de Escasez ::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Gustavo Lahoud

38| Dilema del globo rojo :::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Cecilia Laclau y Leandro Renou

48| Sección Inversiones Estratégicas :::::::::::::::::: 54| La “Guerra Fría” de los hidrocarburos que jaquean a la Unión Europea :::::::::::::::::::::::: Por Leandro Renou

62| La Señora Colza ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Ámbar Rusi

68| Tártago del Noroeste ::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Randy Stagnaro

72| La estrategia energética del bicentenario :::: Por Diego Rodríguez y Martín R. Santos

Magazine de Debate | Año: 01 | Nº: 03

SUMARIO

82| Entrevista a Bettina Llapur :::::::::::::::::::::::::: Directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural Ban

Por Martín R. Santos

Estrategia Energética


03| Consejo Editorial | Tiempo de cambios :::::::: Por Raúl Dellatorre

08| El Túnel del Tiempo | Contraépocas ::::::::::::: 12| ATUCHA II ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Carolina Keve

20| Evolución Infraestructura Energética ::::::::::: Por Cecilia Laclau

24| Al ritmo del usuario residencial ::::::::::::::::::: Por Cecilia Laclau

30| Horizonte de Escasez ::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Gustavo Lahoud

38| Dilema del globo rojo :::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Cecilia Laclau y Leandro Renou

48| Sección Inversiones Estratégicas :::::::::::::::::: 54| La “Guerra Fría” de los hidrocarburos que jaquean a la Unión Europea :::::::::::::::::::::::: Por Leandro Renou

62| La Señora Colza ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Ámbar Rusi

68| Tártago del Noroeste ::::::::::::::::::::::::::::::::::: Por Randy Stagnaro

72| La estrategia energética del bicentenario :::: Por Diego Rodríguez y Martín R. Santos

Magazine de Debate | Año: 01 | Nº: 03

SUMARIO

82| Entrevista a Bettina Llapur :::::::::::::::::::::::::: Directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural Ban

Por Martín R. Santos

Estrategia Energética


| EL Túnel del TIEMPO

08 // Estrategia Energética

La lámpara incandescente, inventada por Edison en 1880, inició una era vertiginosa. En 1882 llegó a Buenos Aires una misión comercial a fin de patentar y demostrar las bondades de la lámpara. El ingeniero Rufino Varela inauguró en 1887 la primera central eléctrica y la red de distribución de alumbrado público con lámparas incandescentes en el centro de la ciudad. En 1889, por primera vez en Latinoamérica, se iluminaron el teatro La Ópera y la docena de salas de espectáculos con que contaba Buenos Aires. Muy pronto también se iluminaron calles y avenidas desde la Plaza de Mayo rumbo a Flores y al norte de la ciudad. Hoteles, comercios, algunas fábricas y la zona de la estiba portuaria ya contaban con equipos generadores. Apenas diez años más tarde, el municipio otorgó a la Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad (CATE) una licencia precaria para producir y distribuir energía eléctrica. Simultáneamente, existían en Buenos Aires la Compañía General de Electricidad, Edison de Luz Eléctrica, Gas and Electric Lighting Co. of Buenos Aires Ltda. y River Plate Electric Light and Traction Co. (concesión de 1893). Avanzado el 1900 se imponían los tranvías: Cía. de Tramways de la Ciudad de Buenos Aires, Gran Nacional de Buenos Aires Ltda., de Bs. As. y Belgrano, Eléctricos de Buenos Aires Ltda., La Capital Ltda., Belga-Argentina, La Nueva, El Metropolitano, Anglo-Argentina Ltda. y Lacroze de Buenos Aires Ltda., que se fusionaron bajo La Anglo-Argentina Ltda., a excepción de Lacroze Ltda.

Las negociaciones entre la CATE y Tramways Anglo-Argentina Ltda. derivaron en un convenio (1909) por el cual CATE suministraría la energía necesaria para el funcionamiento de los tranvías. Hacia 1907, la compañía alemana obtuvo la concesión por el término de 50 años. Contaba en ese momento con cinco usinas –algunas originariamente de las empresas tranviarias–, 10 subusinas, 100 cámaras y una amplia red de distribución subterránea. La central de Dock Sud quedó inaugurada en 1910, en coincidencia con los festejos del Centenario. Su importancia radicó en la potencia (36.000 kilovatios) en el momento de iniciarse, poder superior al de muchas grandes fábricas de Alemania, Francia e Inglaterra. Hacia 1911, CATE amplió su infraestructura agregando ocho subusinas en el Centro y en barrios más apartados. En 1921 una segunda empresa de capital italiano y luego suizo denominada Compañía Ítalo Argentina de Electricidad (CIADE) se incorporó a la CATE y fueron las que de hecho monopolizaron el servicio eléctrico. En enero de 1927, se inició la construcción de la Súper Usina en Puerto Nuevo. Más tarde, las acciones de CATE se vendieron a un consorcio español operado por financistas de la Societé Financière de Transports et d’Enterprises Industrielles (SOFINA), en Bruselas. En Buenos Aires, CATE transfirió todas sus instalaciones a la Compañía Hispano Americana de Electricidad (CHADE), formada en Madrid en 1920. A finales de los años 30 ésta cambia su denominación por la de Compañía Argentina de Electricidad (CADE). El monopolio de la CATE, como empresa de electricidad, culminó en 1932.

09 // Estrategia Energética

Contraépocas


| EL Túnel del TIEMPO

08 // Estrategia Energética

La lámpara incandescente, inventada por Edison en 1880, inició una era vertiginosa. En 1882 llegó a Buenos Aires una misión comercial a fin de patentar y demostrar las bondades de la lámpara. El ingeniero Rufino Varela inauguró en 1887 la primera central eléctrica y la red de distribución de alumbrado público con lámparas incandescentes en el centro de la ciudad. En 1889, por primera vez en Latinoamérica, se iluminaron el teatro La Ópera y la docena de salas de espectáculos con que contaba Buenos Aires. Muy pronto también se iluminaron calles y avenidas desde la Plaza de Mayo rumbo a Flores y al norte de la ciudad. Hoteles, comercios, algunas fábricas y la zona de la estiba portuaria ya contaban con equipos generadores. Apenas diez años más tarde, el municipio otorgó a la Compañía Alemana Transatlántica de Electricidad (CATE) una licencia precaria para producir y distribuir energía eléctrica. Simultáneamente, existían en Buenos Aires la Compañía General de Electricidad, Edison de Luz Eléctrica, Gas and Electric Lighting Co. of Buenos Aires Ltda. y River Plate Electric Light and Traction Co. (concesión de 1893). Avanzado el 1900 se imponían los tranvías: Cía. de Tramways de la Ciudad de Buenos Aires, Gran Nacional de Buenos Aires Ltda., de Bs. As. y Belgrano, Eléctricos de Buenos Aires Ltda., La Capital Ltda., Belga-Argentina, La Nueva, El Metropolitano, Anglo-Argentina Ltda. y Lacroze de Buenos Aires Ltda., que se fusionaron bajo La Anglo-Argentina Ltda., a excepción de Lacroze Ltda.

Las negociaciones entre la CATE y Tramways Anglo-Argentina Ltda. derivaron en un convenio (1909) por el cual CATE suministraría la energía necesaria para el funcionamiento de los tranvías. Hacia 1907, la compañía alemana obtuvo la concesión por el término de 50 años. Contaba en ese momento con cinco usinas –algunas originariamente de las empresas tranviarias–, 10 subusinas, 100 cámaras y una amplia red de distribución subterránea. La central de Dock Sud quedó inaugurada en 1910, en coincidencia con los festejos del Centenario. Su importancia radicó en la potencia (36.000 kilovatios) en el momento de iniciarse, poder superior al de muchas grandes fábricas de Alemania, Francia e Inglaterra. Hacia 1911, CATE amplió su infraestructura agregando ocho subusinas en el Centro y en barrios más apartados. En 1921 una segunda empresa de capital italiano y luego suizo denominada Compañía Ítalo Argentina de Electricidad (CIADE) se incorporó a la CATE y fueron las que de hecho monopolizaron el servicio eléctrico. En enero de 1927, se inició la construcción de la Súper Usina en Puerto Nuevo. Más tarde, las acciones de CATE se vendieron a un consorcio español operado por financistas de la Societé Financière de Transports et d’Enterprises Industrielles (SOFINA), en Bruselas. En Buenos Aires, CATE transfirió todas sus instalaciones a la Compañía Hispano Americana de Electricidad (CHADE), formada en Madrid en 1920. A finales de los años 30 ésta cambia su denominación por la de Compañía Argentina de Electricidad (CADE). El monopolio de la CATE, como empresa de electricidad, culminó en 1932.

09 // Estrategia Energética

Contraépocas


Nacionalización :::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: A mediados de los años 40 se inició una política de nacionalización de los servicios públicos de electricidad y se creó la Dirección Nacional de Energía (DNE), ente que tenía funciones ejecutivas y de planeamiento y que, pocos años más tarde, se hizo cargo de la fiscalización de los servicios que ejercían las municipalidades de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires. A principios de los años 50 se realizó por primera vez la interconexión entre las centrales Puerto Nuevo de CADE y Nuevo Puerto de CIADE, vinculando los sistemas de generación de ambas empresas.

En la misma década se constituyó como sociedad anónima Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (SEGBA), y se le otorgó una concesión sin límites en la prestación del servicio en Capital Federal y en el resto de los partidos del Gran Buenos Aires.

Durante 1947 se fusionaron Centrales Eléctricas del Estado y la Dirección General de Irrigación para dar nacimiento a Agua y Energía Eléctrica, cuyo director, Juan Eugenio Maggi, ejecutó desde allí los proyectos aprobados por el Plan Quinquenal que eran necesarios para industrializar el país y obtener energía barata. Esto sólo sería posible si se suplía la energía termoeléctrica por la hidráulica y se generaban transportes baratos. Para ello se construyeron diques con sus respectivas centrales hidroeléctricas tales como el Escaba en Tucumán, el Nihuil en Mendoza, Los Quiroga en Santiago del Estero y seis diques con usinas en Córdoba, seis en Catamarca, cuatro en Río Negro y tres en Mendoza, además de usinas térmicas en Mar del Plata, Mendoza, Río Negro y Tucumán. En 1943 Argentina tenía una potencia de 45.000 kV instalada en centrales, mientras que en 1952 pasó a producir 350.000 kV. Otro de los proyectos energéticos fue la explotación del yacimiento carbonífero de Río Turbio, que se inició en 1947. Para que la explotación fuera posible, debieron construirse caminos, puentes, usinas y viviendas, traerse maquinarias y tenderse líneas férreas para unir Río Turbio con el puerto de Río Gallegos. En la década de los 60 se sancionó la Ley 15.336, norma fundamental que rige lo referente a la energía eléctrica en el ámbito nacional, y que establece el despacho de carga de la red nacional de interconexión a cargo de AyEE.

Los setenta ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: En la década de los 70 se creó el despacho unificado de cargas (DUC), que entró en funciones en 1973 con la misión de operar y supervisar el sistema interconectado nacional (SIN), que funcionaba en Agua y Energía Eléctrica. En la misma década se inició la construcción de la central de Salto Grande (emprendimiento argentino-uruguayo), que al comenzar a operar dejó interconectados los sistemas eléctricos de ambos países. La empresa CIADE fue transferida a SEGBA, que tomó todos sus servicios de generación, transmisión y distribución, y completó de este modo la unificación de los servicios metropolitanos.

Otra reforma ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: En la década de los 80, en tanto continuó la construcción y habilitación de grandes centrales en distintos puntos del país, la red nacional de interconexión de AyEE siguió desarrollándose, vinculando los sistemas de las regiones Centro, Cuyo, NEA y NOA, con una cobertura del 90% de la demanda del país. Luego de la crisis energética nacional de fines de los años 80, se inició la reforma del sector eléctrico con el objetivo de aumentar la oferta y mejorar la calidad. Esto se plasmó en la Ley 24.065, llamada Marco Regulatorio Eléctrico, que se sancionó a fines de 1991 y cuyos rasgos más destacables son: - Promover la concesión de los servicios al sector privado, a efectos de alentar inversiones en producción, transporte y distribución. - Introducir la competencia en el mercado eléctrico mediante la desintegración del sistema. Cabe señalar que durante esta década, al haberse retrasado la construcción de grandes centrales por parte del Estado, y optar los concesionarios privados por invertir en centrales pequeñas, creció la utilización de combustibles fósiles para la generación eléctrica. En el AMBA, los servicios que antes brindaba SEGBA pasaron a manos de dos empresas que ganaron las respectivas licitaciones: EDENOR y EDESUR. EDENOR atiende a la zona norte de la Ciudad de Buenos Aires y a veinte municipios del Gran Buenos Aires. El área de cobertura alcanza los 4.637 km2 y tiene 2.353.000 clientes, que implican aproximadamente 6.800.000 habitantes. EDESUR abarca la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y doce partidos del conurbano bonaerense. El área de cobertura es de 3.309 km2 y tiene 2.138.000 clientes, que representan aproximadamente 6.100.000 habitantes.

Desde fines de la década de los 40 hasta culminar los 80, la política energética argentina descansó en tres pilares básicos: 1. El principio de autoabastecimiento, según el cual la energía era utilizada para satisfacer las necesidades del sistema socioeconómico. 2. La búsqueda de sustentabilidad para tratar de diversificar la matriz energética, un aspecto que se fortaleció a partir de los 60 y los 70 con el desarrollo del gas natural y la incorporación de hidroelectricidad y energía nuclear. 3. El mantenimiento de los recursos energéticos y de infraestructura de abastecimiento en manos del Estado. En los 90, el gobierno de Carlos Menem quitó la intervención estatal y dejó sin vigencia los principios citados arriba. La desregulación del sector permitió a los productores privados usar el recurso de la manera más conveniente de acuerdo con sus objetivos de rentabilidad. El Estado abandonó la planificación de inversiones para abastecimiento energético e infraestructura. El Plan Estratégico Nacional 2004/2008 elaborado por la Secretaría de Energía señala que “Argentina es uno de los países del mundo con mayor participación del gas en su matriz energética, con lo cual es imprescindible que tengamos señales de mediano plazo respecto al precio de este bien para hacer sustentable su explotación a largo plazo”. En el caso particular de la cadena productiva de la electricidad, la estructura de generación tiene un alto componente de gas natural. El incremento del consumo de este recurso se explica en un 44% por la generación de electricidad. Las demandas del progreso confrontan con el agotamiento de los recursos naturales y se abren nuevos paradigmas de sustentabilidad energética. La crisis financiera mundial avanza los relojes del porvenir y propone cambios impensados por el hombre para su sustento. La era del consumo enfrenta otros desafíos; por ejemplo, para que un ciudadano norteamericano tenga mil calorías de alimentos en su mesa, se gastan diez mil calorías de petróleo. Sin duda se asiste a un brusco proceso de resignificación de los Estados-nación y de la intervención de los capitales privados, involucrados hoy en nuevos preceptos geopolíticos. La era Edison quedó atrás junto con los viejos ordenadores políticos que se agotaron más rápido que los recursos naturales.

11 // Estrategia Energética

10 // Estrategia Energética

A su vez, el Gobierno nacional, por intermedio de Agua y Energía Eléctrica (AyEE), construyó una central térmica en la localidad de San Nicolás con una potencia de 320 MW y la habilitó al servicio, efectuando su interconexión con el sistema de CADE en la Subestación Morón, conectando los sistemas del Gran Buenos Aires y del Litoral.

La Dirección Nacional de Energía, creada en 1943, dirigió la política energética través del coronel Bartolomé Descalzo, quien coordinó la creación en 1946 de cuatro entidades: Gas del Estado, Combustibles Sólidos y Minerales, Centrales Eléctricas del Estado y Combustibles Vegetales y Derivados.


Nacionalización :::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: A mediados de los años 40 se inició una política de nacionalización de los servicios públicos de electricidad y se creó la Dirección Nacional de Energía (DNE), ente que tenía funciones ejecutivas y de planeamiento y que, pocos años más tarde, se hizo cargo de la fiscalización de los servicios que ejercían las municipalidades de Buenos Aires y del Gran Buenos Aires. A principios de los años 50 se realizó por primera vez la interconexión entre las centrales Puerto Nuevo de CADE y Nuevo Puerto de CIADE, vinculando los sistemas de generación de ambas empresas.

En la misma década se constituyó como sociedad anónima Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (SEGBA), y se le otorgó una concesión sin límites en la prestación del servicio en Capital Federal y en el resto de los partidos del Gran Buenos Aires.

Durante 1947 se fusionaron Centrales Eléctricas del Estado y la Dirección General de Irrigación para dar nacimiento a Agua y Energía Eléctrica, cuyo director, Juan Eugenio Maggi, ejecutó desde allí los proyectos aprobados por el Plan Quinquenal que eran necesarios para industrializar el país y obtener energía barata. Esto sólo sería posible si se suplía la energía termoeléctrica por la hidráulica y se generaban transportes baratos. Para ello se construyeron diques con sus respectivas centrales hidroeléctricas tales como el Escaba en Tucumán, el Nihuil en Mendoza, Los Quiroga en Santiago del Estero y seis diques con usinas en Córdoba, seis en Catamarca, cuatro en Río Negro y tres en Mendoza, además de usinas térmicas en Mar del Plata, Mendoza, Río Negro y Tucumán. En 1943 Argentina tenía una potencia de 45.000 kV instalada en centrales, mientras que en 1952 pasó a producir 350.000 kV. Otro de los proyectos energéticos fue la explotación del yacimiento carbonífero de Río Turbio, que se inició en 1947. Para que la explotación fuera posible, debieron construirse caminos, puentes, usinas y viviendas, traerse maquinarias y tenderse líneas férreas para unir Río Turbio con el puerto de Río Gallegos. En la década de los 60 se sancionó la Ley 15.336, norma fundamental que rige lo referente a la energía eléctrica en el ámbito nacional, y que establece el despacho de carga de la red nacional de interconexión a cargo de AyEE.

Los setenta ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: En la década de los 70 se creó el despacho unificado de cargas (DUC), que entró en funciones en 1973 con la misión de operar y supervisar el sistema interconectado nacional (SIN), que funcionaba en Agua y Energía Eléctrica. En la misma década se inició la construcción de la central de Salto Grande (emprendimiento argentino-uruguayo), que al comenzar a operar dejó interconectados los sistemas eléctricos de ambos países. La empresa CIADE fue transferida a SEGBA, que tomó todos sus servicios de generación, transmisión y distribución, y completó de este modo la unificación de los servicios metropolitanos.

Otra reforma ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: En la década de los 80, en tanto continuó la construcción y habilitación de grandes centrales en distintos puntos del país, la red nacional de interconexión de AyEE siguió desarrollándose, vinculando los sistemas de las regiones Centro, Cuyo, NEA y NOA, con una cobertura del 90% de la demanda del país. Luego de la crisis energética nacional de fines de los años 80, se inició la reforma del sector eléctrico con el objetivo de aumentar la oferta y mejorar la calidad. Esto se plasmó en la Ley 24.065, llamada Marco Regulatorio Eléctrico, que se sancionó a fines de 1991 y cuyos rasgos más destacables son: - Promover la concesión de los servicios al sector privado, a efectos de alentar inversiones en producción, transporte y distribución. - Introducir la competencia en el mercado eléctrico mediante la desintegración del sistema. Cabe señalar que durante esta década, al haberse retrasado la construcción de grandes centrales por parte del Estado, y optar los concesionarios privados por invertir en centrales pequeñas, creció la utilización de combustibles fósiles para la generación eléctrica. En el AMBA, los servicios que antes brindaba SEGBA pasaron a manos de dos empresas que ganaron las respectivas licitaciones: EDENOR y EDESUR. EDENOR atiende a la zona norte de la Ciudad de Buenos Aires y a veinte municipios del Gran Buenos Aires. El área de cobertura alcanza los 4.637 km2 y tiene 2.353.000 clientes, que implican aproximadamente 6.800.000 habitantes. EDESUR abarca la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y doce partidos del conurbano bonaerense. El área de cobertura es de 3.309 km2 y tiene 2.138.000 clientes, que representan aproximadamente 6.100.000 habitantes.

Desde fines de la década de los 40 hasta culminar los 80, la política energética argentina descansó en tres pilares básicos: 1. El principio de autoabastecimiento, según el cual la energía era utilizada para satisfacer las necesidades del sistema socioeconómico. 2. La búsqueda de sustentabilidad para tratar de diversificar la matriz energética, un aspecto que se fortaleció a partir de los 60 y los 70 con el desarrollo del gas natural y la incorporación de hidroelectricidad y energía nuclear. 3. El mantenimiento de los recursos energéticos y de infraestructura de abastecimiento en manos del Estado. En los 90, el gobierno de Carlos Menem quitó la intervención estatal y dejó sin vigencia los principios citados arriba. La desregulación del sector permitió a los productores privados usar el recurso de la manera más conveniente de acuerdo con sus objetivos de rentabilidad. El Estado abandonó la planificación de inversiones para abastecimiento energético e infraestructura. El Plan Estratégico Nacional 2004/2008 elaborado por la Secretaría de Energía señala que “Argentina es uno de los países del mundo con mayor participación del gas en su matriz energética, con lo cual es imprescindible que tengamos señales de mediano plazo respecto al precio de este bien para hacer sustentable su explotación a largo plazo”. En el caso particular de la cadena productiva de la electricidad, la estructura de generación tiene un alto componente de gas natural. El incremento del consumo de este recurso se explica en un 44% por la generación de electricidad. Las demandas del progreso confrontan con el agotamiento de los recursos naturales y se abren nuevos paradigmas de sustentabilidad energética. La crisis financiera mundial avanza los relojes del porvenir y propone cambios impensados por el hombre para su sustento. La era del consumo enfrenta otros desafíos; por ejemplo, para que un ciudadano norteamericano tenga mil calorías de alimentos en su mesa, se gastan diez mil calorías de petróleo. Sin duda se asiste a un brusco proceso de resignificación de los Estados-nación y de la intervención de los capitales privados, involucrados hoy en nuevos preceptos geopolíticos. La era Edison quedó atrás junto con los viejos ordenadores políticos que se agotaron más rápido que los recursos naturales.

11 // Estrategia Energética

10 // Estrategia Energética

A su vez, el Gobierno nacional, por intermedio de Agua y Energía Eléctrica (AyEE), construyó una central térmica en la localidad de San Nicolás con una potencia de 320 MW y la habilitó al servicio, efectuando su interconexión con el sistema de CADE en la Subestación Morón, conectando los sistemas del Gran Buenos Aires y del Litoral.

La Dirección Nacional de Energía, creada en 1943, dirigió la política energética través del coronel Bartolomé Descalzo, quien coordinó la creación en 1946 de cuatro entidades: Gas del Estado, Combustibles Sólidos y Minerales, Centrales Eléctricas del Estado y Combustibles Vegetales y Derivados.


| Una alternativa en su laberinto

13 // Estrategia EnergĂŠtica

ATUCHA II

Por Carolina Keve


| Una alternativa en su laberinto

13 // Estrategia EnergĂŠtica

ATUCHA II

Por Carolina Keve


14 // Estrategia Energética

Paralizada durante 27 años, la construcción de Atucha II ha sido la promesa incumplida de prácticamente todos los gobiernos que se sucedieron desde el advenimiento de la democracia, incluyendo al de Néstor Kirchner, que decidió aumentar aún más la apuesta con el relanzamiento de un Plan Nuclear. La iniciativa, además de la finalización de la planta en dos años, prevé impulsar una cuarta central de potencia y retomar los trabajos de enriquecimiento de uranio. Sin embargo, el avance de las obras y la discusión que se instaló en el mismo sector acerca de la conveniencia de terminar Atucha según el proyecto original, abre un futuro incierto cada vez más amenazado por la ausencia de un debate que analice el desarrollo nuclear no sólo como un componente del mapa energético, sino también como una estrategia clave de progreso. Actualmente las principales dudas en torno de la finalización de Atucha II se concentran en los problemas que plantea su diseño. Inaugurada en 1981, la obra quedó a cargo de Siemens, cuya experiencia en la construcción de reactores se limitó al prototipo de 57 MW (megavatios) que funcionó en Alemania desde 1966 hasta 1984. Durante la gestión de Carlos Menem, el proyecto quedó paralizado y la empresa alemana anunció que se retiraba del negocio nuclear. Hoy, más de diez años después, todavía no se sabe quién está en condiciones de hacerse cargo de la ejecución del diseño. Si bien Siemens entregó todos los planos originales al Estado argentino, muchos dudan de que Nucleoeléctrica Argentina (NASA), en la actualidad al frente de la obra, cuente con los recursos necesarios para su realización. Para ello, se firmaron una serie de acuerdos con Atomic Energy of Canada Limited (AECL), que originalmente llevó adelante la usina de Río Tercero. La empresa canadiense debía aportar los recursos humanos y servicios técnicos, pero especialistas dentro del sector reconocen que AECL no tiene experiencia alguna en reactores del tipo de Atucha, con lo cual la situación prácticamente vuelve a foja cero. A esto se suma el cruce de opiniones acerca de la viabilidad del proyecto original. El año pasado, dentro de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), circuló un documento realizado por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), en donde se advertía que la central enfrenta serias dificultades en materia de seguridad ya que no asume la experiencia dejada por el accidente de Chernobyl en 1986. Según una nota publicada por el diario Perfil, el estudio –que nunca llegó a hacerse público– destacaba, entre otros puntos, que el diseño no contempla qué sucedería si uno de los caños que llevan combustible radioactivo se rompiera del todo. Sólo se toma en cuenta la posibilidad de un daño del 10% de la superficie, uno de los puntos aggiornados por la normativa internacional desde el diseño original. No obstante, las autoridades de la CNEA hoy ratifican el plan, y el actual presidente de ARN, Raúl Racana, informó a Estrategia Energética que no hay marcha atrás con las obras asegurando que se respetarán los plazos previstos por el gobierno para la finalización de la central. El grado de avance de los trabajos se estima en un 80%. Durante el último período se terminó la instalación del sistema primario de refrigeración principal. Resta el montaje de la turbina principal y el comienzo del montaje de los internos

del reactor, objetivo que supone tareas aledañas como obras hidráulicas, la construcción de edificios auxiliares, el tendido de cañerías y la construcción de bombas de purificación de agua pesada y de piletas para almacenar los elementos combustibles utilizados.

Una historia de 30 años :::::::::::::::::::::::::::::::: Diseñada en la década de los 70, Atucha II comenzó a construirse en 1979 sobre las costas del río Paraná, en Zárate. Para ello el Estado creó la Empresa Nuclear Argentina de Centrales Eléctricas (ENACE), que se quedó con el 75% de una sociedad con Siemens, encargada por entonces de aportar el diseño y parte de la financiación. El plan inicial preveía su finalización en 1987. Sin embargo, pasaron ya más de veinte años y todavía la obra sigue detenida, presa por los fantasmas de la incertidumbre y las denuncias de corrupción. Los problemas arrancaron en 1984, en un contexto donde el desarrollo nuclear era cada vez peor visto. La decisión de la dictadura militar de avanzar con las obras como parte de un plan estratégico militar sirvió para alimentar las sospechas. El proyecto recién se retomó en 1992, durante el gobierno de Carlos Menem. Se contrataron 3.000 trabajadores y se invirtieron alrededor de U$S 3.000 millones, con los que se pudo avanzar en un 60%. Pero en 1996 hubo un nuevo freno. Con Domingo Cavallo al frente del Ministerio de Economía, aparecieron las centrales de ciclo combinado a gas y la aparente solución a todos los problemas. Con un buen rendimiento y bajos costos de producción, resultaron inmediatamente atractivas para los inversores privados. Fue así como Menem disolvió ENACE y con un plantel mínimo creó NASA. Desde entonces, Atucha II quedó paralizada, el desarrollo nuclear siguió debatiéndose con el estigma que dejó Chernobyl y la CNEA se convirtió en una institución prácticamente vacía de poder, sin autonomía ni peso como para encarar políticas propias de mediano y largo plazo. La inversión total que requirió al momento el proyecto continúa siendo una incógnita. Se estima que la cifra ronda los U$S 4.000 millones, en tanto el gobierno de Kirchner dispuso otros 700 para finalizar la obra. De todos modos, varios especialistas dudan de que esos sean los números reales. El tema incluso está en la Justicia, donde en la actualidad hay tres causas abiertas en las que se investiga una presunta malversación de fondos en la CNEA.

Producción y rentabilidad :::::::::::::::::::::::::::::: Si se inaugura, Atucha II contará con una potencia eléctrica de 743,1 MW, igualando casi el nivel de producción que en este momento tienen juntas las dos centrales atómicas que funcionan en el país. Atucha I, puesta en funcionamiento en 1974, hoy tiene una potencia de 357 MW, mientras que Embalse, la otra central que actualmente funciona en la ciudad cordobesa de Río Cuarto, tiene una capacidad de generación de 650 MW. El plan forma parte de las intenciones que hoy tienen en Casa Rosada de duplicar en un 16% la producción de energía nuclear, ajustándose a la tendencia internacional que camina hacia una diversificación de la matriz para evitar la excesiva dependencia de combustibles fósiles. Cabe recordar que ahora en nuestro país la oferta energética se concentra en la generación térmica.


14 // Estrategia Energética

Paralizada durante 27 años, la construcción de Atucha II ha sido la promesa incumplida de prácticamente todos los gobiernos que se sucedieron desde el advenimiento de la democracia, incluyendo al de Néstor Kirchner, que decidió aumentar aún más la apuesta con el relanzamiento de un Plan Nuclear. La iniciativa, además de la finalización de la planta en dos años, prevé impulsar una cuarta central de potencia y retomar los trabajos de enriquecimiento de uranio. Sin embargo, el avance de las obras y la discusión que se instaló en el mismo sector acerca de la conveniencia de terminar Atucha según el proyecto original, abre un futuro incierto cada vez más amenazado por la ausencia de un debate que analice el desarrollo nuclear no sólo como un componente del mapa energético, sino también como una estrategia clave de progreso. Actualmente las principales dudas en torno de la finalización de Atucha II se concentran en los problemas que plantea su diseño. Inaugurada en 1981, la obra quedó a cargo de Siemens, cuya experiencia en la construcción de reactores se limitó al prototipo de 57 MW (megavatios) que funcionó en Alemania desde 1966 hasta 1984. Durante la gestión de Carlos Menem, el proyecto quedó paralizado y la empresa alemana anunció que se retiraba del negocio nuclear. Hoy, más de diez años después, todavía no se sabe quién está en condiciones de hacerse cargo de la ejecución del diseño. Si bien Siemens entregó todos los planos originales al Estado argentino, muchos dudan de que Nucleoeléctrica Argentina (NASA), en la actualidad al frente de la obra, cuente con los recursos necesarios para su realización. Para ello, se firmaron una serie de acuerdos con Atomic Energy of Canada Limited (AECL), que originalmente llevó adelante la usina de Río Tercero. La empresa canadiense debía aportar los recursos humanos y servicios técnicos, pero especialistas dentro del sector reconocen que AECL no tiene experiencia alguna en reactores del tipo de Atucha, con lo cual la situación prácticamente vuelve a foja cero. A esto se suma el cruce de opiniones acerca de la viabilidad del proyecto original. El año pasado, dentro de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), circuló un documento realizado por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), en donde se advertía que la central enfrenta serias dificultades en materia de seguridad ya que no asume la experiencia dejada por el accidente de Chernobyl en 1986. Según una nota publicada por el diario Perfil, el estudio –que nunca llegó a hacerse público– destacaba, entre otros puntos, que el diseño no contempla qué sucedería si uno de los caños que llevan combustible radioactivo se rompiera del todo. Sólo se toma en cuenta la posibilidad de un daño del 10% de la superficie, uno de los puntos aggiornados por la normativa internacional desde el diseño original. No obstante, las autoridades de la CNEA hoy ratifican el plan, y el actual presidente de ARN, Raúl Racana, informó a Estrategia Energética que no hay marcha atrás con las obras asegurando que se respetarán los plazos previstos por el gobierno para la finalización de la central. El grado de avance de los trabajos se estima en un 80%. Durante el último período se terminó la instalación del sistema primario de refrigeración principal. Resta el montaje de la turbina principal y el comienzo del montaje de los internos

del reactor, objetivo que supone tareas aledañas como obras hidráulicas, la construcción de edificios auxiliares, el tendido de cañerías y la construcción de bombas de purificación de agua pesada y de piletas para almacenar los elementos combustibles utilizados.

Una historia de 30 años :::::::::::::::::::::::::::::::: Diseñada en la década de los 70, Atucha II comenzó a construirse en 1979 sobre las costas del río Paraná, en Zárate. Para ello el Estado creó la Empresa Nuclear Argentina de Centrales Eléctricas (ENACE), que se quedó con el 75% de una sociedad con Siemens, encargada por entonces de aportar el diseño y parte de la financiación. El plan inicial preveía su finalización en 1987. Sin embargo, pasaron ya más de veinte años y todavía la obra sigue detenida, presa por los fantasmas de la incertidumbre y las denuncias de corrupción. Los problemas arrancaron en 1984, en un contexto donde el desarrollo nuclear era cada vez peor visto. La decisión de la dictadura militar de avanzar con las obras como parte de un plan estratégico militar sirvió para alimentar las sospechas. El proyecto recién se retomó en 1992, durante el gobierno de Carlos Menem. Se contrataron 3.000 trabajadores y se invirtieron alrededor de U$S 3.000 millones, con los que se pudo avanzar en un 60%. Pero en 1996 hubo un nuevo freno. Con Domingo Cavallo al frente del Ministerio de Economía, aparecieron las centrales de ciclo combinado a gas y la aparente solución a todos los problemas. Con un buen rendimiento y bajos costos de producción, resultaron inmediatamente atractivas para los inversores privados. Fue así como Menem disolvió ENACE y con un plantel mínimo creó NASA. Desde entonces, Atucha II quedó paralizada, el desarrollo nuclear siguió debatiéndose con el estigma que dejó Chernobyl y la CNEA se convirtió en una institución prácticamente vacía de poder, sin autonomía ni peso como para encarar políticas propias de mediano y largo plazo. La inversión total que requirió al momento el proyecto continúa siendo una incógnita. Se estima que la cifra ronda los U$S 4.000 millones, en tanto el gobierno de Kirchner dispuso otros 700 para finalizar la obra. De todos modos, varios especialistas dudan de que esos sean los números reales. El tema incluso está en la Justicia, donde en la actualidad hay tres causas abiertas en las que se investiga una presunta malversación de fondos en la CNEA.

Producción y rentabilidad :::::::::::::::::::::::::::::: Si se inaugura, Atucha II contará con una potencia eléctrica de 743,1 MW, igualando casi el nivel de producción que en este momento tienen juntas las dos centrales atómicas que funcionan en el país. Atucha I, puesta en funcionamiento en 1974, hoy tiene una potencia de 357 MW, mientras que Embalse, la otra central que actualmente funciona en la ciudad cordobesa de Río Cuarto, tiene una capacidad de generación de 650 MW. El plan forma parte de las intenciones que hoy tienen en Casa Rosada de duplicar en un 16% la producción de energía nuclear, ajustándose a la tendencia internacional que camina hacia una diversificación de la matriz para evitar la excesiva dependencia de combustibles fósiles. Cabe recordar que ahora en nuestro país la oferta energética se concentra en la generación térmica.


:::::::::::::::::::::::::: ENTREVISTA A GUSTAVO BIANCHI ::::::::::::::::::::::::::: Científico formado en la Comisión Nacional de Energía Atómica, fue director de Repsol YPF, actualmente es consultor privado. ¿Qué aporte significa Atucha II para el sistema eléctrico? Aportaría muchísimo desde el punto de vista energético, no sólo porque no tenemos gas, sino también porque los ciclos de línea a línea producen deficiencia en la parte hidráulica, y nuestra matriz energética hoy depende de las hidroeléctricas y del petróleo. Ahí ya tenemos un problema, porque no hay gas, el petróleo está cada vez más caro y las hidroeléctricas dependen de que no haya sequía. Yo diría que el panorama pinta poco alentador. Por eso hace falta agregar fuentes energéticas como Atucha. La obra está avanzada en un 80%, pero lamentablemente no creo que se vaya a terminar, hay un problema de pagos. Es una lástima, porque además Atucha I va a dejar de funcionar en el 2012 ó 2013. Hay muchas dudas respecto de que la ejecución haya quedado en manos de NASA. ¿No debería INVAP aportar los cuadros técnicos? Bueno, eso hay que preguntárselo a los responsables políticos. En realidad, es la CNEA la que debería estar a cargo. Recordemos que en su momento fue el germen de donde salieron todos los grupos que trabajan en esta materia. Pero hoy no le están dando el respaldo suficiente. Acá la pregunta es por qué no desarrollamos nuestras propias centrales. Se hizo un prototipo pero nunca se terminó. Eso nos daría la ventaja no sólo de producir centrales de experimentación, sino también centrales de potencia con las que podríamos competir en el mercado internacional. Sí, pero está parado. Ese fue un proyecto que salió gracias al empuje que hizo la CNEA en su momento. Sería grandioso si se termina, porque además el CAREM tiene la ventaja de ser modular. Según el último informe publicado en junio por el Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET), la generación de energía térmica acumulada este año ronda el 64%, mientras que la hidráulica, el 29 y la nuclear, sólo el 7. Ahora bien, el caso de las centrales nucleares plantea varios desafíos e interrogantes. Por un lado, está el debate sobre el destino de los residuos radioactivos y las dudas que genera la dependencia del uranio. Según cálculos de la Agencia Internacional de Energía Atómica, la disponibilidad de dicho recurso llega al 2026, en el caso de una elevada demanda, y hasta el 2035, con una demanda intermedia. Además muchos cuestionan la ventaja de este tipo de centrales en términos de rentabilidad, dado que aportan un nivel de producción bajo y requieren altos desembolsos de inversión, sobre todo para seguridad y control. Sólo para ilustrar: a pesar de no estar funcionando en su plena capacidad, una central hidroeléctrica como Yacyretá opera con una potencia instalada de 2.100 MW. Y el costo de producción de una central nuclear es un 80% mayor que las de ciclo combinado. Estos porcentajes repercuten de manera directa en el precio del kilovatio (kW). Según datos aportados por empresas eléctricas internacionales, el kW de las centrales de ciclo combinado ronda los € 500, mientras que el precio mínimo mundial de la energía nuclear –internacionalmente fijado por los franceses con su EPRI600, central de tercera generación y una potencia de 1.600 MW– es de U$S 4.000.

Frente a este argumento, quienes están a favor del desarrollo de la energía nuclear destacan el aporte científico, tecnológico e industrial que implica. Prueba de esto han sido los proyectos de alta complejidad desarrollados por INVAP, entre ellos el diseño de una central nuclear de baja potencia cuyo mercado cuenta con numerosas ventajas (ver Recuadro 3). Para Raúl Racana, el desarrollo nuclear “es un trasatlántico tecnológico cuyo gasto operativo es menor en comparación a, por ejemplo, el de las centrales hidroeléctrica y cuya importancia debe pensarse más allá de los términos de rentabilidad”. Por su parte, Carlos Calviño, vocero de ARN, destaca la manera en que la diversificación del mapa energético actúa como regulador interno del propio mercado. Esto coincide con lo planteado por el economista Aldo Ferrer, ex presidente del directorio de la CNEA, para quien la central daría mayor estabilidad al sistema eléctrico y permitiría, por su bajo costo marginal, disminuir los precios en ciertos períodos. A esto hay que sumar el capital simbólico que implica. A diferencia de la década de los 90, el campo nuclear se abre como un horizonte que necesita ser explorado. En Francia, la mayor parte de la electricidad proviene de sus 59 centrales, y la mayoría de los países desarrollados se encuentran avanzando sobre proyectos propios, reconociéndole una importancia que supera su valor como recurso energético. Tal como afirma Ferrer, se trata de una cuestión fundamental en tanto estimula capacidades para emprender proyectos de alta complejidad como parte de una nueva ecuación tecnológica y científica.

¿Y por qué eso es beneficioso? Porque en vez de grandes centrales, vas haciendo una por módulos que pueden ser de unos 100 ó 250 MW. Y si se quiere incrementar la potencia, sólo hay que agregar otro módulo. Son centrales que no implican una inversión inicial gigante. Justamente uno de los argumentos en contra del desarrollo nuclear plantea que no es rentable en términos económicos por el volumen de inversión que requiere… Una hidroeléctrica tiene un factor de capacidad de 60% y una nuclear tiene una capacidad de 90, es decir trabaja 90 días de 100. Eso implica que tenés producción energética en forma constante. ¿Son caras? Sí, pero no sé si, en algunos casos como el CAREM, hasta resultan ventajosas económicamente. Ahora, me podrás decir que también hay quienes argumentan por el daño ecológico. Pero con el uso de combustibles fósiles, lo que se desparrama en el sistema es más contaminante. Si se confinan los residuos en un lugar determinado, no son contaminantes. Acá hay que tomar en cuenta otros factores. Actualmente no paran de poner centrales térmicas, pero no hay gas. Entonces lo que pasa es que dependemos de una energía no renovable como el gas o el petróleo, y de una renovable que es la hidráulica, pero que depende del factor climático. Hay que diversificar la matriz, por ejemplo contar con un 12 ó 15% del área nuclear, que otro 30% provenga de energías renovables… si no, vamos a tener problemas de abastecimiento local. Es lo que están haciendo todos los países del mundo. Pero el uranio, ¿no constituye también un recurso que se va agotar? Acá hay dos minas de uranio que se pueden explotar. Eso sí, tienen que estar dadas las condiciones necesarias. Lo que pasa con todas las mineras, como las minas a cielo abierto, es que provocan un desastre porque no hay control desde el punto de vista ambiental. Cualquier nueva tecnología o modificación del medio implica un daño ambiental, lo que tenemos que hacer es concentrarnos en ver cómo se puede minimizar. El problema es que en este país estamos acostumbrados a ir a los extremos, y así se nos escapan las soluciones que están a nuestro alcance.

En agosto de 2006 el gobierno de Néstor Kirchner anunció su Plan Nuclear. A través de los decretos 981/05 y 1085/06, se propuso: - Terminar con la construcción de Atucha II para mediados de 2010. - Extender la vida útil de la central de Embalse, obra estimada en unos US$ 400 millones. - Realizar los estudios de factibilidad para la construcción de una cuarta usina nuclear de generación eléctrica. Las obras arrancarían después de que se termine Atucha II. La intención es construir una central de unos 1.000 MW, lo que demandaría una inversión de U$S 2.000 millones. - Desarrollar el proyecto del reactor CAREM. - Incrementar la producción de la planta neuquina de Arroyito para proveer las 600 toneladas de agua pesada que requerirá Atucha II para su funcionamiento. - Reabrir la usina de enriquecimiento de uranio en Pilcaniyeu, cerrada en 1983 tras la revelación de que la dictadura había desarrollado un proyecto de armas nucleares. La explotación de uranio tal vez resulte la actividad que más obstáculos encuentra hasta el momento. Embalse y Atucha I funcionan con uranio natural, aunque hace tiempo venía planteándose la posibilidad de trabajar sobre el enriquecimiento de dicho combustible, actualmente importado de Australia y Canadá. Brasil, por ejemplo, ya está construyendo su primera planta industrial de este tipo para abastecer la demanda regional y mundial. Sin embargo, no se trata de un tema sencillo. Si bien el oficialismo contó con el visto bueno desde Washington –que, como se sabe, sigue con suma atención las actividades de este tipo que se llevan a cabo en todo el planeta–, las organizaciones ambientalistas siguen sumando sus denuncias. En San Rafael, Mendoza, se condicionó el proyecto de reapertura de la mina de Sierra Pintada por decisión del Gobierno provincial, que exigió a la administración nacional una solución definitiva de los “pasivos ambientales”.

17 // Estrategia Energética

¿El desarrollo del CAREM no apunta en esa dirección?

El Plan Nuclear


:::::::::::::::::::::::::: ENTREVISTA A GUSTAVO BIANCHI ::::::::::::::::::::::::::: Científico formado en la Comisión Nacional de Energía Atómica, fue director de Repsol YPF, actualmente es consultor privado. ¿Qué aporte significa Atucha II para el sistema eléctrico? Aportaría muchísimo desde el punto de vista energético, no sólo porque no tenemos gas, sino también porque los ciclos de línea a línea producen deficiencia en la parte hidráulica, y nuestra matriz energética hoy depende de las hidroeléctricas y del petróleo. Ahí ya tenemos un problema, porque no hay gas, el petróleo está cada vez más caro y las hidroeléctricas dependen de que no haya sequía. Yo diría que el panorama pinta poco alentador. Por eso hace falta agregar fuentes energéticas como Atucha. La obra está avanzada en un 80%, pero lamentablemente no creo que se vaya a terminar, hay un problema de pagos. Es una lástima, porque además Atucha I va a dejar de funcionar en el 2012 ó 2013. Hay muchas dudas respecto de que la ejecución haya quedado en manos de NASA. ¿No debería INVAP aportar los cuadros técnicos? Bueno, eso hay que preguntárselo a los responsables políticos. En realidad, es la CNEA la que debería estar a cargo. Recordemos que en su momento fue el germen de donde salieron todos los grupos que trabajan en esta materia. Pero hoy no le están dando el respaldo suficiente. Acá la pregunta es por qué no desarrollamos nuestras propias centrales. Se hizo un prototipo pero nunca se terminó. Eso nos daría la ventaja no sólo de producir centrales de experimentación, sino también centrales de potencia con las que podríamos competir en el mercado internacional. Sí, pero está parado. Ese fue un proyecto que salió gracias al empuje que hizo la CNEA en su momento. Sería grandioso si se termina, porque además el CAREM tiene la ventaja de ser modular. Según el último informe publicado en junio por el Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET), la generación de energía térmica acumulada este año ronda el 64%, mientras que la hidráulica, el 29 y la nuclear, sólo el 7. Ahora bien, el caso de las centrales nucleares plantea varios desafíos e interrogantes. Por un lado, está el debate sobre el destino de los residuos radioactivos y las dudas que genera la dependencia del uranio. Según cálculos de la Agencia Internacional de Energía Atómica, la disponibilidad de dicho recurso llega al 2026, en el caso de una elevada demanda, y hasta el 2035, con una demanda intermedia. Además muchos cuestionan la ventaja de este tipo de centrales en términos de rentabilidad, dado que aportan un nivel de producción bajo y requieren altos desembolsos de inversión, sobre todo para seguridad y control. Sólo para ilustrar: a pesar de no estar funcionando en su plena capacidad, una central hidroeléctrica como Yacyretá opera con una potencia instalada de 2.100 MW. Y el costo de producción de una central nuclear es un 80% mayor que las de ciclo combinado. Estos porcentajes repercuten de manera directa en el precio del kilovatio (kW). Según datos aportados por empresas eléctricas internacionales, el kW de las centrales de ciclo combinado ronda los € 500, mientras que el precio mínimo mundial de la energía nuclear –internacionalmente fijado por los franceses con su EPRI600, central de tercera generación y una potencia de 1.600 MW– es de U$S 4.000.

Frente a este argumento, quienes están a favor del desarrollo de la energía nuclear destacan el aporte científico, tecnológico e industrial que implica. Prueba de esto han sido los proyectos de alta complejidad desarrollados por INVAP, entre ellos el diseño de una central nuclear de baja potencia cuyo mercado cuenta con numerosas ventajas (ver Recuadro 3). Para Raúl Racana, el desarrollo nuclear “es un trasatlántico tecnológico cuyo gasto operativo es menor en comparación a, por ejemplo, el de las centrales hidroeléctrica y cuya importancia debe pensarse más allá de los términos de rentabilidad”. Por su parte, Carlos Calviño, vocero de ARN, destaca la manera en que la diversificación del mapa energético actúa como regulador interno del propio mercado. Esto coincide con lo planteado por el economista Aldo Ferrer, ex presidente del directorio de la CNEA, para quien la central daría mayor estabilidad al sistema eléctrico y permitiría, por su bajo costo marginal, disminuir los precios en ciertos períodos. A esto hay que sumar el capital simbólico que implica. A diferencia de la década de los 90, el campo nuclear se abre como un horizonte que necesita ser explorado. En Francia, la mayor parte de la electricidad proviene de sus 59 centrales, y la mayoría de los países desarrollados se encuentran avanzando sobre proyectos propios, reconociéndole una importancia que supera su valor como recurso energético. Tal como afirma Ferrer, se trata de una cuestión fundamental en tanto estimula capacidades para emprender proyectos de alta complejidad como parte de una nueva ecuación tecnológica y científica.

¿Y por qué eso es beneficioso? Porque en vez de grandes centrales, vas haciendo una por módulos que pueden ser de unos 100 ó 250 MW. Y si se quiere incrementar la potencia, sólo hay que agregar otro módulo. Son centrales que no implican una inversión inicial gigante. Justamente uno de los argumentos en contra del desarrollo nuclear plantea que no es rentable en términos económicos por el volumen de inversión que requiere… Una hidroeléctrica tiene un factor de capacidad de 60% y una nuclear tiene una capacidad de 90, es decir trabaja 90 días de 100. Eso implica que tenés producción energética en forma constante. ¿Son caras? Sí, pero no sé si, en algunos casos como el CAREM, hasta resultan ventajosas económicamente. Ahora, me podrás decir que también hay quienes argumentan por el daño ecológico. Pero con el uso de combustibles fósiles, lo que se desparrama en el sistema es más contaminante. Si se confinan los residuos en un lugar determinado, no son contaminantes. Acá hay que tomar en cuenta otros factores. Actualmente no paran de poner centrales térmicas, pero no hay gas. Entonces lo que pasa es que dependemos de una energía no renovable como el gas o el petróleo, y de una renovable que es la hidráulica, pero que depende del factor climático. Hay que diversificar la matriz, por ejemplo contar con un 12 ó 15% del área nuclear, que otro 30% provenga de energías renovables… si no, vamos a tener problemas de abastecimiento local. Es lo que están haciendo todos los países del mundo. Pero el uranio, ¿no constituye también un recurso que se va agotar? Acá hay dos minas de uranio que se pueden explotar. Eso sí, tienen que estar dadas las condiciones necesarias. Lo que pasa con todas las mineras, como las minas a cielo abierto, es que provocan un desastre porque no hay control desde el punto de vista ambiental. Cualquier nueva tecnología o modificación del medio implica un daño ambiental, lo que tenemos que hacer es concentrarnos en ver cómo se puede minimizar. El problema es que en este país estamos acostumbrados a ir a los extremos, y así se nos escapan las soluciones que están a nuestro alcance.

En agosto de 2006 el gobierno de Néstor Kirchner anunció su Plan Nuclear. A través de los decretos 981/05 y 1085/06, se propuso: - Terminar con la construcción de Atucha II para mediados de 2010. - Extender la vida útil de la central de Embalse, obra estimada en unos US$ 400 millones. - Realizar los estudios de factibilidad para la construcción de una cuarta usina nuclear de generación eléctrica. Las obras arrancarían después de que se termine Atucha II. La intención es construir una central de unos 1.000 MW, lo que demandaría una inversión de U$S 2.000 millones. - Desarrollar el proyecto del reactor CAREM. - Incrementar la producción de la planta neuquina de Arroyito para proveer las 600 toneladas de agua pesada que requerirá Atucha II para su funcionamiento. - Reabrir la usina de enriquecimiento de uranio en Pilcaniyeu, cerrada en 1983 tras la revelación de que la dictadura había desarrollado un proyecto de armas nucleares. La explotación de uranio tal vez resulte la actividad que más obstáculos encuentra hasta el momento. Embalse y Atucha I funcionan con uranio natural, aunque hace tiempo venía planteándose la posibilidad de trabajar sobre el enriquecimiento de dicho combustible, actualmente importado de Australia y Canadá. Brasil, por ejemplo, ya está construyendo su primera planta industrial de este tipo para abastecer la demanda regional y mundial. Sin embargo, no se trata de un tema sencillo. Si bien el oficialismo contó con el visto bueno desde Washington –que, como se sabe, sigue con suma atención las actividades de este tipo que se llevan a cabo en todo el planeta–, las organizaciones ambientalistas siguen sumando sus denuncias. En San Rafael, Mendoza, se condicionó el proyecto de reapertura de la mina de Sierra Pintada por decisión del Gobierno provincial, que exigió a la administración nacional una solución definitiva de los “pasivos ambientales”.

17 // Estrategia Energética

¿El desarrollo del CAREM no apunta en esa dirección?

El Plan Nuclear


Con un primer reactor en funcionamiento en territorio propio, Argentina podría salir de los límites del circuito de los reactores de investigación y entrar a competir en las ligas mayores. El CAREM constituye el prototipo de una central sencilla, barata y de baja potencia, es decir, una tecnología exportable que abriría camino en un mercado que aún no ha sido lo suficientemente explorado a nivel mundial. En este sentido, las ventajas del proyecto resultan indudables ya que en el ámbito interno, constituiría otra fuente de abastecimiento. Un prototipo de 25 MW de potencia generaría unos 175.200 MW/ hora por año. Y si bien el precio que ofrece del kilovatio es alto por su baja potencia, desde INVAP aseguran que por el tipo de tecnología aplicada se cuenta con amplios márgenes para ir bajando el costo, debido a que se puede fabricar “en masa”, por decenas de unidades, con componentes estandarizados. En el ámbito externo también supone grandes beneficios. Mientras la mayor parte de los fabricantes mundiales optó por las centrales de gran potencia, el CAREM está destinado a redes eléctricas pequeñas. De esta forma, podría abrirse mercado en aquellos países que no cuentan con los recursos suficientes como para poner en operación grandes plantas, o que deseen aplicar esta tecnología para abastecer enclaves aislados o que quieren dar un primer paso en energía nuclear con una central nucleoeléctrica y no con un reactor de investigación. Hasta el momento, Argentina se caracterizó por el desarrollo de centrales pequeñas, dedicadas a la producción de radioisótopos, como el RP-10, diseñado en conjunto con el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN), y el OPAL (Open Pool Australian Light), que desde el año pasado está en funcionamiento en Australia.

05 // Estrategia Energética

05 // Estrategia Energética

La importancia del CAREM


Con un primer reactor en funcionamiento en territorio propio, Argentina podría salir de los límites del circuito de los reactores de investigación y entrar a competir en las ligas mayores. El CAREM constituye el prototipo de una central sencilla, barata y de baja potencia, es decir, una tecnología exportable que abriría camino en un mercado que aún no ha sido lo suficientemente explorado a nivel mundial. En este sentido, las ventajas del proyecto resultan indudables ya que en el ámbito interno, constituiría otra fuente de abastecimiento. Un prototipo de 25 MW de potencia generaría unos 175.200 MW/ hora por año. Y si bien el precio que ofrece del kilovatio es alto por su baja potencia, desde INVAP aseguran que por el tipo de tecnología aplicada se cuenta con amplios márgenes para ir bajando el costo, debido a que se puede fabricar “en masa”, por decenas de unidades, con componentes estandarizados. En el ámbito externo también supone grandes beneficios. Mientras la mayor parte de los fabricantes mundiales optó por las centrales de gran potencia, el CAREM está destinado a redes eléctricas pequeñas. De esta forma, podría abrirse mercado en aquellos países que no cuentan con los recursos suficientes como para poner en operación grandes plantas, o que deseen aplicar esta tecnología para abastecer enclaves aislados o que quieren dar un primer paso en energía nuclear con una central nucleoeléctrica y no con un reactor de investigación. Hasta el momento, Argentina se caracterizó por el desarrollo de centrales pequeñas, dedicadas a la producción de radioisótopos, como el RP-10, diseñado en conjunto con el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN), y el OPAL (Open Pool Australian Light), que desde el año pasado está en funcionamiento en Australia.

05 // Estrategia Energética

05 // Estrategia Energética

La importancia del CAREM


| 2003 - 2008

ENERGÉTICA :: Por Cecilia Laclau

La gestión del Ing. Daniel Cameron como secretario de Energía de la Nación coincidió con un díficil momento económico y social del país. No obstante, algunos destacan que el sector energético tenía “espalda” para afrontar las dificultades que le tocó (y le toca) transitar.

21 // Estrategia Energética

20 // Estrategia Energética

INFRAESTRUCTURA


| 2003 - 2008

ENERGÉTICA :: Por Cecilia Laclau

La gestión del Ing. Daniel Cameron como secretario de Energía de la Nación coincidió con un díficil momento económico y social del país. No obstante, algunos destacan que el sector energético tenía “espalda” para afrontar las dificultades que le tocó (y le toca) transitar.

21 // Estrategia Energética

20 // Estrategia Energética

INFRAESTRUCTURA


22 // Estrategia Energética

La crisis socioeconómica de fines de 2001 afectó fuertemente a los tres segmentos en los que se encuentra dividida la industria eléctrica: generación, transporte y distribución. Sin embargo, el mercado mostró distintas respuestas y evoluciones. Mientras la recuperación económica del país impulsó un mayor consumo de la energía eléctrica –con el incremento significativo de la demanda–, la pesificación y posterior congelamiento de tarifas mayoristas afectó al sector de generación, que sufrió una virtual paralización de inversiones y apenas un repunte a partir de 2005. En tanto, el transporte fue, claramente, el sector que más mejoró su infraestructura, lo que permitió un mejor aprovechamiento de los recursos existentes. La oferta en generación se incrementó en un 11% respecto de 2002, al sumar 2.466 MW de potencia instalada a los 22.838 MW de los que se disponía en 2002. Aun así, creció el promedio de indisponibilidad térmica, al subir de poco más del 21%, en todo el 2002, a casi el 31%, en el primer semestre del 2008. Esto se agrava si se considera que hoy se depende un poco más de la energía generada con esa fuente (más del 60% se cubre con energía térmica, mientras que en 2002 –un año de mucha producción hídrica– sólo se cubrió el 40% del total). En contraste con la desaceleración de la inversión en generación, la demanda de energía eléctrica, comparándola con la del 2002, se incrementó en un 38%. En cuanto al consumo de potencia, el aumento ascendió al 42% (5.690 MW más requeridos en el día de mayor consumo del año). Este dispar incremento entre oferta y demanda, no obstante, pudo ser atendido porque la infraestructura de la industria eléctrica tenía, en 2002, una dimensión que excedía a lo demandado, justamente, para afrontar este tipo de inconvenientes. Esa sobredimensión hoy ya no existe. En tanto, el transporte eléctrico experimentó un considerable aumento tanto en la longitud de líneas como en la capacidad de transporte, representando uno de los aciertos más importantes de la gestión de Cameron. Además, también se mejoró en la calidad del servicio al disminuir la cantidad de fallas por problemas en el transporte. A partir de 2005 se incrementó la potencia de transformación de la red de Extra Alta Tensión (EAT) en un 27%, mientras que para las líneas de distribución troncal el crecimiento alcanzó el 40%. En tanto, la longitud de las líneas también experimentó una importante suba: la red de EAT, que sumó la interconexión patagónica, un primer tramo de la línea minera y la tercera línea de Yacyretá, es hoy un 17% más extensa que en 2002; las redes de las “distro” (transportistas locales), por su parte, crecieron un 31%.

En contraste con la desaceleración de la inversión en generación, la demanda de energía eléctrica, comparándola con la del 2002, se incrementó en un 38%. En cuanto al consumo de potencia, el aumento ascendió al 42% (5.690 MW más requeridos en el día de mayor consumo del año).

El mercado gasífero ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: El mercado gasífero, el cual está íntimamente ligado al eléctrico, mostró también algunas evoluciones, aunque dispares. Mientras la producción aumentó levemente, la demanda interna lo hizo de manera significativa. Esto fue posible porque Argentina destinaba entre el 15 y el 20% de su producción a la exportación, sobre todo a Chile. Al aumentar la demanda interna más que la producción, sosteniéndose esto en forma progresiva, se fueron recortando los niveles de exportación a Chile y dedicando más la producción sólo al mercado interno. En este sentido, en 2007 se exportó un 56% menos que en 2002. A pesar de esto, el año en que más se exportó fue en 2003, cuando los envíos de gas al exterior fueron un 60% más que lo exportado en 2007. Por otro lado y según datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas en 2002 alcanzó los 45.770 millones de m3, mientras que en 2007 ascendió a 51.111 millones de m 3 (un 12% más). En tanto, la producción de petróleo cayó de los 43,8 millones de m3 en 2002 a los 36,8 millones de m3 en 2007. Asimismo, el transporte mostró una evolución en cuanto a infraestructura: mientras en 2003 tenía una capacidad de transporte de 118,6 millones de m3, en 2008 se espera terminar el año con una de 132,6 (un 10% más). En tanto, desde la Secretaría de Energía planean aumentar hasta 166,3 millones de m3 a fin del 2010 (lo cual significaría un 36% más respecto de 2003 y un 25% más respecto de 2008).

Por otro lado y según datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas en 2002 alcanzó los 45.770 millones de m3, mientras que en 2007 ascendió a 51.111 millones de m3 (un 12% más). En tanto, la producción de petróleo cayó de los 43,8 millones de m3 en 2002 a los 36,8 millones de m3 en 2007.

Por otra parte, la demanda se incrementó un 37,6% comparando el total consumido en 2007 respecto del 2002: un crecimiento importante que pesa muy fuerte en el sector residencial en el período invernal, y en la industria y las centrales eléctricas el resto del año. En tanto, también aumentó considerablemente el uso de combustibles. En la comparación entre los consumos totales de 2002 y 2007, el gasoil creció un 66%, las naftas un 21% y el GNC un 13%. En este último caso, además, la cantidad de vehículos que utilizan esta alternativa como combustible aumentó un 53% al pasar de 890.458 (en 2002) a 1.362.169 unidades (en 2007), mientras que la cantidad de estaciones de servicio con carga de GNC se incrementó en un 75%, al pasar de 100 (en 2002) a 175 (en 2008).


22 // Estrategia Energética

La crisis socioeconómica de fines de 2001 afectó fuertemente a los tres segmentos en los que se encuentra dividida la industria eléctrica: generación, transporte y distribución. Sin embargo, el mercado mostró distintas respuestas y evoluciones. Mientras la recuperación económica del país impulsó un mayor consumo de la energía eléctrica –con el incremento significativo de la demanda–, la pesificación y posterior congelamiento de tarifas mayoristas afectó al sector de generación, que sufrió una virtual paralización de inversiones y apenas un repunte a partir de 2005. En tanto, el transporte fue, claramente, el sector que más mejoró su infraestructura, lo que permitió un mejor aprovechamiento de los recursos existentes. La oferta en generación se incrementó en un 11% respecto de 2002, al sumar 2.466 MW de potencia instalada a los 22.838 MW de los que se disponía en 2002. Aun así, creció el promedio de indisponibilidad térmica, al subir de poco más del 21%, en todo el 2002, a casi el 31%, en el primer semestre del 2008. Esto se agrava si se considera que hoy se depende un poco más de la energía generada con esa fuente (más del 60% se cubre con energía térmica, mientras que en 2002 –un año de mucha producción hídrica– sólo se cubrió el 40% del total). En contraste con la desaceleración de la inversión en generación, la demanda de energía eléctrica, comparándola con la del 2002, se incrementó en un 38%. En cuanto al consumo de potencia, el aumento ascendió al 42% (5.690 MW más requeridos en el día de mayor consumo del año). Este dispar incremento entre oferta y demanda, no obstante, pudo ser atendido porque la infraestructura de la industria eléctrica tenía, en 2002, una dimensión que excedía a lo demandado, justamente, para afrontar este tipo de inconvenientes. Esa sobredimensión hoy ya no existe. En tanto, el transporte eléctrico experimentó un considerable aumento tanto en la longitud de líneas como en la capacidad de transporte, representando uno de los aciertos más importantes de la gestión de Cameron. Además, también se mejoró en la calidad del servicio al disminuir la cantidad de fallas por problemas en el transporte. A partir de 2005 se incrementó la potencia de transformación de la red de Extra Alta Tensión (EAT) en un 27%, mientras que para las líneas de distribución troncal el crecimiento alcanzó el 40%. En tanto, la longitud de las líneas también experimentó una importante suba: la red de EAT, que sumó la interconexión patagónica, un primer tramo de la línea minera y la tercera línea de Yacyretá, es hoy un 17% más extensa que en 2002; las redes de las “distro” (transportistas locales), por su parte, crecieron un 31%.

En contraste con la desaceleración de la inversión en generación, la demanda de energía eléctrica, comparándola con la del 2002, se incrementó en un 38%. En cuanto al consumo de potencia, el aumento ascendió al 42% (5.690 MW más requeridos en el día de mayor consumo del año).

El mercado gasífero ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: El mercado gasífero, el cual está íntimamente ligado al eléctrico, mostró también algunas evoluciones, aunque dispares. Mientras la producción aumentó levemente, la demanda interna lo hizo de manera significativa. Esto fue posible porque Argentina destinaba entre el 15 y el 20% de su producción a la exportación, sobre todo a Chile. Al aumentar la demanda interna más que la producción, sosteniéndose esto en forma progresiva, se fueron recortando los niveles de exportación a Chile y dedicando más la producción sólo al mercado interno. En este sentido, en 2007 se exportó un 56% menos que en 2002. A pesar de esto, el año en que más se exportó fue en 2003, cuando los envíos de gas al exterior fueron un 60% más que lo exportado en 2007. Por otro lado y según datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas en 2002 alcanzó los 45.770 millones de m3, mientras que en 2007 ascendió a 51.111 millones de m 3 (un 12% más). En tanto, la producción de petróleo cayó de los 43,8 millones de m3 en 2002 a los 36,8 millones de m3 en 2007. Asimismo, el transporte mostró una evolución en cuanto a infraestructura: mientras en 2003 tenía una capacidad de transporte de 118,6 millones de m3, en 2008 se espera terminar el año con una de 132,6 (un 10% más). En tanto, desde la Secretaría de Energía planean aumentar hasta 166,3 millones de m3 a fin del 2010 (lo cual significaría un 36% más respecto de 2003 y un 25% más respecto de 2008).

Por otro lado y según datos de la Secretaría de Energía, la producción de gas en 2002 alcanzó los 45.770 millones de m3, mientras que en 2007 ascendió a 51.111 millones de m3 (un 12% más). En tanto, la producción de petróleo cayó de los 43,8 millones de m3 en 2002 a los 36,8 millones de m3 en 2007.

Por otra parte, la demanda se incrementó un 37,6% comparando el total consumido en 2007 respecto del 2002: un crecimiento importante que pesa muy fuerte en el sector residencial en el período invernal, y en la industria y las centrales eléctricas el resto del año. En tanto, también aumentó considerablemente el uso de combustibles. En la comparación entre los consumos totales de 2002 y 2007, el gasoil creció un 66%, las naftas un 21% y el GNC un 13%. En este último caso, además, la cantidad de vehículos que utilizan esta alternativa como combustible aumentó un 53% al pasar de 890.458 (en 2002) a 1.362.169 unidades (en 2007), mientras que la cantidad de estaciones de servicio con carga de GNC se incrementó en un 75%, al pasar de 100 (en 2002) a 175 (en 2008).


Al ritmo del usuario residencial

25 // Estrategia EnergĂŠtica

:: Por Cecilia Laclau

| Comportamiento de la demanda de energĂ­a en la Argentina


Al ritmo del usuario residencial

25 // Estrategia EnergĂŠtica

:: Por Cecilia Laclau

| Comportamiento de la demanda de energĂ­a en la Argentina


El consumo energético está fuertemente ligado al comportamiento del usuario hogareño, quien –a su vez– ata su nivel de requerimiento al registro de temperaturas. Así, se consume casi un 50% más de electricidad en épocas de frío o de calor extremo, y hasta ocho veces más de gas en invierno. Cuánto sale reemplazar la energía que falta. No es lo mismo el invierno que el verano, se sabe; pero en el caso del uso del gas natural, esta diferencia es abismal. El consumo residencial, que tiene el derecho a usar el 50% del combustible disponible en el sistema, utiliza, en verano, sólo entre el 8 y el 10% del total inyectado en los ductos. Mientras que, en el período invernal, concentra hasta el 45% del total demandado.

Semejante diferencia, y a pesar de las previsiones que pueden tomarse en estos casos (ver: “Almacenamiento de gas y GNL”), hace que lo que sobra en verano falte en invierno. Es decir, de noviembre a marzo, hay suficiente gas para abastecer a industrias y centrales eléctricas; pero en invierno, cuando el consumo hogareño sube hasta casi la mitad del total requerido, la industria y las centrales térmicas deben ceder entre el 20 y el 50% de su consumo estival para los usuarios de mayor prioridad: los residenciales. ¿Cómo reemplazan ese gas? Con menos producción o con combustibles alternativos, que son hasta cinco, ocho y doce veces más caros.

La electricidad, más nivelada ::::::::::::::::::::::: Esta diferencia no es tan fuerte cuando se habla de electricidad y esto tiene que ver con la finalidad que se le da al consumo residencial eléctrico, que es más uniforme respecto del gas. El hecho de que su mayor utilización, en promedio, esté concentrada en la iluminación artificial y en el uso de las heladeras y freezers, hace que la variación se centralice únicamente en la climatización del ambiente, lo cual se da en días de mucho frío o, con la masificación del aire acondicionado, de mucho calor. Así, la diferencia entre el total consumido en un mes de temperaturas moderadas y otro de clima más extremo alcanza unos 1.000 GW/h, entre un 35 y un 45% del consumo promedio en los meses de otoño o primavera. Sin embargo, a pesar de que esta diferencia es menos notable que en el uso del gas, en el registro diario, el residencial ocupa un papel decisivo en días de mucho frío o calor, cuando, en el horario pico, la demanda registra sus mayores consumos de potencia.

La consecuencia de la escasez :::::::::::::::::::: La matriz energética argentina depende en más del 50% del gas natural. Fuente de energía para industrias, centrales eléctricas y para uso residencial, el gas natural es el hidrocarburo más barato y limpio: según datos de la consultora Montamat y asociados, el costo del gas natural en el City Gate Buenos Aires (donde la transportista lo entrega a las distribuidoras) es de US$ 2 el millón de BTU. Para reemplazar el gas de producción local, que hoy en día no alcanza por sí solo para cubrir la creciente demanda, hay que recurrir al gas de Bolivia (U$S 10 el millón de BTU), al fueloil (U$S 15,3 el equivalente al millón de BTU), al GNL (que, por falta de planta regasificadora propia, se está pagando US$ 18 el millón de BTU) o al gasoil (U$S 23,5 el equivalente al millón de BTU). Es decir, todas las opciones son, como mencionamos antes, entre cinco y doce veces más costosas que lo que se paga por el gas natural a valor interno. A su vez y para el caso de la generación eléctrica térmica, el mayor costo del combustible que reemplaza al gas natural local eleva también el precio mayorista de la electricidad, y allí es donde los subsidios cantan presente. Según Francisco Mezzadri, consultor del sector energético, en 2008, “una parte sustancial y creciente del esfuerzo impositivo de la sociedad argentina estaría destinada a cubrir el desfinanciamiento de la generación eléctrica sólo para adquirir combustible importado: unos U$S 3.400 millones”. Además destacó que, al usar combustibles alternativos, “la productividad energética cayó un 20% entre 2002 y 2007”. Así las cosas, dentro del estado de situación, el Gobierno viene sorteando los días de mayor demanda de gas y electricidad con mayor soltura que la pronosticada por los especialistas. Su receta pasó por recortar desde el Poder Ejecutivo los envíos de gas a Chile –algo a lo que legalmente está habilitado–, comprar gas a Bolivia subsidiando la diferencia, hacer lo propio con el GNL de Trinidad y Tobago, y comprar –vía Venezuela– fueloil brasilero. Por otra parte, ya van cinco inviernos en los que se interrumpe el envío de gas a los usuarios industriales interrumpibles, y en el crudo frío del año pasado, también hubo que recortar potencia eléctrica a los grandes usuarios en el horario de mayor consumo. Los usuarios residenciales, en tanto, mantuvieron su privilegio de no ser interrumpidos, en virtud de que, en esos casos, los servicios tanto eléctrico como de gas son considerados por la ley como esenciales.

27 // Estrategia Energética

26 // Estrategia Energética

Así, durante el 2007, que fue un año con mucha diferencia de consumo estacional por las bajas temperaturas que se registraron en invierno, mientras en enero los residenciales consumieron poco más de 224 millones de m 3 (menos del 8% del total demandado ese mes), en julio, los consumidores domiciliarios usaron más de 1.632 millones: casi ocho veces más.

Según CAMMESA, en días de temperatura moderada, el consumo de potencia registra valores promedio de 16.500 MW; en tanto, en días de temperaturas más extremas, la demanda de potencia trepa hasta los 19.000 MW, como el 23 de junio pasado en que se batió el récord al llegar a 19.126 MW en un día de muy bajas temperaturas. Esto repercute en la cadena de producción y, cuando no hay mucha agua en las represas, se debe recurrir a la generación térmica –que usa gas– o a la importación de Brasil.


El consumo energético está fuertemente ligado al comportamiento del usuario hogareño, quien –a su vez– ata su nivel de requerimiento al registro de temperaturas. Así, se consume casi un 50% más de electricidad en épocas de frío o de calor extremo, y hasta ocho veces más de gas en invierno. Cuánto sale reemplazar la energía que falta. No es lo mismo el invierno que el verano, se sabe; pero en el caso del uso del gas natural, esta diferencia es abismal. El consumo residencial, que tiene el derecho a usar el 50% del combustible disponible en el sistema, utiliza, en verano, sólo entre el 8 y el 10% del total inyectado en los ductos. Mientras que, en el período invernal, concentra hasta el 45% del total demandado.

Semejante diferencia, y a pesar de las previsiones que pueden tomarse en estos casos (ver: “Almacenamiento de gas y GNL”), hace que lo que sobra en verano falte en invierno. Es decir, de noviembre a marzo, hay suficiente gas para abastecer a industrias y centrales eléctricas; pero en invierno, cuando el consumo hogareño sube hasta casi la mitad del total requerido, la industria y las centrales térmicas deben ceder entre el 20 y el 50% de su consumo estival para los usuarios de mayor prioridad: los residenciales. ¿Cómo reemplazan ese gas? Con menos producción o con combustibles alternativos, que son hasta cinco, ocho y doce veces más caros.

La electricidad, más nivelada ::::::::::::::::::::::: Esta diferencia no es tan fuerte cuando se habla de electricidad y esto tiene que ver con la finalidad que se le da al consumo residencial eléctrico, que es más uniforme respecto del gas. El hecho de que su mayor utilización, en promedio, esté concentrada en la iluminación artificial y en el uso de las heladeras y freezers, hace que la variación se centralice únicamente en la climatización del ambiente, lo cual se da en días de mucho frío o, con la masificación del aire acondicionado, de mucho calor. Así, la diferencia entre el total consumido en un mes de temperaturas moderadas y otro de clima más extremo alcanza unos 1.000 GW/h, entre un 35 y un 45% del consumo promedio en los meses de otoño o primavera. Sin embargo, a pesar de que esta diferencia es menos notable que en el uso del gas, en el registro diario, el residencial ocupa un papel decisivo en días de mucho frío o calor, cuando, en el horario pico, la demanda registra sus mayores consumos de potencia.

La consecuencia de la escasez :::::::::::::::::::: La matriz energética argentina depende en más del 50% del gas natural. Fuente de energía para industrias, centrales eléctricas y para uso residencial, el gas natural es el hidrocarburo más barato y limpio: según datos de la consultora Montamat y asociados, el costo del gas natural en el City Gate Buenos Aires (donde la transportista lo entrega a las distribuidoras) es de US$ 2 el millón de BTU. Para reemplazar el gas de producción local, que hoy en día no alcanza por sí solo para cubrir la creciente demanda, hay que recurrir al gas de Bolivia (U$S 10 el millón de BTU), al fueloil (U$S 15,3 el equivalente al millón de BTU), al GNL (que, por falta de planta regasificadora propia, se está pagando US$ 18 el millón de BTU) o al gasoil (U$S 23,5 el equivalente al millón de BTU). Es decir, todas las opciones son, como mencionamos antes, entre cinco y doce veces más costosas que lo que se paga por el gas natural a valor interno. A su vez y para el caso de la generación eléctrica térmica, el mayor costo del combustible que reemplaza al gas natural local eleva también el precio mayorista de la electricidad, y allí es donde los subsidios cantan presente. Según Francisco Mezzadri, consultor del sector energético, en 2008, “una parte sustancial y creciente del esfuerzo impositivo de la sociedad argentina estaría destinada a cubrir el desfinanciamiento de la generación eléctrica sólo para adquirir combustible importado: unos U$S 3.400 millones”. Además destacó que, al usar combustibles alternativos, “la productividad energética cayó un 20% entre 2002 y 2007”. Así las cosas, dentro del estado de situación, el Gobierno viene sorteando los días de mayor demanda de gas y electricidad con mayor soltura que la pronosticada por los especialistas. Su receta pasó por recortar desde el Poder Ejecutivo los envíos de gas a Chile –algo a lo que legalmente está habilitado–, comprar gas a Bolivia subsidiando la diferencia, hacer lo propio con el GNL de Trinidad y Tobago, y comprar –vía Venezuela– fueloil brasilero. Por otra parte, ya van cinco inviernos en los que se interrumpe el envío de gas a los usuarios industriales interrumpibles, y en el crudo frío del año pasado, también hubo que recortar potencia eléctrica a los grandes usuarios en el horario de mayor consumo. Los usuarios residenciales, en tanto, mantuvieron su privilegio de no ser interrumpidos, en virtud de que, en esos casos, los servicios tanto eléctrico como de gas son considerados por la ley como esenciales.

27 // Estrategia Energética

26 // Estrategia Energética

Así, durante el 2007, que fue un año con mucha diferencia de consumo estacional por las bajas temperaturas que se registraron en invierno, mientras en enero los residenciales consumieron poco más de 224 millones de m 3 (menos del 8% del total demandado ese mes), en julio, los consumidores domiciliarios usaron más de 1.632 millones: casi ocho veces más.

Según CAMMESA, en días de temperatura moderada, el consumo de potencia registra valores promedio de 16.500 MW; en tanto, en días de temperaturas más extremas, la demanda de potencia trepa hasta los 19.000 MW, como el 23 de junio pasado en que se batió el récord al llegar a 19.126 MW en un día de muy bajas temperaturas. Esto repercute en la cadena de producción y, cuando no hay mucha agua en las represas, se debe recurrir a la generación térmica –que usa gas– o a la importación de Brasil.


ALMACENAMIENTO DE GAS Y GNL

28 // Estrategia Energética

Para implementarlo es necesario contar con una caverna natural, minada o con un yacimiento antiguo ya depletado (en desuso) para utilizarlo como reservorio. Con una conexión a un gasoducto troncal, el reservorio puede almacenar gas natural en épocas en las que la producción excede a la demanda y entregarlo cuando el consumo aumenta. Existen en el mundo 634 reservorios subterráneos de gas, 417 pertenecen a EE. UU. En tanto, Argentina cuenta con el único reservorio de todo Latinoamérica, Diadema, que, como el 78% del total, deriva de un yacimiento depletado. Está ubicado a 40 km de Comodoro Rivadavia. Puede almacenar hasta 140 millones de m3 (un 20% más de lo que se consume en días de frío) y entregar, por día, 1,2 millones.

Por otra parte, la evolución de los precios internacionales del gas y el déficit de gas que se está percibiendo en gran parte de los países más industrializados han dado paso a la licuación del gas natural (GNL), proceso por el cual el gas pasa a estado líquido y así ocupa unas 600 veces menos de lugar que en estado gaseoso. Este proceso permite no sólo transportarlo y venderlo (hoy según BP Statisticals el GNL se lleva casi el 30% de las transacciones internacionales de gas natural), sino también almacenarlo. Para ello, existen otros tipos de plantas que licuan y regasifican el gas natural con el único fin de hacer que, en los días de mayor requerimiento, no sea necesario producir tanto más que en días de menor consumo. Son plantas llamadas de Peak Shaving (en inglés, “afeitando o achatando picos”), que licuan y almacenan gas cuando hay sobrante y lo vaporizan y entregan a la red cuando sube la demanda. Existen 77 plantas de Peak Shaving en todo el mundo: 65 en América del Norte, 9 en Europa, 2 en la región Asia-Pacífico y sólo una en todo Latinoamérica: la planta de Peak Shaving de Gral. Rodríguez, construida, operada y mantenida por Gas Natural BAN. Fue construida por un acuerdo en el momento de la privatización y costó U$S 56 millones. Su poder de licuefacción es de 101 mil m3/día y le lleva unos 290 días llenar el tanque, el cual tiene una capacidad de 43.470 m3 de GNL, equivalente a 27,4 millones de m3 de gas natural. En tanto, puede vaporizar hasta 4 millones de m3/día y, si se lo pusiera a regasificar en forma continua, demoraría unos 7 días en vaciar su contenido.

29 // Estrategia Energética

Una de las maneras de guardar gas natural para su posterior utilización es en almacenamientos subterráneos. Son depósitos naturales o minados que sirven para guardar bajo tierra volúmenes de gas, en épocas de bajo consumo, y disponer su reinyección a la red cuando sube la demanda. Esta administración del recurso contribuye a una mejora en la calidad del servicio y minimiza las interrupciones a los industriales, al optimizar la capacidad de los gasoductos (que cuando baja la demanda están subutilizados) y equilibrar la producción en boca de pozo.

PEAK SHAVING: CON LA TECNOLOGÍA DEL GNL


ALMACENAMIENTO DE GAS Y GNL

28 // Estrategia Energética

Para implementarlo es necesario contar con una caverna natural, minada o con un yacimiento antiguo ya depletado (en desuso) para utilizarlo como reservorio. Con una conexión a un gasoducto troncal, el reservorio puede almacenar gas natural en épocas en las que la producción excede a la demanda y entregarlo cuando el consumo aumenta. Existen en el mundo 634 reservorios subterráneos de gas, 417 pertenecen a EE. UU. En tanto, Argentina cuenta con el único reservorio de todo Latinoamérica, Diadema, que, como el 78% del total, deriva de un yacimiento depletado. Está ubicado a 40 km de Comodoro Rivadavia. Puede almacenar hasta 140 millones de m3 (un 20% más de lo que se consume en días de frío) y entregar, por día, 1,2 millones.

Por otra parte, la evolución de los precios internacionales del gas y el déficit de gas que se está percibiendo en gran parte de los países más industrializados han dado paso a la licuación del gas natural (GNL), proceso por el cual el gas pasa a estado líquido y así ocupa unas 600 veces menos de lugar que en estado gaseoso. Este proceso permite no sólo transportarlo y venderlo (hoy según BP Statisticals el GNL se lleva casi el 30% de las transacciones internacionales de gas natural), sino también almacenarlo. Para ello, existen otros tipos de plantas que licuan y regasifican el gas natural con el único fin de hacer que, en los días de mayor requerimiento, no sea necesario producir tanto más que en días de menor consumo. Son plantas llamadas de Peak Shaving (en inglés, “afeitando o achatando picos”), que licuan y almacenan gas cuando hay sobrante y lo vaporizan y entregan a la red cuando sube la demanda. Existen 77 plantas de Peak Shaving en todo el mundo: 65 en América del Norte, 9 en Europa, 2 en la región Asia-Pacífico y sólo una en todo Latinoamérica: la planta de Peak Shaving de Gral. Rodríguez, construida, operada y mantenida por Gas Natural BAN. Fue construida por un acuerdo en el momento de la privatización y costó U$S 56 millones. Su poder de licuefacción es de 101 mil m3/día y le lleva unos 290 días llenar el tanque, el cual tiene una capacidad de 43.470 m3 de GNL, equivalente a 27,4 millones de m3 de gas natural. En tanto, puede vaporizar hasta 4 millones de m3/día y, si se lo pusiera a regasificar en forma continua, demoraría unos 7 días en vaciar su contenido.

29 // Estrategia Energética

Una de las maneras de guardar gas natural para su posterior utilización es en almacenamientos subterráneos. Son depósitos naturales o minados que sirven para guardar bajo tierra volúmenes de gas, en épocas de bajo consumo, y disponer su reinyección a la red cuando sube la demanda. Esta administración del recurso contribuye a una mejora en la calidad del servicio y minimiza las interrupciones a los industriales, al optimizar la capacidad de los gasoductos (que cuando baja la demanda están subutilizados) y equilibrar la producción en boca de pozo.

PEAK SHAVING: CON LA TECNOLOGÍA DEL GNL


| La nueva geopolítica DE LA ENERGÍA: entre los combustibles fósiles y una nueva matriz energética

Horizonte

de

Las fuentes tradicionales de generación de energía basadas en los combustibles fósiles: petróleo, carbón y gas, son motivo de fuertes disputas en el sistema internacional debido a una multiplicidad de factores que se relacionan e interactúan permanentemente. Uno de los primeros aspectos que es relevante señalar es que la reflexión sobre la energía está muy influida por una mirada de carácter geopolítico que, al maximizar las apuestas de distintas países por el control de recursos que son cada vez más escasos, ha provocado, simultánea y lentamente, cambios notables en la configuración de los actores del proceso productivo de los hidrocarburos en el mundo. Por otra parte, este escenario de intensificación del conflicto está estructuralmente vinculado al cénit del complejo proceso de crecimiento económico, sostenido en una matriz energética altamente dependiente de los combustibles fósiles, situación que se ha venido registrando tanto en el mundo desarrollado como en buena parte de las regiones subdesarrolladas de Asia y América Latina en el último medio siglo. En tal sentido, en los últimos años se ha especulado mucho sobre la sostenibilidad de un modelo energético basado en el uso intensivo de los hidrocarburos, planteando aspectos variados que van desde el debate sobre el momento en el que se alcanzará el pico de producción petrolera a partir del cual se entrará en un escenario de declinación estructural, hasta los diagnósticos que ponen sobre la mesa la urgente estrategia de la diversificación de fuentes de suministro energético ante el ocaso de la economía del petróleo. En este contexto, se identifican por lo menos cuatro factores que, desde quien escribe estas líneas, se consideran relevantes a la hora de explicar y comprender el actual escenario geoenergético global. 1. Estancamiento estructural de los niveles de reservas. 2. Recuperación de niveles de influencia de los Estados. 3. Aumento constante de la demanda y de los conflictos asociados a los hidrocarburos. 4. Fluctuaciones en la valorización financiera de las empresas. A continuación, se pasará a desarrollar brevemente y de manera conjunta cada uno de estos puntos para arribar, por fin, a una conclusión por lo menos parcial sobre estos aspectos aquí señalados.

Escasez Por Gustavo Lahoud

31 // Estrategia Energética

30 // Estrategia Energética

I Introducción: una mirada compleja en la descripción de la situación energética internacional ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::


| La nueva geopolítica DE LA ENERGÍA: entre los combustibles fósiles y una nueva matriz energética

Horizonte

de

Las fuentes tradicionales de generación de energía basadas en los combustibles fósiles: petróleo, carbón y gas, son motivo de fuertes disputas en el sistema internacional debido a una multiplicidad de factores que se relacionan e interactúan permanentemente. Uno de los primeros aspectos que es relevante señalar es que la reflexión sobre la energía está muy influida por una mirada de carácter geopolítico que, al maximizar las apuestas de distintas países por el control de recursos que son cada vez más escasos, ha provocado, simultánea y lentamente, cambios notables en la configuración de los actores del proceso productivo de los hidrocarburos en el mundo. Por otra parte, este escenario de intensificación del conflicto está estructuralmente vinculado al cénit del complejo proceso de crecimiento económico, sostenido en una matriz energética altamente dependiente de los combustibles fósiles, situación que se ha venido registrando tanto en el mundo desarrollado como en buena parte de las regiones subdesarrolladas de Asia y América Latina en el último medio siglo. En tal sentido, en los últimos años se ha especulado mucho sobre la sostenibilidad de un modelo energético basado en el uso intensivo de los hidrocarburos, planteando aspectos variados que van desde el debate sobre el momento en el que se alcanzará el pico de producción petrolera a partir del cual se entrará en un escenario de declinación estructural, hasta los diagnósticos que ponen sobre la mesa la urgente estrategia de la diversificación de fuentes de suministro energético ante el ocaso de la economía del petróleo. En este contexto, se identifican por lo menos cuatro factores que, desde quien escribe estas líneas, se consideran relevantes a la hora de explicar y comprender el actual escenario geoenergético global. 1. Estancamiento estructural de los niveles de reservas. 2. Recuperación de niveles de influencia de los Estados. 3. Aumento constante de la demanda y de los conflictos asociados a los hidrocarburos. 4. Fluctuaciones en la valorización financiera de las empresas. A continuación, se pasará a desarrollar brevemente y de manera conjunta cada uno de estos puntos para arribar, por fin, a una conclusión por lo menos parcial sobre estos aspectos aquí señalados.

Escasez Por Gustavo Lahoud

31 // Estrategia Energética

30 // Estrategia Energética

I Introducción: una mirada compleja en la descripción de la situación energética internacional ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::


II El proceso de cambios en el escenario energético global: los aspectos relevantes :: Uno de los cambios más profundos que forman parte de la actual coyuntura energética mundial es la reconfiguración del mercado de los hidrocarburos, tanto en el ámbito de la exploración y extracción de petróleo y gas (downstream) como en el sector de refinación y comercialización de combustibles (upstream).

32 // Estrategia Energética

En tal sentido, las empresas anglonorteamericanas y francesas –que han sido los actores dominantes en la economía de los hidrocarburos durante más de setenta años– vienen experimentando un proceso de debilitamiento que se expresa en la declinación de los niveles de reservas mundiales de petróleo y gas que están bajo su propiedad, en el estancamiento y/o débil aumento de los niveles de extracción en distintos puntos neurálgicos del mundo (mar del Norte, golfo de México, territorio de los EE.UU., entre otros) y en la saturación de la capacidad de refinación combinada con inversiones insuficientes. Así, en lo que respecta al estratégico dato de las reservas y de la producción de crudo, se estima que las cinco grandes empresas hidrocarburíferas antes referidas –Exxon, Shell, BP, Total, Chevron– controlan hoy tan sólo el 9% de las reservas comprobadas de petróleo, mientras que concentran nada más que el 13% de los niveles de extracción1 . Por su parte, una de las publicaciones señeras en el sector hidrocarburífero –Oil % Gas Journal– confirma este proceso aunque con números ligeramente distintos, afirmando que “como consecuencia de las nacionalizaciones (de 1950, 1970, 1980 y principios de siglo), las compañías internacionales de petróleo disminuyeron su participación en las reservas probadas mundiales de petróleo al 16%, mientras que las compañías nacionales (CN) han aumentado al 65%”.2 Simultáneamente, se observa el surgimiento de otros actores que, de la mano de Estados nacionales que han comenzado a recuperar capacidad de acción, de planificación estratégica de sus recursos energéticos y de intervención directa e indirecta en los mercados, están reconfigurando el tablero de poder de la puja por los recursos energéticos. En efecto, países como Rusia, China, Venezuela, Irán, Malasia, India, Brasil, los países del norte de África y los principados de la península arábiga, están atravesando por procesos parecidos en los que el control de los negocios hidrocarburíferos se encuentra, cada vez más, en manos de empresas estatales o mixtas en las que la decisión final y el rumbo estratégico corre por cuenta de los respectivos Estados nacionales que intervienen, de esa manera, en la planificación de los recursos energéticos. En ese punto, es esencial destacar el papel de Rusia como potencia geoeconómica energética con fuerte presencia en la región del Cáucaso, Europa Occidental y China. Por otra parte, es decisivo comprender el rol geopolítico de los países productores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que desde hace siete años desarrollan una inteligente política de control de la oferta. En

tal sentido, la OPEP ha sabido mantener una férrea política de apreciación constante del recurso petrolífero a partir de una gestión compartida que ha permitido armonizar los criterios de todos los miembros de la organización. En ello, la influencia de Venezuela no ha sido menor en el último lustro. Precisamente, el gobierno de Chávez está terminando en la actualidad un proceso de certificación de reservas en la Faja del Orinoco, que podría convertir al país caribeño en la principal reserva hidrocarburífera del mundo, incluso por encima de Arabia Saudita.3 Es importante mencionar que, si se suman los coeficientes de reservas y extracción de las compañías petroleras nacionales de los países miembros de la OPEP y de otras naciones de creciente influencia y poder en el sistema internacional –como China, India, Malasia o Brasil–, se observa que alrededor del 77% de las existencias de crudo comprobadas en el mundo son propiedad de las citadas compañías petroleras nacionales, mientras que las mismas son responsables de un 53% de la extracción de crudo a nivel mundial.4 De manera simultánea a este proceso, se han observado cambios importantes en los modelos jurídicos y fiscales que rigen la actividad económica de extracción de hidrocarburos en buena parte del planeta. En tal sentido, los contratos de concesión, que se transformaron en la figura jurídica en torno a la cual se organizó buena parte del sector de los combustibles fósiles desde comienzos del siglo XX hasta finales de la década de 1960, marcada por el comienzo de las olas de nacionalizaciones del recurso petrolero, fueron gradualmente reemplazados por simples contratos de locación de servicios o contratos de producción compartida. En éstos el Estado es el actor estratégico que fija las condiciones de prospección, exploración y extracción de hidrocarburos durante un período determinado en el cual los operadores privados deben pagar cargas impositivas específicas y las denominadas regalías, que son la contratara del derecho de explotación de una riqueza natural cuyo propietario es el Estado en representación de la comunidad nacional, lo cual supone la existencia de una renta real que debe erogarse por el mero derecho de explotación de esa riqueza.5 Ciertamente, no es el objetivo de este artículo agotar el profuso debate existente en torno a los regímenes fiscales, impositivos y jurídicos de los hidrocarburos –cuestión que merece abordarse en forma específica–, pero no puede dejar de mencionarse como un factor más que, desde la Federación Rusa hasta Bolivia y Venezuela, por citar sólo unos casos, está presente en el actual debate energético mundial. A su vez, no es menos visible la presencia de los denominados Fondos Soberanos de Riqueza, que se han creado a instancias de estos mismos Estados nacionales. En esa dirección, la “pata” financiera expresada en estos fondos parece ser un mecanismo más que sugerente en relación con esta nueva configuración del poder que se está operando en el sector energético.


II El proceso de cambios en el escenario energético global: los aspectos relevantes :: Uno de los cambios más profundos que forman parte de la actual coyuntura energética mundial es la reconfiguración del mercado de los hidrocarburos, tanto en el ámbito de la exploración y extracción de petróleo y gas (downstream) como en el sector de refinación y comercialización de combustibles (upstream).

32 // Estrategia Energética

En tal sentido, las empresas anglonorteamericanas y francesas –que han sido los actores dominantes en la economía de los hidrocarburos durante más de setenta años– vienen experimentando un proceso de debilitamiento que se expresa en la declinación de los niveles de reservas mundiales de petróleo y gas que están bajo su propiedad, en el estancamiento y/o débil aumento de los niveles de extracción en distintos puntos neurálgicos del mundo (mar del Norte, golfo de México, territorio de los EE.UU., entre otros) y en la saturación de la capacidad de refinación combinada con inversiones insuficientes. Así, en lo que respecta al estratégico dato de las reservas y de la producción de crudo, se estima que las cinco grandes empresas hidrocarburíferas antes referidas –Exxon, Shell, BP, Total, Chevron– controlan hoy tan sólo el 9% de las reservas comprobadas de petróleo, mientras que concentran nada más que el 13% de los niveles de extracción1 . Por su parte, una de las publicaciones señeras en el sector hidrocarburífero –Oil % Gas Journal– confirma este proceso aunque con números ligeramente distintos, afirmando que “como consecuencia de las nacionalizaciones (de 1950, 1970, 1980 y principios de siglo), las compañías internacionales de petróleo disminuyeron su participación en las reservas probadas mundiales de petróleo al 16%, mientras que las compañías nacionales (CN) han aumentado al 65%”.2 Simultáneamente, se observa el surgimiento de otros actores que, de la mano de Estados nacionales que han comenzado a recuperar capacidad de acción, de planificación estratégica de sus recursos energéticos y de intervención directa e indirecta en los mercados, están reconfigurando el tablero de poder de la puja por los recursos energéticos. En efecto, países como Rusia, China, Venezuela, Irán, Malasia, India, Brasil, los países del norte de África y los principados de la península arábiga, están atravesando por procesos parecidos en los que el control de los negocios hidrocarburíferos se encuentra, cada vez más, en manos de empresas estatales o mixtas en las que la decisión final y el rumbo estratégico corre por cuenta de los respectivos Estados nacionales que intervienen, de esa manera, en la planificación de los recursos energéticos. En ese punto, es esencial destacar el papel de Rusia como potencia geoeconómica energética con fuerte presencia en la región del Cáucaso, Europa Occidental y China. Por otra parte, es decisivo comprender el rol geopolítico de los países productores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que desde hace siete años desarrollan una inteligente política de control de la oferta. En

tal sentido, la OPEP ha sabido mantener una férrea política de apreciación constante del recurso petrolífero a partir de una gestión compartida que ha permitido armonizar los criterios de todos los miembros de la organización. En ello, la influencia de Venezuela no ha sido menor en el último lustro. Precisamente, el gobierno de Chávez está terminando en la actualidad un proceso de certificación de reservas en la Faja del Orinoco, que podría convertir al país caribeño en la principal reserva hidrocarburífera del mundo, incluso por encima de Arabia Saudita.3 Es importante mencionar que, si se suman los coeficientes de reservas y extracción de las compañías petroleras nacionales de los países miembros de la OPEP y de otras naciones de creciente influencia y poder en el sistema internacional –como China, India, Malasia o Brasil–, se observa que alrededor del 77% de las existencias de crudo comprobadas en el mundo son propiedad de las citadas compañías petroleras nacionales, mientras que las mismas son responsables de un 53% de la extracción de crudo a nivel mundial.4 De manera simultánea a este proceso, se han observado cambios importantes en los modelos jurídicos y fiscales que rigen la actividad económica de extracción de hidrocarburos en buena parte del planeta. En tal sentido, los contratos de concesión, que se transformaron en la figura jurídica en torno a la cual se organizó buena parte del sector de los combustibles fósiles desde comienzos del siglo XX hasta finales de la década de 1960, marcada por el comienzo de las olas de nacionalizaciones del recurso petrolero, fueron gradualmente reemplazados por simples contratos de locación de servicios o contratos de producción compartida. En éstos el Estado es el actor estratégico que fija las condiciones de prospección, exploración y extracción de hidrocarburos durante un período determinado en el cual los operadores privados deben pagar cargas impositivas específicas y las denominadas regalías, que son la contratara del derecho de explotación de una riqueza natural cuyo propietario es el Estado en representación de la comunidad nacional, lo cual supone la existencia de una renta real que debe erogarse por el mero derecho de explotación de esa riqueza.5 Ciertamente, no es el objetivo de este artículo agotar el profuso debate existente en torno a los regímenes fiscales, impositivos y jurídicos de los hidrocarburos –cuestión que merece abordarse en forma específica–, pero no puede dejar de mencionarse como un factor más que, desde la Federación Rusa hasta Bolivia y Venezuela, por citar sólo unos casos, está presente en el actual debate energético mundial. A su vez, no es menos visible la presencia de los denominados Fondos Soberanos de Riqueza, que se han creado a instancias de estos mismos Estados nacionales. En esa dirección, la “pata” financiera expresada en estos fondos parece ser un mecanismo más que sugerente en relación con esta nueva configuración del poder que se está operando en el sector energético.


Es así que países como China, Emiratos Árabes Unidos, Dubai, Noruega, Australia, Singapur, Malasia y otros, están generando una dinámica de fondos de inversión que se destinan a la adquisición de recursos naturales, vías de acceso y transporte a estos recursos, infraestructura comercial y portuaria y a inversiones en términos de enclave extractivo, en donde América Latina, Asia y África aparecen como receptores relevantes de esas inversiones. De este modo, “buscando objetivos más amplios que los de la mera renta financiera –y que podrían ser desde económicos hasta estratégicos, algo que intranquiliza a las potencias receptoras– empezaron a poner parte de los U$S 2.900 billones en empresas occidentales de teléfonos, tecnología, casinos y puertos”. 6

Asimismo, junto a este escenario de creciente financiarización del mercado petrolero, es importante observar con atención, otra vez, el rol de las grandes empresas transnacionales de hidrocarburos (Shell, BP, Exxon, Total, entre las principales), que, en los últimos años, han reducido la apreciación de sus niveles de reservas de hidrocarburos mundiales, lo cual puede asociarse al referido juego alcista de la especulación rentística y financiera en torno al petróleo. Un ejemplo contundente de lo mencionado ha sido el de Royal Dutch Shell, cuya conducción debió reconocer, en el año 2004, que había sobreestimado sus reservas en el orden de un 20% con la finalidad de garantizar mayores ganancias a sus accionistas.7 Por otra parte, este peligroso juego especulativo parece agudizarse al compás de la pérdida continua en el horizonte de reservas comprobadas y del estancamiento cada vez más ostensible en los niveles de extracción, lo cual terminó por acelerar en la última década las adquisiciones y fusiones de compañías más pequeñas en manos de las majors de origen anglosajón. En este contexto se inscribe el aumento constante de la demanda china e india en los últimos años, lo cual supone un escenario de precios cuanto menos inflexibles a la baja si lo cruzamos con los actuales altos niveles de producción en la mayoría de las cuencas productivas del mundo y la carencia de reservas suficientes que permitan alargar el horizonte de vida de los hidrocarburos. Sin embargo, a la luz de la creciente relevancia de los planteos sobre las energías alternativas de origen renovable, puede observarse que, directa o indirectamente, hay un conjunto de actores vinculados a las empresas multinacionales de hidrocarburos, a gobiernos de Estados con distintas orientaciones ideológicas y estratégicas y a organizaciones sociales y centros especializados en materia energética que dejan trasuntar un planteo crítico y preocupante sobre los actuales niveles de dependencia de los hidrocarburos en la matriz productiva del sistema económico internacional en un contexto de escasez cada vez más acuciante.

El debate creciente sobre las alternativas energéticas No es un dato menor que, a causa del horizonte de escasez de oferta vinculado básicamente al petróleo, se esté consolidando en el mundo un debate creciente en torno a la utilización de fuentes alternativas de generación de energía que están básicamente vinculadas a recursos naturales renovables, tales como la hidroelectricidad, la energía eólica, solar y geotermal, entre las más relevantes. A su vez, ha reaparecido con mucha fuerza en los debates energéticos globales la alternativa nucleoeléctrica para la obtención de electricidad de manera segura y barata, aunque las resistencias vinculadas a los movimientos ecologistas que rechazan la utilización masiva de la energía nuclear, junto con la necesidad de proveer estándares confiables de seguridad en la operabilidad técnica de las centrales nucleares, aparecen como dos aspectos relevantes para tener en cuenta a la hora de evaluar el impacto real de esta alternativa en el sistema internacional. Por otra parte, países como China, Italia o EE.UU. están pensando en el carbón como sustituto confiable para la obtención de energía eléctrica suficiente, a través del desarrollo de centrales termoeléctricas alimentadas a carbón y dotadas de modernos dispositivos tecnológicos, con la finalidad de evitar las externalidades negativas asociadas al perjuicio ambiental por la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera en un contexto de incesante debate sobre la problemática ambiental, el calentamiento global y el efecto invernadero.

35 // Estrategia Energética

34 // Estrategia Energética

Otro aspecto para señalar es la creciente ola especulativa que atraviesa al mundo de los negocios petroleros, cuya génesis está relacionada con el activo papel que grandes bancos transnacionales tienen en la financiación de la industria petrolera de, fundamentalmente, origen anglosajón.

A modo de conclusión preliminar se puede inferir, entonces, que en la presente coyuntura internacional se percibe, por un lado, una profundización de la insuficiencia de oferta en materia hidrocarburífera, lo cual incrementa de manera preocupante la percepción de vulnerabilidad y/o inseguridad energética en la mayoría de los Estados nacionales, sean éstos desarrollados o subdesarrollados, y, por el otro, diversos ensayos de políticas públicas y emprendimientos privados que –ante el escenario estructuralmente declinante en materia de reservas de petróleo y gas que configura un horizonte de escasez permanente– plantean la necesidad de diversificar la matriz energética de modo de responder al incesante aumento de la demanda originada, sobre todo, en los aparatos productivos y en las grandes aglomeraciones urbanas de los países desarrollados y subdesarrollados. Estos actores están avanzando con una decidida estrategia que les permita proveerse de fuentes confiables de energía, debidamente balanceadas y diversificadas, de modo tal de reducir sus niveles de exposición y/o vulnerabilidad ante la posible emergencia de conflictos regionales que puedan poner en peligro el normal abastecimiento de los energéticos.


Es así que países como China, Emiratos Árabes Unidos, Dubai, Noruega, Australia, Singapur, Malasia y otros, están generando una dinámica de fondos de inversión que se destinan a la adquisición de recursos naturales, vías de acceso y transporte a estos recursos, infraestructura comercial y portuaria y a inversiones en términos de enclave extractivo, en donde América Latina, Asia y África aparecen como receptores relevantes de esas inversiones. De este modo, “buscando objetivos más amplios que los de la mera renta financiera –y que podrían ser desde económicos hasta estratégicos, algo que intranquiliza a las potencias receptoras– empezaron a poner parte de los U$S 2.900 billones en empresas occidentales de teléfonos, tecnología, casinos y puertos”. 6

Asimismo, junto a este escenario de creciente financiarización del mercado petrolero, es importante observar con atención, otra vez, el rol de las grandes empresas transnacionales de hidrocarburos (Shell, BP, Exxon, Total, entre las principales), que, en los últimos años, han reducido la apreciación de sus niveles de reservas de hidrocarburos mundiales, lo cual puede asociarse al referido juego alcista de la especulación rentística y financiera en torno al petróleo. Un ejemplo contundente de lo mencionado ha sido el de Royal Dutch Shell, cuya conducción debió reconocer, en el año 2004, que había sobreestimado sus reservas en el orden de un 20% con la finalidad de garantizar mayores ganancias a sus accionistas.7 Por otra parte, este peligroso juego especulativo parece agudizarse al compás de la pérdida continua en el horizonte de reservas comprobadas y del estancamiento cada vez más ostensible en los niveles de extracción, lo cual terminó por acelerar en la última década las adquisiciones y fusiones de compañías más pequeñas en manos de las majors de origen anglosajón. En este contexto se inscribe el aumento constante de la demanda china e india en los últimos años, lo cual supone un escenario de precios cuanto menos inflexibles a la baja si lo cruzamos con los actuales altos niveles de producción en la mayoría de las cuencas productivas del mundo y la carencia de reservas suficientes que permitan alargar el horizonte de vida de los hidrocarburos. Sin embargo, a la luz de la creciente relevancia de los planteos sobre las energías alternativas de origen renovable, puede observarse que, directa o indirectamente, hay un conjunto de actores vinculados a las empresas multinacionales de hidrocarburos, a gobiernos de Estados con distintas orientaciones ideológicas y estratégicas y a organizaciones sociales y centros especializados en materia energética que dejan trasuntar un planteo crítico y preocupante sobre los actuales niveles de dependencia de los hidrocarburos en la matriz productiva del sistema económico internacional en un contexto de escasez cada vez más acuciante.

El debate creciente sobre las alternativas energéticas No es un dato menor que, a causa del horizonte de escasez de oferta vinculado básicamente al petróleo, se esté consolidando en el mundo un debate creciente en torno a la utilización de fuentes alternativas de generación de energía que están básicamente vinculadas a recursos naturales renovables, tales como la hidroelectricidad, la energía eólica, solar y geotermal, entre las más relevantes. A su vez, ha reaparecido con mucha fuerza en los debates energéticos globales la alternativa nucleoeléctrica para la obtención de electricidad de manera segura y barata, aunque las resistencias vinculadas a los movimientos ecologistas que rechazan la utilización masiva de la energía nuclear, junto con la necesidad de proveer estándares confiables de seguridad en la operabilidad técnica de las centrales nucleares, aparecen como dos aspectos relevantes para tener en cuenta a la hora de evaluar el impacto real de esta alternativa en el sistema internacional. Por otra parte, países como China, Italia o EE.UU. están pensando en el carbón como sustituto confiable para la obtención de energía eléctrica suficiente, a través del desarrollo de centrales termoeléctricas alimentadas a carbón y dotadas de modernos dispositivos tecnológicos, con la finalidad de evitar las externalidades negativas asociadas al perjuicio ambiental por la emisión de dióxido de carbono a la atmósfera en un contexto de incesante debate sobre la problemática ambiental, el calentamiento global y el efecto invernadero.

35 // Estrategia Energética

34 // Estrategia Energética

Otro aspecto para señalar es la creciente ola especulativa que atraviesa al mundo de los negocios petroleros, cuya génesis está relacionada con el activo papel que grandes bancos transnacionales tienen en la financiación de la industria petrolera de, fundamentalmente, origen anglosajón.

A modo de conclusión preliminar se puede inferir, entonces, que en la presente coyuntura internacional se percibe, por un lado, una profundización de la insuficiencia de oferta en materia hidrocarburífera, lo cual incrementa de manera preocupante la percepción de vulnerabilidad y/o inseguridad energética en la mayoría de los Estados nacionales, sean éstos desarrollados o subdesarrollados, y, por el otro, diversos ensayos de políticas públicas y emprendimientos privados que –ante el escenario estructuralmente declinante en materia de reservas de petróleo y gas que configura un horizonte de escasez permanente– plantean la necesidad de diversificar la matriz energética de modo de responder al incesante aumento de la demanda originada, sobre todo, en los aparatos productivos y en las grandes aglomeraciones urbanas de los países desarrollados y subdesarrollados. Estos actores están avanzando con una decidida estrategia que les permita proveerse de fuentes confiables de energía, debidamente balanceadas y diversificadas, de modo tal de reducir sus niveles de exposición y/o vulnerabilidad ante la posible emergencia de conflictos regionales que puedan poner en peligro el normal abastecimiento de los energéticos.


III Conclusiones: más dudas que certezas Un primer aspecto que resulta necesario destacar en estas breves conclusiones es el de la centralidad de las visiones tributarias de la concepción geopolítica y geoestratégica de los recursos energéticos a la hora de analizar las complejas características del tablero energético mundial.

36 // Estrategia Energética

En tal sentido, está en ciernes un proceso de reconfiguración integral que reconoce una diversidad de aspectos que deben contemplarse desde una visión más compleja. En efecto, los puntos aquí analizados en forma somera tratan de dar cuenta de la dinámica de cambios que se están instalando en el mercado de los hidrocarburos a partir del fuerte desafío planteado por Estados nacionales de diversa orientación ideológica y ubicación geoestratégica, que han dado vida a una recuperación del horizonte de las políticas públicas en materia energética y que generaron, con ello, un escenario propicio para la consolidación de un proceso de crecimiento económico y desarrollo sustentado en la apropiación creciente de los recursos naturales energéticos y de las formas de producción, comercialización, regulación y control asociadas a su explotación. A su vez, estos cambios descritos operan al mismo tiempo que la persistente acción de sectores financieros de la economía mundial que, en los últimos dos años, han orientado en forma creciente enormes flujos de dinero a las actividades productivas relacionadas con la energía y los alimentos. Esto provocó el actual escenario de sostenido aumento de precios de materia primas vitales para el crecimiento de las economías, y agravó, de esa manera, la incertidumbre asociada a las deficiencias estructurales existentes en los mercados de hidrocarburos que se observan en dos áreas vitales para su funcionamiento. Por un lado, el estancamiento en las inversiones en exploración y extracción de petróleo y gas y, por el otro, la saturación de la capacidad de refinación de buena parte de la industria hidrocarburífera, debido tanto a la falta de inversión para aumentar la capacidad de oferta disponible de combustibles líquidos al compás del incesante aumento de la demanda como a la ausencia de inversiones necesarias para financiar la conversión tecnológica de los procesos de refinación que permiten el tratamiento de crudos pesados y extrapesados. Finalmente, hay otros dos aspectos que deben señalarse. En primer lugar, el creciente debate sobre la solidez y viabilidad de alternativas de generación energética centradas, sobre todo, en los recursos naturales renovables. Esto pone en el centro de la escena la problemática de la diversificación de la matriz energética como un objetivo estratégico planteado hoy tanto por países desarrollados y subdesarrollados como por organizaciones internacionales como la ONU o la Agencia Internacional de la Energía, por citar sólo dos, y sin duda, por los mismos actores protagonistas del tablero energético mundial, entre los que debe contarse a las grandes empresas multinacionales y nacionales y los sectores produc-

La emergencia de los biocombustibles tivos, académicos y técnicos directa o indirectamente vinculados al mundo de la energía. En segundo lugar, se debe señalar la intensificación de los conflictos por el acceso a los recursos energéticos y la posesión de activos de la industria hidrocarburífera en diversas regiones del mundo, situación que es la virtual contracara de la relevancia geopolítica y geoestratégica que la energía y los recursos naturales globalmente considerados tienen en la actual coyuntura mundial. En ese juego de ajedrez de difícil proyección, sobresalen las turbulentas regiones de Medio Oriente y el golfo Pérsico –con el estrecho de Ormuz como vital paso de cerca del 40% de los recursos petrogasíferos–, el Cáucaso –verdadero hinterland delimitado por los estratégicos mar Negro y mar Caspio, hoy en el centro de las miradas mundiales a partir del conflicto desatado entre Georgia y Rusia–, el centro y sur de Asia Central, el golfo de México, el mar del Norte, la región del Delta del Maracaibo y la Faja del Orinoco–, donde Venezuela está concluyendo un proceso de certificación que la convertiría en el principal poseedor de reservas de petróleo y gas en el mundo y, finalmente, Brasil, con su enorme litoral atlántico en cuyas aguas se han producido descubrimientos de petróleo y gas a altísimas profundidades que recientemente han comenzado a ser certificados. En definitiva, parafraseando al teórico político inglés John Gray, se puede afirmar que, en la presente coyuntura, el sistema internacional está ante una reedición del Gran Juego Estratégico8 del pasado siglo XIX –que fue el ominoso preludio de las dos grandes guerras mundiales que la humanidad soportó durante el siglo XX–, por el control de los recursos hidrocarburíferos cada vez más escasos y sometidos a un complejo proceso de reconfiguraciones estructurales que en poco se parecen a las pasadas coyunturas históricas. En este escenario, una combinación de aguda observación, cautela, pensamiento complejo y voluntad política inconmovible para la planificación de un horizonte de mediano y largo plazo que permita repensar una matriz energética diversificada que minimice los riesgos de conflictos presentes y futuros, puede ser una buena receta, aunque, como todas, insuficiente. 1

Ver Sereni, Jean Pierre: “Los Estados y el arma petrolera”, Le Monde Diplomatique, marzo de 2007. Ver, también, Boletín Anual de Estadísticas de la OPEP en www.opec.org.

2

Oil % Gas Journal, Tulsa, 26-3-07.

3

Ver www.pdvsa.org

4

Ver Sereni, Jean Pierre, op. cit.

5

En tal sentido, es importante tener en cuenta dos cuestiones adicionales: hay, por un lado, una renta diferencial, definida como aquel valor que surge de la diferencia entre el precio internacional del bien y las costos de producción del mismo y, por el otro, el derecho a una ganancia razonable por parte del o de los actores que incurrieron en el riesgo de la inversión. Aquí resulta necesario advertir que esta problemática tiene una diversidad de matices en torno a los cuales analizarla. Ciertamente, los aspectos jurídicos y fiscales siempre han sido motivo de extenso debate en el sector de los hidrocarburos, ya que, en el fondo, implican la disputa por el control de la propiedad de las riquezas fósiles en sus variadas formas.

6

Suplemento iEco: “Salvavidas asiáticos para los bancos de Wall Street”, Diario Clarín, domingo 20 de enero de 2008, p. 3.

7

Ver Sereni, Jean Pierre, op. cit

8

Ver Gray, John: “El retorno del Gran Juego en la lucha por los recursos”, Tribuna, Sección Opinión, Clarín, lunes 28 de abril de 2008.

En este contexto energético mundial –surcado por enfoques que hablan recurrentemente de cómo mejorar los estándares de seguridad energética–, ha surgido, desde hace unos pocos años, una tendencia de diversificación de la matriz energética vinculada a la producción a gran escala de los denominados biocombustibles. Un dato de color para tener en cuenta en relación con este aspecto es lo señalado por el presidente de los Estados Unidos, George Bush (h), quien, en el discurso sobre el “Estado de la Unión”, pronunciado en enero de 2007, solicitó al Congreso que se intensifiquen los programas de apoyo al uso de biodiésel y se invierta en el desarrollo de bioetanol a partir de la celulosa con el objetivo de alcanzar, en el año 2017, una producción de 130.000 millones de litros de combustibles renovables o alternativos. Sin embargo, en la actualidad, el cultivo empleado en forma masiva en los EE.UU. para la obtención de bioetanol es el maíz, cuyos productores gozan de subsidios internos y de precios sostén a la producción, situación que ha sido ratificada luego de la aprobación de la Ley Agraria estadounidense, que regirá las políticas agrícolas hasta el año 2013. Asimismo, la Unión Europea fijó, hacia el año 2020, un objetivo de generación de energía proveniente de fuentes renovables cercano al 20%. En lo que respecta a Brasil, el bioetanol se obtiene de la caña de azúcar. En los últimos años, Brasil no sólo ha aumentado sus tierras cultivables destinadas a la siembra de caña –extendiendo su frontera agrícola–, sino que, además, se ha consolidado como un importante mercado exportador de bioetanol. En este sentido, durante el año 2007 ha firmado acuerdos muy sustanciales con los EE.UU. a fin de encarar en conjunto un ambicioso programa de producción de bietanol en distintos países latinoamericanos tales como los centroamericanos, México y Colombia. Asimismo, es necesario contextualizar estas decisiones en el desarrollo de una estrategia consciente llevada adelante por los ministerios de Asuntos Agrarios, de Planificación y de Relaciones Exteriores, con el objetivo de posicionar a Brasil como un proveedor competitivo y confiable de esta alternativa bioenergética.


III Conclusiones: más dudas que certezas Un primer aspecto que resulta necesario destacar en estas breves conclusiones es el de la centralidad de las visiones tributarias de la concepción geopolítica y geoestratégica de los recursos energéticos a la hora de analizar las complejas características del tablero energético mundial.

36 // Estrategia Energética

En tal sentido, está en ciernes un proceso de reconfiguración integral que reconoce una diversidad de aspectos que deben contemplarse desde una visión más compleja. En efecto, los puntos aquí analizados en forma somera tratan de dar cuenta de la dinámica de cambios que se están instalando en el mercado de los hidrocarburos a partir del fuerte desafío planteado por Estados nacionales de diversa orientación ideológica y ubicación geoestratégica, que han dado vida a una recuperación del horizonte de las políticas públicas en materia energética y que generaron, con ello, un escenario propicio para la consolidación de un proceso de crecimiento económico y desarrollo sustentado en la apropiación creciente de los recursos naturales energéticos y de las formas de producción, comercialización, regulación y control asociadas a su explotación. A su vez, estos cambios descritos operan al mismo tiempo que la persistente acción de sectores financieros de la economía mundial que, en los últimos dos años, han orientado en forma creciente enormes flujos de dinero a las actividades productivas relacionadas con la energía y los alimentos. Esto provocó el actual escenario de sostenido aumento de precios de materia primas vitales para el crecimiento de las economías, y agravó, de esa manera, la incertidumbre asociada a las deficiencias estructurales existentes en los mercados de hidrocarburos que se observan en dos áreas vitales para su funcionamiento. Por un lado, el estancamiento en las inversiones en exploración y extracción de petróleo y gas y, por el otro, la saturación de la capacidad de refinación de buena parte de la industria hidrocarburífera, debido tanto a la falta de inversión para aumentar la capacidad de oferta disponible de combustibles líquidos al compás del incesante aumento de la demanda como a la ausencia de inversiones necesarias para financiar la conversión tecnológica de los procesos de refinación que permiten el tratamiento de crudos pesados y extrapesados. Finalmente, hay otros dos aspectos que deben señalarse. En primer lugar, el creciente debate sobre la solidez y viabilidad de alternativas de generación energética centradas, sobre todo, en los recursos naturales renovables. Esto pone en el centro de la escena la problemática de la diversificación de la matriz energética como un objetivo estratégico planteado hoy tanto por países desarrollados y subdesarrollados como por organizaciones internacionales como la ONU o la Agencia Internacional de la Energía, por citar sólo dos, y sin duda, por los mismos actores protagonistas del tablero energético mundial, entre los que debe contarse a las grandes empresas multinacionales y nacionales y los sectores produc-

La emergencia de los biocombustibles tivos, académicos y técnicos directa o indirectamente vinculados al mundo de la energía. En segundo lugar, se debe señalar la intensificación de los conflictos por el acceso a los recursos energéticos y la posesión de activos de la industria hidrocarburífera en diversas regiones del mundo, situación que es la virtual contracara de la relevancia geopolítica y geoestratégica que la energía y los recursos naturales globalmente considerados tienen en la actual coyuntura mundial. En ese juego de ajedrez de difícil proyección, sobresalen las turbulentas regiones de Medio Oriente y el golfo Pérsico –con el estrecho de Ormuz como vital paso de cerca del 40% de los recursos petrogasíferos–, el Cáucaso –verdadero hinterland delimitado por los estratégicos mar Negro y mar Caspio, hoy en el centro de las miradas mundiales a partir del conflicto desatado entre Georgia y Rusia–, el centro y sur de Asia Central, el golfo de México, el mar del Norte, la región del Delta del Maracaibo y la Faja del Orinoco–, donde Venezuela está concluyendo un proceso de certificación que la convertiría en el principal poseedor de reservas de petróleo y gas en el mundo y, finalmente, Brasil, con su enorme litoral atlántico en cuyas aguas se han producido descubrimientos de petróleo y gas a altísimas profundidades que recientemente han comenzado a ser certificados. En definitiva, parafraseando al teórico político inglés John Gray, se puede afirmar que, en la presente coyuntura, el sistema internacional está ante una reedición del Gran Juego Estratégico8 del pasado siglo XIX –que fue el ominoso preludio de las dos grandes guerras mundiales que la humanidad soportó durante el siglo XX–, por el control de los recursos hidrocarburíferos cada vez más escasos y sometidos a un complejo proceso de reconfiguraciones estructurales que en poco se parecen a las pasadas coyunturas históricas. En este escenario, una combinación de aguda observación, cautela, pensamiento complejo y voluntad política inconmovible para la planificación de un horizonte de mediano y largo plazo que permita repensar una matriz energética diversificada que minimice los riesgos de conflictos presentes y futuros, puede ser una buena receta, aunque, como todas, insuficiente. 1

Ver Sereni, Jean Pierre: “Los Estados y el arma petrolera”, Le Monde Diplomatique, marzo de 2007. Ver, también, Boletín Anual de Estadísticas de la OPEP en www.opec.org.

2

Oil % Gas Journal, Tulsa, 26-3-07.

3

Ver www.pdvsa.org

4

Ver Sereni, Jean Pierre, op. cit.

5

En tal sentido, es importante tener en cuenta dos cuestiones adicionales: hay, por un lado, una renta diferencial, definida como aquel valor que surge de la diferencia entre el precio internacional del bien y las costos de producción del mismo y, por el otro, el derecho a una ganancia razonable por parte del o de los actores que incurrieron en el riesgo de la inversión. Aquí resulta necesario advertir que esta problemática tiene una diversidad de matices en torno a los cuales analizarla. Ciertamente, los aspectos jurídicos y fiscales siempre han sido motivo de extenso debate en el sector de los hidrocarburos, ya que, en el fondo, implican la disputa por el control de la propiedad de las riquezas fósiles en sus variadas formas.

6

Suplemento iEco: “Salvavidas asiáticos para los bancos de Wall Street”, Diario Clarín, domingo 20 de enero de 2008, p. 3.

7

Ver Sereni, Jean Pierre, op. cit

8

Ver Gray, John: “El retorno del Gran Juego en la lucha por los recursos”, Tribuna, Sección Opinión, Clarín, lunes 28 de abril de 2008.

En este contexto energético mundial –surcado por enfoques que hablan recurrentemente de cómo mejorar los estándares de seguridad energética–, ha surgido, desde hace unos pocos años, una tendencia de diversificación de la matriz energética vinculada a la producción a gran escala de los denominados biocombustibles. Un dato de color para tener en cuenta en relación con este aspecto es lo señalado por el presidente de los Estados Unidos, George Bush (h), quien, en el discurso sobre el “Estado de la Unión”, pronunciado en enero de 2007, solicitó al Congreso que se intensifiquen los programas de apoyo al uso de biodiésel y se invierta en el desarrollo de bioetanol a partir de la celulosa con el objetivo de alcanzar, en el año 2017, una producción de 130.000 millones de litros de combustibles renovables o alternativos. Sin embargo, en la actualidad, el cultivo empleado en forma masiva en los EE.UU. para la obtención de bioetanol es el maíz, cuyos productores gozan de subsidios internos y de precios sostén a la producción, situación que ha sido ratificada luego de la aprobación de la Ley Agraria estadounidense, que regirá las políticas agrícolas hasta el año 2013. Asimismo, la Unión Europea fijó, hacia el año 2020, un objetivo de generación de energía proveniente de fuentes renovables cercano al 20%. En lo que respecta a Brasil, el bioetanol se obtiene de la caña de azúcar. En los últimos años, Brasil no sólo ha aumentado sus tierras cultivables destinadas a la siembra de caña –extendiendo su frontera agrícola–, sino que, además, se ha consolidado como un importante mercado exportador de bioetanol. En este sentido, durante el año 2007 ha firmado acuerdos muy sustanciales con los EE.UU. a fin de encarar en conjunto un ambicioso programa de producción de bietanol en distintos países latinoamericanos tales como los centroamericanos, México y Colombia. Asimismo, es necesario contextualizar estas decisiones en el desarrollo de una estrategia consciente llevada adelante por los ministerios de Asuntos Agrarios, de Planificación y de Relaciones Exteriores, con el objetivo de posicionar a Brasil como un proveedor competitivo y confiable de esta alternativa bioenergética.


| Perspectivas para el desarrollo de la energía solar

Dilema del

GLOBO ROJO

:: Por Cecilia Laclau y Leandro Renou Nuestro país contrasta pequeñas iniciativas privadas con un ambicioso plan de la Secretaría de Energía, destinado a cubrir, con paneles fotovoltaicos, la demanda eléctrica en zonas rurales del interior. Europa y los Estados Unidos, con inversiones que superan el millón de dólares, ya construyen plantas solares termoeléctricas de hasta 100 MW de potencia. Los desiertos son la clave.


| Perspectivas para el desarrollo de la energía solar

Dilema del

GLOBO ROJO

:: Por Cecilia Laclau y Leandro Renou Nuestro país contrasta pequeñas iniciativas privadas con un ambicioso plan de la Secretaría de Energía, destinado a cubrir, con paneles fotovoltaicos, la demanda eléctrica en zonas rurales del interior. Europa y los Estados Unidos, con inversiones que superan el millón de dólares, ya construyen plantas solares termoeléctricas de hasta 100 MW de potencia. Los desiertos son la clave.


40 // Estrategia Energética

Los vaivenes en el precio del petróleo, las disputas territoriales que traban la distribución de hidrocarburos y la necesidad de reducir al máximo los niveles de contaminación establecidos en el Protocolo de Kyoto, han acelerado en todo el mundo la búsqueda de alternativas energéticas renovables. Encabezando la iniciativa, en buena parte de Europa se han planteado el objetivo de cubrir hacia el 2020 hasta un 40% de las necesidades energéticas con fuentes limpias como la eólica, la hidroeléctrica y la solar. Muy dependientes de las condiciones climáticas, territoriales y de recursos naturales, las dos primeras ya son una realidad palpable en Argentina (un 40% de la matriz eléctrica nacional es de origen hídrico y se multiplican los proyectos con molinos de viento), mientras que la solar avanza con mucha lentitud, demorada sobre todo por cuestiones de financiación de proyectos y falta de incentivo para grandes inversores. En los países con economías consolidadas que ya han agotado la explotación de su potencial hídrico, el fenómeno es claramente inverso: del informe Solar Generation 2007, elaborado por Greenpeace Internacional, se desprende que el año pasado se invirtieron en todo el mundo más de U$S 100 mil millones en recursos de producción de energías renovables, fabricación, investigación y desarrollo. Más del 90% de ese total corresponde a iniciativas encaradas por naciones europeas como España e Italia, y los Estados Unidos, pioneros en la transformación de la radiación solar en energía eléctrica. Gracias a su aporte, la energía solar ha aumentado un 40% en todo el mundo desde el año 2005. Sin embargo, y teniendo en cuenta que se encuentra en la primera etapa de crecimiento, este porcentaje se traduce en volúmenes de energía aún poco importantes respecto del resto. En EE. UU., la capacidad de generación eléctrica a través de fuentes solares creció 80 MW del 2006 al 2007, instalándose en 220 MW, con la expectativa de subir por sobre los 300 este año. No obstante, dicho país está tercero en el ranking de mayor producción solar, tras Japón (con 1.500 MW de potencia instalada) y Alemania (1.000 MW). En el cuarto lugar, está España (100 MW), que promete ganar posiciones.

En la Argentina el sol vale :::::::::::::::::::::::::::::

En el marco del último congreso internacional de energía solar, Greenpeace y un grupo de ONG calcularon que, para el año 2030, “se habrán instalado en todo el mundo más de 1.800 GW de sistemas fotovoltaicos, lo que representa más de 2600 TW/h de electricidad producida al año, un 14% de la demanda eléctrica mundial” (y dos veces y medio el consumo anual de Argentina). Una estimación optimista si se tiene en cuenta lo poco desarrollados que están actualmente los sistemas fotovoltaicos.

La Argentina no está ajena al desarrollo solar. No obstante, así como el desarrollo es lento en todo el mundo, también lo es aquí.

Si así fuera, esta energía sería suficiente para abastecer a 1.300 millones de personas en zonas desarrolladas o a más de 3.000 millones de personas en zonas rurales remotas que, en esta época, no tienen acceso a la electricidad de red. Además, la generación eléctrica por estos medios reduciría hasta 1.600 millones de toneladas de emisiones de CO2 para 2030, equivalente a las emisiones de 450 centrales térmicas de carbón. La materia prima natural está disponible, ya que la Tierra recibe del Sol una energía anual 20 veces mayor a la almacenada en todas las reservas de combustibles fósiles en el mundo y 10.000 veces superior al consumo actual. El principal interrogante es, entonces, cómo aprovechar esa fuente en forma energéticamente productiva. El principal condicionamiento para que el avance de la energía solar se multiplique en los países con desequilibrios financieros es el altísimo valor de la tecnología y, como consecuencia, el alto precio de la electricidad que de allí se genera: el costo del kW instalado está entre U$S 3.500 y 7.000. Por este motivo, los especialistas sostienen que uno de los frenos para la producción a gran escala es que “por sus características, para amortizar el costo de instalación se necesitan 20 años y eso es mucho para cualquier inversor”. Para bajar los precios y acelerar la recuperación de la inversión, los especialistas señalan que “será necesario mejorar la tecnología a través de incentivos concretos, y así poder lograr que la energía solar no sólo genere en forma aislada sino integrada a la red”.

El Proyecto de Energía Renovable en Mercados Rurales Dispersos (PERMER), que desarrolla la Secretaría de Energía de la Nación, se inició en el año 1999 con el objetivo de aumentar la calidad de vida de las comunidades rurales, promoviendo el arraigo de los pobladores al medio para así evitar la migración rural hacia centros urbanos. Es que llegar con electricidad a esos sitios implica costos muy elevados: en la actualidad, el valor promedio es de aproximadamente U$S 8.000 por usuario, con tendencia a subir a medida que aumenta el grado de dispersión de la población. Los acuerdos firmados por la Secretaría de Energía se concretaron con las provincias de Jujuy, Tucumán, Salta, Chubut, Río Negro, Mendoza, Santiago del Estero, Chaco, Misiones, Catamarca, Río Negro, Neuquén y San Juan. A estas le seguirán Córdoba, La Pampa, Mendoza, San Luis, Santa Fe y Tierra del Fuego, provincias que suscribieron acuerdos para implementarlo. La inversión total estimada del PERMER es de alrededor de US$ 58,2 millones, porque constituye el proyecto de mayor envergadura de este tipo en todo el mundo. El 70% de ese total será aportado por la Secretaría de Energía a través de un préstamo del Banco Mundial y de la donación del Fondo para el Medio Ambiente Mundial; el 4%, por el Ministerio de Educación para la electrificación de escuelas rurales; el 9%, con fondos provinciales (provenientes sobre todo del Fondo Nacional de Energía) y el 17% restante, por el sector privado: concesionarios y usuarios (el aporte de los usuarios por el pago de derechos de conexión representa, aproximadamente, el 2% del subtotal). En 2007, finalizó la primera etapa del PERMER a través de la cual se logró dar electricidad, sobre la base de la fuente solar, a

41 // Estrategia Energética

En los países con economías consolidadas que ya han agotado la explotación de su potencial hídrico, el fenómeno es claramente inverso: del informe Solar Generation 2007, elaborado por Greenpeace Internacional, se desprende que el año pasado se invirtieron en todo el mundo más de U$S 100 mil millones en recursos de producción de energías renovables, fabricación, investigación y desarrollo.

Proyecciones a futuro ::::::::::::::::::::::::::::::::::::


40 // Estrategia Energética

Los vaivenes en el precio del petróleo, las disputas territoriales que traban la distribución de hidrocarburos y la necesidad de reducir al máximo los niveles de contaminación establecidos en el Protocolo de Kyoto, han acelerado en todo el mundo la búsqueda de alternativas energéticas renovables. Encabezando la iniciativa, en buena parte de Europa se han planteado el objetivo de cubrir hacia el 2020 hasta un 40% de las necesidades energéticas con fuentes limpias como la eólica, la hidroeléctrica y la solar. Muy dependientes de las condiciones climáticas, territoriales y de recursos naturales, las dos primeras ya son una realidad palpable en Argentina (un 40% de la matriz eléctrica nacional es de origen hídrico y se multiplican los proyectos con molinos de viento), mientras que la solar avanza con mucha lentitud, demorada sobre todo por cuestiones de financiación de proyectos y falta de incentivo para grandes inversores. En los países con economías consolidadas que ya han agotado la explotación de su potencial hídrico, el fenómeno es claramente inverso: del informe Solar Generation 2007, elaborado por Greenpeace Internacional, se desprende que el año pasado se invirtieron en todo el mundo más de U$S 100 mil millones en recursos de producción de energías renovables, fabricación, investigación y desarrollo. Más del 90% de ese total corresponde a iniciativas encaradas por naciones europeas como España e Italia, y los Estados Unidos, pioneros en la transformación de la radiación solar en energía eléctrica. Gracias a su aporte, la energía solar ha aumentado un 40% en todo el mundo desde el año 2005. Sin embargo, y teniendo en cuenta que se encuentra en la primera etapa de crecimiento, este porcentaje se traduce en volúmenes de energía aún poco importantes respecto del resto. En EE. UU., la capacidad de generación eléctrica a través de fuentes solares creció 80 MW del 2006 al 2007, instalándose en 220 MW, con la expectativa de subir por sobre los 300 este año. No obstante, dicho país está tercero en el ranking de mayor producción solar, tras Japón (con 1.500 MW de potencia instalada) y Alemania (1.000 MW). En el cuarto lugar, está España (100 MW), que promete ganar posiciones.

En la Argentina el sol vale :::::::::::::::::::::::::::::

En el marco del último congreso internacional de energía solar, Greenpeace y un grupo de ONG calcularon que, para el año 2030, “se habrán instalado en todo el mundo más de 1.800 GW de sistemas fotovoltaicos, lo que representa más de 2600 TW/h de electricidad producida al año, un 14% de la demanda eléctrica mundial” (y dos veces y medio el consumo anual de Argentina). Una estimación optimista si se tiene en cuenta lo poco desarrollados que están actualmente los sistemas fotovoltaicos.

La Argentina no está ajena al desarrollo solar. No obstante, así como el desarrollo es lento en todo el mundo, también lo es aquí.

Si así fuera, esta energía sería suficiente para abastecer a 1.300 millones de personas en zonas desarrolladas o a más de 3.000 millones de personas en zonas rurales remotas que, en esta época, no tienen acceso a la electricidad de red. Además, la generación eléctrica por estos medios reduciría hasta 1.600 millones de toneladas de emisiones de CO2 para 2030, equivalente a las emisiones de 450 centrales térmicas de carbón. La materia prima natural está disponible, ya que la Tierra recibe del Sol una energía anual 20 veces mayor a la almacenada en todas las reservas de combustibles fósiles en el mundo y 10.000 veces superior al consumo actual. El principal interrogante es, entonces, cómo aprovechar esa fuente en forma energéticamente productiva. El principal condicionamiento para que el avance de la energía solar se multiplique en los países con desequilibrios financieros es el altísimo valor de la tecnología y, como consecuencia, el alto precio de la electricidad que de allí se genera: el costo del kW instalado está entre U$S 3.500 y 7.000. Por este motivo, los especialistas sostienen que uno de los frenos para la producción a gran escala es que “por sus características, para amortizar el costo de instalación se necesitan 20 años y eso es mucho para cualquier inversor”. Para bajar los precios y acelerar la recuperación de la inversión, los especialistas señalan que “será necesario mejorar la tecnología a través de incentivos concretos, y así poder lograr que la energía solar no sólo genere en forma aislada sino integrada a la red”.

El Proyecto de Energía Renovable en Mercados Rurales Dispersos (PERMER), que desarrolla la Secretaría de Energía de la Nación, se inició en el año 1999 con el objetivo de aumentar la calidad de vida de las comunidades rurales, promoviendo el arraigo de los pobladores al medio para así evitar la migración rural hacia centros urbanos. Es que llegar con electricidad a esos sitios implica costos muy elevados: en la actualidad, el valor promedio es de aproximadamente U$S 8.000 por usuario, con tendencia a subir a medida que aumenta el grado de dispersión de la población. Los acuerdos firmados por la Secretaría de Energía se concretaron con las provincias de Jujuy, Tucumán, Salta, Chubut, Río Negro, Mendoza, Santiago del Estero, Chaco, Misiones, Catamarca, Río Negro, Neuquén y San Juan. A estas le seguirán Córdoba, La Pampa, Mendoza, San Luis, Santa Fe y Tierra del Fuego, provincias que suscribieron acuerdos para implementarlo. La inversión total estimada del PERMER es de alrededor de US$ 58,2 millones, porque constituye el proyecto de mayor envergadura de este tipo en todo el mundo. El 70% de ese total será aportado por la Secretaría de Energía a través de un préstamo del Banco Mundial y de la donación del Fondo para el Medio Ambiente Mundial; el 4%, por el Ministerio de Educación para la electrificación de escuelas rurales; el 9%, con fondos provinciales (provenientes sobre todo del Fondo Nacional de Energía) y el 17% restante, por el sector privado: concesionarios y usuarios (el aporte de los usuarios por el pago de derechos de conexión representa, aproximadamente, el 2% del subtotal). En 2007, finalizó la primera etapa del PERMER a través de la cual se logró dar electricidad, sobre la base de la fuente solar, a

41 // Estrategia Energética

En los países con economías consolidadas que ya han agotado la explotación de su potencial hídrico, el fenómeno es claramente inverso: del informe Solar Generation 2007, elaborado por Greenpeace Internacional, se desprende que el año pasado se invirtieron en todo el mundo más de U$S 100 mil millones en recursos de producción de energías renovables, fabricación, investigación y desarrollo.

Proyecciones a futuro ::::::::::::::::::::::::::::::::::::


42 // Estrategia Energética

540 escuelas, 3.260 viviendas y 76 servicios públicos; a estos, se sumarán otros 1.049, 3.100 y 200, respectivamente, que se encuentran en ejecución. En su segunda parte, el programa prevé electrificar 600 escuelas, con una inversión cercana a los U$S 11 millones. El promedio en potencia instalada es de 600 Wp por escuela y el precio, de acuerdo con las licitaciones efectuadas, asciende a U$S 35 por Wp instalado (watts, o vatios, pico es la potencia que puede generar como máximo en el pico de la recepción de radiación solar). La inversión total prevista para la segunda etapa es de aproximadamente U$S 43 millones. Con este sistema, un usuario residencial que cuenta con un panel de 100 vatios pico de potencia puede recibir unas 4 ó 5 horas de luz natural diaria. Esa potencia es la que almacenan las baterías del panel y que, luego, el usuario distribuye a lo largo del día como mejor le resulte. Según Greenpeace, en Argentina “faltan incentivos y cambios regulatorios para que la energía solar pueda empezar a sumar potencia a la red eléctrica”, aunque sí el país recibe una insolación muy importante y favorable para el uso de esta fuente: “la zona centro –señala el trabajo– posee una insolación de unos 1.600 kW/hm2/año, que es un excelente recurso, comparable con las regiones más insoladas de Europa”. Sin embargo, según el organismo, el recurso es desaprovechado ya que la capacidad instalada de la Argentina es de alrededor de 2.000 kWp. No obstante el reclamo, Argentina cuenta con legislación al respecto: la ley de Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar (Nº 25.019, de 1998), que declara de interés nacional la generación eléctrica producida a partir de estas fuentes.

Marta Carrizo, coordinadora de Proyectos del PERMER, aseguró a Estrategia Energética que “formalmente, el PERMER debería concluir a fines de este año, pero, como quedaron proyectos pendientes, están gestionando un nuevo préstamo por U$S 50 millones para extenderlo por tres años más”. Lo que queda pendiente son “algunas escuelas y muchos clientes residenciales”. Además, pretenden instalar bombeadores de agua a energía solar, porque tampoco hay agua. El retraso, sostuvo Carrizo, se dio en parte por una cuestión de abastecimiento para la fabricación de los paneles debido a los precios: “durante el 2006 y 2007, hubo escasez mundial de silicio y se pararon las ventas de paneles. Esto aumentó el precio”, explicó. La mayoría de los oferentes en las licitaciones son empresas extranjeras, como Siemens o Elecnor. Con respecto al avance en las provincias, Carrizo sostuvo que “Jujuy es la más avanzada porque incluso empezó a trabajar antes del PERMER y tiene el 100% de las escuelas cubiertas”. Asimismo, agregó que “en Entre Ríos y Santa Fe no se hizo nada y en Santiago del Estero muy poco. Salta y Tucumán son las más ordenadas aunque aún les faltan escuelas”.

La Tierra recibe del Sol una energía anual 20 veces mayor a la almacenada en todas las reservas de combustibles fósiles en el mundo y 10.000 veces superior al consumo actual.


42 // Estrategia Energética

540 escuelas, 3.260 viviendas y 76 servicios públicos; a estos, se sumarán otros 1.049, 3.100 y 200, respectivamente, que se encuentran en ejecución. En su segunda parte, el programa prevé electrificar 600 escuelas, con una inversión cercana a los U$S 11 millones. El promedio en potencia instalada es de 600 Wp por escuela y el precio, de acuerdo con las licitaciones efectuadas, asciende a U$S 35 por Wp instalado (watts, o vatios, pico es la potencia que puede generar como máximo en el pico de la recepción de radiación solar). La inversión total prevista para la segunda etapa es de aproximadamente U$S 43 millones. Con este sistema, un usuario residencial que cuenta con un panel de 100 vatios pico de potencia puede recibir unas 4 ó 5 horas de luz natural diaria. Esa potencia es la que almacenan las baterías del panel y que, luego, el usuario distribuye a lo largo del día como mejor le resulte. Según Greenpeace, en Argentina “faltan incentivos y cambios regulatorios para que la energía solar pueda empezar a sumar potencia a la red eléctrica”, aunque sí el país recibe una insolación muy importante y favorable para el uso de esta fuente: “la zona centro –señala el trabajo– posee una insolación de unos 1.600 kW/hm2/año, que es un excelente recurso, comparable con las regiones más insoladas de Europa”. Sin embargo, según el organismo, el recurso es desaprovechado ya que la capacidad instalada de la Argentina es de alrededor de 2.000 kWp. No obstante el reclamo, Argentina cuenta con legislación al respecto: la ley de Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar (Nº 25.019, de 1998), que declara de interés nacional la generación eléctrica producida a partir de estas fuentes.

Marta Carrizo, coordinadora de Proyectos del PERMER, aseguró a Estrategia Energética que “formalmente, el PERMER debería concluir a fines de este año, pero, como quedaron proyectos pendientes, están gestionando un nuevo préstamo por U$S 50 millones para extenderlo por tres años más”. Lo que queda pendiente son “algunas escuelas y muchos clientes residenciales”. Además, pretenden instalar bombeadores de agua a energía solar, porque tampoco hay agua. El retraso, sostuvo Carrizo, se dio en parte por una cuestión de abastecimiento para la fabricación de los paneles debido a los precios: “durante el 2006 y 2007, hubo escasez mundial de silicio y se pararon las ventas de paneles. Esto aumentó el precio”, explicó. La mayoría de los oferentes en las licitaciones son empresas extranjeras, como Siemens o Elecnor. Con respecto al avance en las provincias, Carrizo sostuvo que “Jujuy es la más avanzada porque incluso empezó a trabajar antes del PERMER y tiene el 100% de las escuelas cubiertas”. Asimismo, agregó que “en Entre Ríos y Santa Fe no se hizo nada y en Santiago del Estero muy poco. Salta y Tucumán son las más ordenadas aunque aún les faltan escuelas”.

La Tierra recibe del Sol una energía anual 20 veces mayor a la almacenada en todas las reservas de combustibles fósiles en el mundo y 10.000 veces superior al consumo actual.


Europa, tras el faraónico proyecto del Sahara

Las plantas solares termoeléctricas ::::::::::::: Sobre todo en los países con mayores necesidades de independencia de los hidrocarburos, las plantas de generación eléctrica solar han comenzado a ser tomadas con bastante seriedad: estas usinas, por lo general instaladas en zonas desérticas, se caracterizan por poder generar mayor producción eléctrica en períodos de gran consumo –las horas centrales del día de los meses más calurosos–, en los que se dispara la demanda de aires acondicionados. En junio de 2007, la española Acciona conectó a la red eléctrica de los Estados Unidos la planta solar térmica más importante que se haya construido en el mundo en los últimos 17 años. Ubicada en el estado de Nevada, la Nevada Solar One, de 64 MW de potencia, representó una inversión de € 220 millones. Ocupa una superficie de 1,4 millones de m 2 y consta de 760 colectores que concentran las radiaciones. Se espera que la instalación genere más de 130 millones de kW/h anuales, producción que inyecta en la red y es adquirida por las compañías eléctricas Nevada Power y Serra Pacific, según contratos de compra suscriptos a 20 años. Ello favorece el cumplimiento de los requerimientos establecidos por el estado de Nevada de alcanzar, en 2013, una cobertura del 20% del consumo eléctrico mediante energías renovables (un 5% sería sólo solar). Acciona, la empresa líder en construcción de estas plantas, tiene planes de instalación en otros tres estados del suroeste de EE. UU. (California, Arizona y Nuevo México), por una potencia total de 2.000 MW. En España, en tanto, la compañía instaló en Córdoba dos plantas de 50 MW cada una, que

estarán operativas en 2010 y producirán 244 millones de kW/ h por año, electricidad equivalente al consumo de 75 mil hogares. Las plantas ocuparán una superficie de 260 hectáreas –semejante a 360 canchas de fútbol–, con 1.520 colectores y 364.800 espejos receptores de radiación. La inversión total fue de € 500 millones. En tanto, en Portugal, Acciona está instalando otra importante granja solar fotovoltaica. Con una inversión de € 318 millones, se espera que aporte 45 MW anuales para abastecer a 30 mil hogares. Está ubicada en la pequeña ciudad de Mouro, al este del país, zona que cuenta con el mayor porcentaje de luz solar anual por metro cuadrado de toda Europa. Portugal no tiene petróleo, gas ni carbón, por eso pretende revolucionar con su apuesta a las tecnologías limpias: se espera que, para el 2020, generen el 31% de la energía a través de fuentes renovables. La envergadura de estas obras ha dejado como una anécdota en el tiempo lo que fue la primera gran central solar del mundo, instalada en Alemania hace sólo cuatro años y que hoy abastece a 1.800 hogares: localizada en Leipzig, contaba con 33.500 paneles modulares monocristalinos y una capacidad de producción de 5 MW. La inversión del proyecto fue, allá por 2004, de € 20 millones y la construyeron la alemana Geosol y Shell Solar, filial del grupo petrolero. Actualmente, las energías renovables sólo representan un 10% de la producción total de electricidad en Alemania, pero el Gobierno pretende doblar la cuota antes del 2020.

45 // Estrategia Energética

En el marco de la tan promocionada política “20-20-20” –con la que los europeos pretenden reducir su consumo energético en un 20% de aquí a 2020, logrando además un 20% de generación renovable–, el Viejo Continente evaluó hace unos meses una revolucionaria apuesta en materia de fuentes solares: plagar de paneles fotovoltaicos los 9 millones de km2 de arena del desierto más famoso del mundo, el Sahara. Con el apoyo confirmado de Francia y el Reino Unido, la iniciativa está siendo debatida por ministros y eurodiputados para llegar a fin de año convertida en ley. El Instituto Europeo de Energía considera que, de realizarse, podría suministrar toda la energía requerida por Europa. La inversión total del proyecto podría oscilar los € 500 millones, de aquí a 2050, para producir 100 GW. Esto responde a que, al costo de los paneles, hay que sumarle el valor de la línea de transmisión para comunicar el desierto con el sur de Italia, y llevar la energía por allí y a través de la conexión ya existente que une Marruecos y España. De todas maneras, resta el visto bueno de los países de África del Norte, con quienes la UE debería negociar la instalación de una planta de las dimensiones de Gales (20 mil km2).


Europa, tras el faraónico proyecto del Sahara

Las plantas solares termoeléctricas ::::::::::::: Sobre todo en los países con mayores necesidades de independencia de los hidrocarburos, las plantas de generación eléctrica solar han comenzado a ser tomadas con bastante seriedad: estas usinas, por lo general instaladas en zonas desérticas, se caracterizan por poder generar mayor producción eléctrica en períodos de gran consumo –las horas centrales del día de los meses más calurosos–, en los que se dispara la demanda de aires acondicionados. En junio de 2007, la española Acciona conectó a la red eléctrica de los Estados Unidos la planta solar térmica más importante que se haya construido en el mundo en los últimos 17 años. Ubicada en el estado de Nevada, la Nevada Solar One, de 64 MW de potencia, representó una inversión de € 220 millones. Ocupa una superficie de 1,4 millones de m 2 y consta de 760 colectores que concentran las radiaciones. Se espera que la instalación genere más de 130 millones de kW/h anuales, producción que inyecta en la red y es adquirida por las compañías eléctricas Nevada Power y Serra Pacific, según contratos de compra suscriptos a 20 años. Ello favorece el cumplimiento de los requerimientos establecidos por el estado de Nevada de alcanzar, en 2013, una cobertura del 20% del consumo eléctrico mediante energías renovables (un 5% sería sólo solar). Acciona, la empresa líder en construcción de estas plantas, tiene planes de instalación en otros tres estados del suroeste de EE. UU. (California, Arizona y Nuevo México), por una potencia total de 2.000 MW. En España, en tanto, la compañía instaló en Córdoba dos plantas de 50 MW cada una, que

estarán operativas en 2010 y producirán 244 millones de kW/ h por año, electricidad equivalente al consumo de 75 mil hogares. Las plantas ocuparán una superficie de 260 hectáreas –semejante a 360 canchas de fútbol–, con 1.520 colectores y 364.800 espejos receptores de radiación. La inversión total fue de € 500 millones. En tanto, en Portugal, Acciona está instalando otra importante granja solar fotovoltaica. Con una inversión de € 318 millones, se espera que aporte 45 MW anuales para abastecer a 30 mil hogares. Está ubicada en la pequeña ciudad de Mouro, al este del país, zona que cuenta con el mayor porcentaje de luz solar anual por metro cuadrado de toda Europa. Portugal no tiene petróleo, gas ni carbón, por eso pretende revolucionar con su apuesta a las tecnologías limpias: se espera que, para el 2020, generen el 31% de la energía a través de fuentes renovables. La envergadura de estas obras ha dejado como una anécdota en el tiempo lo que fue la primera gran central solar del mundo, instalada en Alemania hace sólo cuatro años y que hoy abastece a 1.800 hogares: localizada en Leipzig, contaba con 33.500 paneles modulares monocristalinos y una capacidad de producción de 5 MW. La inversión del proyecto fue, allá por 2004, de € 20 millones y la construyeron la alemana Geosol y Shell Solar, filial del grupo petrolero. Actualmente, las energías renovables sólo representan un 10% de la producción total de electricidad en Alemania, pero el Gobierno pretende doblar la cuota antes del 2020.

45 // Estrategia Energética

En el marco de la tan promocionada política “20-20-20” –con la que los europeos pretenden reducir su consumo energético en un 20% de aquí a 2020, logrando además un 20% de generación renovable–, el Viejo Continente evaluó hace unos meses una revolucionaria apuesta en materia de fuentes solares: plagar de paneles fotovoltaicos los 9 millones de km2 de arena del desierto más famoso del mundo, el Sahara. Con el apoyo confirmado de Francia y el Reino Unido, la iniciativa está siendo debatida por ministros y eurodiputados para llegar a fin de año convertida en ley. El Instituto Europeo de Energía considera que, de realizarse, podría suministrar toda la energía requerida por Europa. La inversión total del proyecto podría oscilar los € 500 millones, de aquí a 2050, para producir 100 GW. Esto responde a que, al costo de los paneles, hay que sumarle el valor de la línea de transmisión para comunicar el desierto con el sur de Italia, y llevar la energía por allí y a través de la conexión ya existente que une Marruecos y España. De todas maneras, resta el visto bueno de los países de África del Norte, con quienes la UE debería negociar la instalación de una planta de las dimensiones de Gales (20 mil km2).


En el Norte argentino, sobre todo en lugares de poca densidad demográfica, es común ver “hornos solares”, una especie de calentadores que, en lugar del poder calorífico del gas, usan la radiación solar para cocinar. Tienen la forma de una antena satelital, y su estructura metálica recoge el calor del sol y lo proyecta en forma más directa sobre una pequeña base, también metálica, que oficia de única hornalla. Así, se busca satisfacer una necesidad en lugares alejados de la red eléctrica tradicional. Pero estos calentadores no son los únicos dispositivos que funcionan únicamente sobre la base de la energía proveniente del Sol: en la Universidad Nacional de General Sarmiento, un equipo coordinado por el Dr. Rodolfo Echarri desarrolló el primer prototipo local de heladera solar. Pensada para ser utilizada en zonas rurales y de bajos recursos, la heladera es capaz de producir 800 kg de hielo por día por m2 de superficie de colector solar, aunque se está trabajando para alcanzar los 5 kg de hielo diarios. “A eso es a lo que apuntamos de aquí a fin de año”, sostuvo el Dr. Echarri en diálogo con Estrategia Energética. Y explicó que “una heladera de este tipo tendría un costo de fabricación similar al de una tradicional, aunque –aclaró– no va a competir con una heladera normal, porque está pensada para ser usada en zonas donde no hay energía eléctrica”. Su funcionamiento se basa en los procesos de adsorción (atracción y retención de una sustancia en la superficie de un cuerpo) y desorción (emisión de un fluido previamente absorbido). La heladera consta de un colector, un condensador y una cámara fría. El colector está formado por unos tubos de hierro que contienen carbón impregnado con metanol, que son expuestos al sol. Con el calor, el metanol se evapora y pasa al condensador, donde se vuelve líquido de nuevo. De noche, cuando la temperatura del colector baja, el carbón vuelve a adsorber el metanol. Esto provoca su evaporación en la cámara fría, lo que hace bajar la temperatura y, por lo tanto, genera hielo. En cuanto a los días de poco sol, Echarri reconoció que “esta es una de las preocupaciones más importantes que tenemos en el grupo”, y por eso están tratando “de producir la suficiente cantidad de hielo como reserva de frío para esos días”. Como dos extremos que se unen, la cocina y la heladera solar son dos dispositivos que prescinden de la electricidad para cumplir sus funciones.

47 // Estrategia Energética

05 // Estrategia Energética

Sin cables: calor y frío con energía solar


En el Norte argentino, sobre todo en lugares de poca densidad demográfica, es común ver “hornos solares”, una especie de calentadores que, en lugar del poder calorífico del gas, usan la radiación solar para cocinar. Tienen la forma de una antena satelital, y su estructura metálica recoge el calor del sol y lo proyecta en forma más directa sobre una pequeña base, también metálica, que oficia de única hornalla. Así, se busca satisfacer una necesidad en lugares alejados de la red eléctrica tradicional. Pero estos calentadores no son los únicos dispositivos que funcionan únicamente sobre la base de la energía proveniente del Sol: en la Universidad Nacional de General Sarmiento, un equipo coordinado por el Dr. Rodolfo Echarri desarrolló el primer prototipo local de heladera solar. Pensada para ser utilizada en zonas rurales y de bajos recursos, la heladera es capaz de producir 800 kg de hielo por día por m2 de superficie de colector solar, aunque se está trabajando para alcanzar los 5 kg de hielo diarios. “A eso es a lo que apuntamos de aquí a fin de año”, sostuvo el Dr. Echarri en diálogo con Estrategia Energética. Y explicó que “una heladera de este tipo tendría un costo de fabricación similar al de una tradicional, aunque –aclaró– no va a competir con una heladera normal, porque está pensada para ser usada en zonas donde no hay energía eléctrica”. Su funcionamiento se basa en los procesos de adsorción (atracción y retención de una sustancia en la superficie de un cuerpo) y desorción (emisión de un fluido previamente absorbido). La heladera consta de un colector, un condensador y una cámara fría. El colector está formado por unos tubos de hierro que contienen carbón impregnado con metanol, que son expuestos al sol. Con el calor, el metanol se evapora y pasa al condensador, donde se vuelve líquido de nuevo. De noche, cuando la temperatura del colector baja, el carbón vuelve a adsorber el metanol. Esto provoca su evaporación en la cámara fría, lo que hace bajar la temperatura y, por lo tanto, genera hielo. En cuanto a los días de poco sol, Echarri reconoció que “esta es una de las preocupaciones más importantes que tenemos en el grupo”, y por eso están tratando “de producir la suficiente cantidad de hielo como reserva de frío para esos días”. Como dos extremos que se unen, la cocina y la heladera solar son dos dispositivos que prescinden de la electricidad para cumplir sus funciones.

47 // Estrategia Energética

05 // Estrategia Energética

Sin cables: calor y frío con energía solar


Estratégicas

La primera represa eléctrica luego de 20 años Proyectos de energía nuclear La venta de Edelap Central eléctrica para Bahía Blanca TGN con nuevo accionista

Nuevas turbinas generadoras de electricidad

Más potencia eléctrica de la Central Térmica Güemes El grupo Albanesi pone en marcha tres turbinas

Gas Natural BAN vende y compra Enarsa construirá una central termoeléctrica en Santa Fe

Inversiones

Planta de biodiésel Las AFJP, unidas para construir una central térmica privada

Yacyretá y otra línea de generación

49 // Estrategia Energética

Petrobras, con inversiones en más de una dirección


Estratégicas

La primera represa eléctrica luego de 20 años Proyectos de energía nuclear La venta de Edelap Central eléctrica para Bahía Blanca TGN con nuevo accionista

Nuevas turbinas generadoras de electricidad

Más potencia eléctrica de la Central Térmica Güemes El grupo Albanesi pone en marcha tres turbinas

Gas Natural BAN vende y compra Enarsa construirá una central termoeléctrica en Santa Fe

Inversiones

Planta de biodiésel Las AFJP, unidas para construir una central térmica privada

Yacyretá y otra línea de generación

49 // Estrategia Energética

Petrobras, con inversiones en más de una dirección


La primera represa eléctrica luego de 20 años Con una inversión que ya insumió más de U$S 250 millones financiados por el Estado argentino y la provincia de San Juan, la represa eléctrica Caracoles va camino de hacerse realidad. Ubicada en la cordillera de los Andes, se nutrirá del río San Juan y permitirá aportar el 40% de la energía a esa provincia. Se trata de la obra hidroeléctrica en ejecución más importante de la Argentina y será un complejo con posibilidad de construir más represas.

Proyectos de energía nuclear

50 // Estrategia Energética

El Gobierno nacional manifestó su interés en ampliar la oferta de energía nuclear para agregar al sistema eléctrico entre 1.400 y 1.600 MW de generación nuclear, a un costo de aproximadamente U$S 3.000 millones. En la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) estiman que estas centrales estarían operativas en el año 2013. Con la concreción de dichos proyectos, el Estado argentino apunta a aumentar la oferta nuclear en la matriz energética total, que actualmente no supera el 3%. Mientras, se reconoció que para el 2011 estará finalizada la construcción de Atucha II. Cuando entren al sistema los 750 MW de esa central, los casi 650 MW de su antecesora Atucha saldrán de servicio.

La venta de Edelap La firma argentina Emdersa pretende comprar Edelap, la tercera empresa eléctrica más importante del país, con casi 300 mil clientes en la provincia de Buenos Aires. La operación también incluye a la empresa EDES, por lo que la cifra de usuarios alcanzaría un total de 450 mil. Emdersa controla las distribuidoras eléctricas de San Luis (Edesal), La Rioja (Edelar) y Salta (Edesa). Actualmente es gestionada por la norteamericana GPU y por los fondos de inversión extranjeros D.E. Shaw Laminer Emerging Markets, J.P. Morgan y Whitewater.

Central eléctrica para Bahía Blanca La petroquímica Solvay Indupa y la firma Albanesi anunciaron la conformación de una sociedad para construir una usina de generación en Bahía Blanca, que demandará una inversión de U$S 150 millones. En una primera etapa en ciclo abierto, la puesta en marcha de la central generará 120 MW y, posteriormente, en ciclo cerrado, llevará la capacidad total de generación a 165 MW. “Se trata de una nueva alternativa industrial para acompañar el crecimiento de nuestro país”, dijo el presidente de Albanesi, Armando Losón.

TGN con nuevo accionista El Bank of America pagó, a través del fondo Blue Ridge Investments, más de $ 103 millones por el 23% de las acciones de TGN, la principal compañía transportadora de electricidad del país. Las acciones pertenecían a la empresa energética estadounidense CMS Energy.

A través de esta compra, el Bank of America también se beneficia con el fallo favorable que CMS Energy consiguió contra la Argentina en el CIADI debido a la pesificación de las tarifas en 2002.

Petrobras, con inversiones en más de una dirección La petrolera brasileña anunció que desembolsará más de U$S 5.000 millones para comprar alrededor de 146 embarcaciones que servirán para la exploración marina de petróleo. La empresa estatal pretende tener las nuevas embarcaciones listas para el año 2017. El plan de construcción naval está dirigido a ayudar a Petrobras a explotar los grandes descubrimientos petroleros de mar profundo cerca del litoral de Río de Janeiro. En este sentido, Brasil dijo que comprará a distintos astilleros argentinos una nueva flota de buques petroleros y plataformas marinas. Al mismo tiempo, se indicó que ya está en la fase final la primera plataforma 100% brasileña, con un costo de U$S 800 millones. Esta se denomina P-51, y es una estructura de 49.000 toneladas de peso y 63 metros de altura. Su capacidad de producción diaria será de 180.000 barriles de petróleo y de 6 millones de metros cúbicos de gas. Petrobras inauguró el año pasado cinco nuevas plataformas que agregaron 590.000 barriles a su capacidad de producción diaria y este año tiene previstas colocar en operación otras cuatro.

Nuevas turbinas generadoras de electricidad El Gobierno nacional recibirá 11 turbinas de 25 MW de generación de electricidad, que formarán parte del programa “Energía Distribuida”, que impulsa el Ministerio de Planificación. Estas turbinas permitirán incrementar la oferta de electricidad en localidades clave del noroeste, noreste y centro del país. En total, se trata de una inversión de U$S 120 millones, de los cuales Emgasud ya invirtió U$S 50 millones en la compra de cuatro equipos, en tanto la filial local de GE aportará otros U$S 70 millones para adquirir los siete restantes y alquilárselos a Emgasud.

Más potencia eléctrica de la Central Térmica Güemes La Central Térmica Güemes, que opera en Salta el Grupo Pampa Holding, comenzó a generar una potencia adicional de 100 MW, con lo que totaliza más de 360 MW que abastecen en forma directa al 66% de la demanda promedio de energía existente en la provincia norteña. La inversión de U$S 80 millones se propuso incrementar en un 40% su potencia instalada actual. Se trata de la primera expansión que realiza el sector privado desde 2001, y será además el primer aporte en el marco del plan Energía Plus, que permitirá fijar el valor de la energía en contratos con la industria consumidora.


La primera represa eléctrica luego de 20 años Con una inversión que ya insumió más de U$S 250 millones financiados por el Estado argentino y la provincia de San Juan, la represa eléctrica Caracoles va camino de hacerse realidad. Ubicada en la cordillera de los Andes, se nutrirá del río San Juan y permitirá aportar el 40% de la energía a esa provincia. Se trata de la obra hidroeléctrica en ejecución más importante de la Argentina y será un complejo con posibilidad de construir más represas.

Proyectos de energía nuclear

50 // Estrategia Energética

El Gobierno nacional manifestó su interés en ampliar la oferta de energía nuclear para agregar al sistema eléctrico entre 1.400 y 1.600 MW de generación nuclear, a un costo de aproximadamente U$S 3.000 millones. En la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) estiman que estas centrales estarían operativas en el año 2013. Con la concreción de dichos proyectos, el Estado argentino apunta a aumentar la oferta nuclear en la matriz energética total, que actualmente no supera el 3%. Mientras, se reconoció que para el 2011 estará finalizada la construcción de Atucha II. Cuando entren al sistema los 750 MW de esa central, los casi 650 MW de su antecesora Atucha saldrán de servicio.

La venta de Edelap La firma argentina Emdersa pretende comprar Edelap, la tercera empresa eléctrica más importante del país, con casi 300 mil clientes en la provincia de Buenos Aires. La operación también incluye a la empresa EDES, por lo que la cifra de usuarios alcanzaría un total de 450 mil. Emdersa controla las distribuidoras eléctricas de San Luis (Edesal), La Rioja (Edelar) y Salta (Edesa). Actualmente es gestionada por la norteamericana GPU y por los fondos de inversión extranjeros D.E. Shaw Laminer Emerging Markets, J.P. Morgan y Whitewater.

Central eléctrica para Bahía Blanca La petroquímica Solvay Indupa y la firma Albanesi anunciaron la conformación de una sociedad para construir una usina de generación en Bahía Blanca, que demandará una inversión de U$S 150 millones. En una primera etapa en ciclo abierto, la puesta en marcha de la central generará 120 MW y, posteriormente, en ciclo cerrado, llevará la capacidad total de generación a 165 MW. “Se trata de una nueva alternativa industrial para acompañar el crecimiento de nuestro país”, dijo el presidente de Albanesi, Armando Losón.

TGN con nuevo accionista El Bank of America pagó, a través del fondo Blue Ridge Investments, más de $ 103 millones por el 23% de las acciones de TGN, la principal compañía transportadora de electricidad del país. Las acciones pertenecían a la empresa energética estadounidense CMS Energy.

A través de esta compra, el Bank of America también se beneficia con el fallo favorable que CMS Energy consiguió contra la Argentina en el CIADI debido a la pesificación de las tarifas en 2002.

Petrobras, con inversiones en más de una dirección La petrolera brasileña anunció que desembolsará más de U$S 5.000 millones para comprar alrededor de 146 embarcaciones que servirán para la exploración marina de petróleo. La empresa estatal pretende tener las nuevas embarcaciones listas para el año 2017. El plan de construcción naval está dirigido a ayudar a Petrobras a explotar los grandes descubrimientos petroleros de mar profundo cerca del litoral de Río de Janeiro. En este sentido, Brasil dijo que comprará a distintos astilleros argentinos una nueva flota de buques petroleros y plataformas marinas. Al mismo tiempo, se indicó que ya está en la fase final la primera plataforma 100% brasileña, con un costo de U$S 800 millones. Esta se denomina P-51, y es una estructura de 49.000 toneladas de peso y 63 metros de altura. Su capacidad de producción diaria será de 180.000 barriles de petróleo y de 6 millones de metros cúbicos de gas. Petrobras inauguró el año pasado cinco nuevas plataformas que agregaron 590.000 barriles a su capacidad de producción diaria y este año tiene previstas colocar en operación otras cuatro.

Nuevas turbinas generadoras de electricidad El Gobierno nacional recibirá 11 turbinas de 25 MW de generación de electricidad, que formarán parte del programa “Energía Distribuida”, que impulsa el Ministerio de Planificación. Estas turbinas permitirán incrementar la oferta de electricidad en localidades clave del noroeste, noreste y centro del país. En total, se trata de una inversión de U$S 120 millones, de los cuales Emgasud ya invirtió U$S 50 millones en la compra de cuatro equipos, en tanto la filial local de GE aportará otros U$S 70 millones para adquirir los siete restantes y alquilárselos a Emgasud.

Más potencia eléctrica de la Central Térmica Güemes La Central Térmica Güemes, que opera en Salta el Grupo Pampa Holding, comenzó a generar una potencia adicional de 100 MW, con lo que totaliza más de 360 MW que abastecen en forma directa al 66% de la demanda promedio de energía existente en la provincia norteña. La inversión de U$S 80 millones se propuso incrementar en un 40% su potencia instalada actual. Se trata de la primera expansión que realiza el sector privado desde 2001, y será además el primer aporte en el marco del plan Energía Plus, que permitirá fijar el valor de la energía en contratos con la industria consumidora.


El grupo Albanesi pone en marcha tres turbinas La central Generación Mediterránea, del grupo cordobés Albanesi, puso en marcha dos nuevas turbinas en su instalación de Río Cuarto. Las máquinas generarán 120 MW de nueva energía, y a fin de año se sumarán otros 60 MW con una tercera turbina, en la que ya se iniciaron las obras de montaje. En total, la central térmica Generación Mediterránea incrementará su capacidad de generación de sus actuales 76 MW a un total de 256, el máximo permitido en el nodo de esa ciudad. El monto a invertir rondará los U$S 180 millones.

52 // Estrategia Energética

Gas Natural BAN vende y compra Gas Natural BAN vendió el 19,6% de sus acciones al Grupo Chemo, dirigido por el argentino Leandro Sigman, por una operación de U$S 53 millones. De esta manera, la empresa vuelve a tener un socio local. El Grupo Chemo se especializa en negocios en los rubros farmacéutico y veterinario en dos docenas de países, y ahora ingresa al energético con esta empresa, la segunda en importancia de distribución de gas en el país. Gas Natural BAN distribuye gas en 30 distritos en el norte y el oeste de la provincia de Buenos Aires. Atiende a casi un millón y medio de usuarios, entre ellos 100 mil industrias. Por otra parte, la firma gasista se introdujo en el negocio de la electricidad en España luego de que el grupo constructor ACS cediera el 45% de participación en Unión Fenosa. La venta de su paquete accionario del 45,3% a dicho precio supondrá unos ingresos de € 7.600 millones para la constructora que preside el ex presidente del Real Madrid, Florentino Pérez.

Enarsa construirá una central termoeléctrica en Santa Fe La empresa estatal argentina realizará esta inversión luego de que la provincia de Santa Fe donó un terreno de 5 ha. Sostienen que el proyecto es viable por la proximidad de conexión del actual gasoducto de Transportadora Gas del Norte. El objeto del acuerdo es “procurar el crecimiento de la capacidad instalada para la generación eléctrica en la provincia y atender el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica

originada en la evolución del sector industrial y agropecuario de Santa Fe”. La nueva central estará también próxima al nodo de interconexión eléctrica que representa la Estación Transformadora Santo Tomé, de Transener, con 900 MVA (megavoltamperios).

Planta de biodiésel La empresa Biocom Federal levantará una planta de biodiésel y alimentos balanceados en la localidad chaqueña de Pampa del Infierno. La fábrica comenzará a operar en mayo de 2009 y su construcción será financiada con un crédito del Nuevo Banco del Chaco. Biocom Federal produce biodiésel, harina y alimentos balanceados para la alimentación de ganado.

Las AFJP, unidas para construir una central térmica privada Las Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones (AFJP), con una inversión de U$S 178 millones, ampliarán la central térmica Loma de la Lata, ubicada en la provincia de Neuquén. La compañía Pampa Energía fue quien emitió las Obligaciones Negociables (ON) para financiar este proyecto. Se trata de la primera inversión de este tipo que hace la unión de las administradoras. El proyecto, encabezado por el titular de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, estipula convertir Loma de la Lata a ciclo combinado, mediante la provisión e instalación de una turbina a vapor y una caldera de recuperación, que permitirá aumentar en 180 MW su producción actual de 370 MW.

Yacyretá y otra línea de generación La central hidroeléctrica inauguró en Villa Paranacito (Entre Ríos) una tercera línea de alta tensión tras desembolsar más de $ 680 millones. Esto permitirá aportar más del 18% de la generación nacional. El tendido va desde la Estación Transformadora (ET) de Rincón Santa María (Ituzaingó, Corrientes) hasta la ET de General Rodríguez, provincia de Buenos Aires. Yacyretá está operando con las 20 turbinas instaladas y ya logró su récord de suministro de energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con 50.381 MWh/día entregados.

Solicite las anteriores ediciones de ESTRATEGIA ENERGETICA a:

energetica@polp.com.ar


El grupo Albanesi pone en marcha tres turbinas La central Generación Mediterránea, del grupo cordobés Albanesi, puso en marcha dos nuevas turbinas en su instalación de Río Cuarto. Las máquinas generarán 120 MW de nueva energía, y a fin de año se sumarán otros 60 MW con una tercera turbina, en la que ya se iniciaron las obras de montaje. En total, la central térmica Generación Mediterránea incrementará su capacidad de generación de sus actuales 76 MW a un total de 256, el máximo permitido en el nodo de esa ciudad. El monto a invertir rondará los U$S 180 millones.

52 // Estrategia Energética

Gas Natural BAN vende y compra Gas Natural BAN vendió el 19,6% de sus acciones al Grupo Chemo, dirigido por el argentino Leandro Sigman, por una operación de U$S 53 millones. De esta manera, la empresa vuelve a tener un socio local. El Grupo Chemo se especializa en negocios en los rubros farmacéutico y veterinario en dos docenas de países, y ahora ingresa al energético con esta empresa, la segunda en importancia de distribución de gas en el país. Gas Natural BAN distribuye gas en 30 distritos en el norte y el oeste de la provincia de Buenos Aires. Atiende a casi un millón y medio de usuarios, entre ellos 100 mil industrias. Por otra parte, la firma gasista se introdujo en el negocio de la electricidad en España luego de que el grupo constructor ACS cediera el 45% de participación en Unión Fenosa. La venta de su paquete accionario del 45,3% a dicho precio supondrá unos ingresos de € 7.600 millones para la constructora que preside el ex presidente del Real Madrid, Florentino Pérez.

Enarsa construirá una central termoeléctrica en Santa Fe La empresa estatal argentina realizará esta inversión luego de que la provincia de Santa Fe donó un terreno de 5 ha. Sostienen que el proyecto es viable por la proximidad de conexión del actual gasoducto de Transportadora Gas del Norte. El objeto del acuerdo es “procurar el crecimiento de la capacidad instalada para la generación eléctrica en la provincia y atender el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica

originada en la evolución del sector industrial y agropecuario de Santa Fe”. La nueva central estará también próxima al nodo de interconexión eléctrica que representa la Estación Transformadora Santo Tomé, de Transener, con 900 MVA (megavoltamperios).

Planta de biodiésel La empresa Biocom Federal levantará una planta de biodiésel y alimentos balanceados en la localidad chaqueña de Pampa del Infierno. La fábrica comenzará a operar en mayo de 2009 y su construcción será financiada con un crédito del Nuevo Banco del Chaco. Biocom Federal produce biodiésel, harina y alimentos balanceados para la alimentación de ganado.

Las AFJP, unidas para construir una central térmica privada Las Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones (AFJP), con una inversión de U$S 178 millones, ampliarán la central térmica Loma de la Lata, ubicada en la provincia de Neuquén. La compañía Pampa Energía fue quien emitió las Obligaciones Negociables (ON) para financiar este proyecto. Se trata de la primera inversión de este tipo que hace la unión de las administradoras. El proyecto, encabezado por el titular de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, estipula convertir Loma de la Lata a ciclo combinado, mediante la provisión e instalación de una turbina a vapor y una caldera de recuperación, que permitirá aumentar en 180 MW su producción actual de 370 MW.

Yacyretá y otra línea de generación La central hidroeléctrica inauguró en Villa Paranacito (Entre Ríos) una tercera línea de alta tensión tras desembolsar más de $ 680 millones. Esto permitirá aportar más del 18% de la generación nacional. El tendido va desde la Estación Transformadora (ET) de Rincón Santa María (Ituzaingó, Corrientes) hasta la ET de General Rodríguez, provincia de Buenos Aires. Yacyretá está operando con las 20 turbinas instaladas y ya logró su récord de suministro de energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con 50.381 MWh/día entregados.

Solicite las anteriores ediciones de ESTRATEGIA ENERGETICA a:

energetica@polp.com.ar


| Efectos colaterales del conflicto en Osetia del Sur

54 // Estrategia Energética

“ ” LA GUERRA FRÍA DE LOS HIDROCARBUROS

QUE JAQUEAN A LA UNIÓN EUROPEA :: Por Leandro Renou En 2006, la pelea Ucrania-Rusia por el precio del gas encendió la alarma del desabastecimiento en Europa. Hoy, la disputa entre Estados Unidos y el ex bloque soviético por la hegemonía energética en el Cáucaso es el último eslabón de una cadena de enfrentamientos que obliga al Viejo Continente a replantearse otras variantes de suministro a futuro.


| Efectos colaterales del conflicto en Osetia del Sur

54 // Estrategia Energética

“ ” LA GUERRA FRÍA DE LOS HIDROCARBUROS

QUE JAQUEAN A LA UNIÓN EUROPEA :: Por Leandro Renou En 2006, la pelea Ucrania-Rusia por el precio del gas encendió la alarma del desabastecimiento en Europa. Hoy, la disputa entre Estados Unidos y el ex bloque soviético por la hegemonía energética en el Cáucaso es el último eslabón de una cadena de enfrentamientos que obliga al Viejo Continente a replantearse otras variantes de suministro a futuro.


56 // Estrategia Energética

Por el lado norteamericano, el panorama es de bastante cautela: el país del norte se mueve con sigilo en el asunto Osetia del Sur. Es que, por un lado, no es conveniente despertar la ira de los rusos por temor a que se involucren y compliquen la invasión a Irak para controlar el crudo; y, por el otro, Estados Unidos necesita el apoyo de Rusia para poner paños fríos a la embestida nuclear de Irán. Además, hay que resguardar a Europa del comportamiento temerario que Gazprom aplica a aquellos que no ceden a sus condiciones de compra y venta de gas: alcanza con recordar que cuando la República Checa votó positivamente por el escudo antimisiles estadounidense, Moscú respondió con el nuevo esquema de precios del gas que exporta a Praga.

El escenario de la puja de intereses es Osetia del Sur, una pequeña localidad de Georgia autoproclamada provincia independiente tras la caída de la URSS, aunque su estatus no es reconocido por ninguno de los países miembros de Naciones Unidas. Ubicada a 100 kilómetros de la capital georgiana, posee 4.000 km2 de territorio, casi 4 millones y medio de habitantes y es una especie de satélite ideológico ruso inmerso en la burbuja pronorteamericana que históricamente significó Georgia. Pero la belicosidad que sacude hoy a la zona no responde a simples incompatibilidades de pensamiento: por territorio osetio se expande el oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan (BTC), que entró en funcionamiento hace dos años y trae hidrocarburos desde Azerbaiján hasta Turquía, vía Georgia, sin pasar por Rusia. Impulsado por el entonces presidente de Estados Unidos, Bill Clinton, fue puesto en marcha por petroleras occidentales (British Petroleum, Chevron y Conoco), y atraviesa zonas tan inestables como Chechenia y Abjazia, para abastecer el 6% del consumo europeo de crudo. En pocas palabras, el ducto es para Occidente una vía de escape a la extorsión gasífera (ver “El antecedente”) con la que Rusia somete a Europa; mientras que para Moscú, su puesta en marcha es signo de la intromisión estadounidense en su propia zona de injerencia energética.

Con los mercados más ávidos ya cubiertos, el próximo objetivo en el horizonte energético ruso es el mercado chino, una de las tres economías más pujantes del mundo: Gazprom prevé atraer inversiones orientales para explotar los yacimientos de Siberia, debido a que allí está alojado el 13,5% de las reservas rusas de petróleo y el 19% de las de gas. Además, ya cerró un acuerdo con la argelina Indesa para construir en conjunto el gasoducto transahariano, que conectará Nigeria con el Mediterráneo y tendrá una capacidad de transporte de 25 mil millones de m3 en 2015.

Actualmente, la Unión Europea sólo produce el 20% del petróleo que consume; Rusia, en cambio, acumula la mitad de las reservas del continente: de los 14 millones de barriles diarios que importa la Unión Europea (UE), los países de la antigua Unión Soviética (principalmente Rusia) proporcionan casi la mitad, el 48%. En cuanto al gas, Rusia le entrega un 25% del fluido que consume la UE, siendo el principal proveedor salvo en España, abastecida en un 33% por Argelia. En este contexto y según los especialistas, quien cuenta con mayores ventajas en el juego de estrategias parece ser Rusia. Casi la totalidad de las rutas gasíferas hacia Europa, Asia y el norte de África pasan por Moscú (ver: Infografía). Su producción gasífera es impactante: 540 mil millones de m3 anuales, más que Estados Unidos y casi el 20% del total mundial. Y cuenta con un gigante monopolio estatal como Gazprom, buque insignia de un resurgimiento moscovita que hubiese sido imposible sin el control absoluto de casi el 60% de las reservas de gas mundiales.

57 // Estrategia Energética

Dicen los revisionistas que para que el curso de la historia vuelva a confluir en hechos de similares características, sólo hay que sentarse a esperar. Casi veinte años han pasado desde la caída de la Unión Soviética. Veinte años de supremacía casi absoluta de los Estados Unidos en el escenario internacional. Dos décadas que, renacimiento ruso mediante, sirvieron como prefacio para un nuevo encuentro entre dos de las potencias que se dividieron Europa tras la derrota de la Alemania nazi en la Segunda Guerra Mundial. Hoy, en las sillas de una remozada conferencia de Yalta, no están Stalin, Churchill y Roosevelt, sino Medvédev, Putin y Bush, en una disputa solapada por el manejo futuro del potencial hidrocarburífero asiático.

Reservas: el arma de los países pobres para presionar al primer mundo ::::::::::::::::::::::::::: De acuerdo con el último relevamiento de BP Global, el banco de datos energéticos más importante del mundo, las reservas probadas de gas natural están concentradas en las zonas más conflictivas del planeta: el 41,3% del total (unos 73,2 trillones de m3) pertenecen a los países árabes del Medio Este, sobre todo a Irán y Qatar, con más del 80%. Las regiones Asia Pacífico (Australia, Indonesia, Malasia) y África (Nigeria y Libia) suman cada una un 8,2%; Norteamérica tiene el 4,5% de las reservas; Sudamérica el 4,4%; mientras que Europa y Eurasia (Rusia, Azerbaiján, Turkmenistán) poseen el 33,5%. Aunque en este último caso, la diferencia del ex bloque soviético es abismal: contabilizando las reservas de los siete países europeos con mayores niveles (Dinamarca, Alemania, Polonia, Italia, Holanda, Noruega y el Reino Unido), sólo se alcanza el 3% del total de la región; menos que uniendo las reservas de Turkmenistán, Azerbaiján y Uzbekistán (3,3%), sin sumar, por supuesto, el 25,2% que aporta Rusia por sí sola. Los números son útiles para comprender, por ejemplo, la raíz de las invasiones estadounidenses a países árabes, los crecientes niveles de conflictividad en los Balcanes y el Cáucaso, y la voluntad de las naciones gasíferas de crear una OPEP del gas. Pero para hacer aún más gráfica la postal de las reservas concentradas en los sitios más inestables, alcanza con observar a Sudamérica: del 4,4% de la participación de la región, un 2,9% se aloja en la Venezuela de Hugo Chávez, mientras que Bolivia tiene el 0,4% y Argentina el 0,2%.

El antecedente El 1º de enero de 2006, tras la negativa ucraniana de pagar un precio mayor por el fluido ruso (por entonces unos U$S 230 cada 1.000 m3), Gazprom realizó el primer corte de suministro a ese país, lo que perjudicó de manera directa a un grupo de naciones europeas que recibían el 25% de su gas a través de tres ductos que atraviesan Ucrania. Finalmente, y luego de meses de negociaciones, el gigante estatal ruso encontró una solución favorable: le vendió el gas a la compañía mixta RosUkrEnergo –que se encargó de mezclarlo con uno más barato proveniente de Kazajstán y Turkmenistán–, para luego revenderlo a Ucrania a U$S 95. El conflicto no fue menor si se tiene en cuenta que por Ucrania circula el 80% del gas ruso destinado al Viejo Continente, mientras que el resto es recibido vía Turquía y Bielorrusia.


56 // Estrategia Energética

Por el lado norteamericano, el panorama es de bastante cautela: el país del norte se mueve con sigilo en el asunto Osetia del Sur. Es que, por un lado, no es conveniente despertar la ira de los rusos por temor a que se involucren y compliquen la invasión a Irak para controlar el crudo; y, por el otro, Estados Unidos necesita el apoyo de Rusia para poner paños fríos a la embestida nuclear de Irán. Además, hay que resguardar a Europa del comportamiento temerario que Gazprom aplica a aquellos que no ceden a sus condiciones de compra y venta de gas: alcanza con recordar que cuando la República Checa votó positivamente por el escudo antimisiles estadounidense, Moscú respondió con el nuevo esquema de precios del gas que exporta a Praga.

El escenario de la puja de intereses es Osetia del Sur, una pequeña localidad de Georgia autoproclamada provincia independiente tras la caída de la URSS, aunque su estatus no es reconocido por ninguno de los países miembros de Naciones Unidas. Ubicada a 100 kilómetros de la capital georgiana, posee 4.000 km2 de territorio, casi 4 millones y medio de habitantes y es una especie de satélite ideológico ruso inmerso en la burbuja pronorteamericana que históricamente significó Georgia. Pero la belicosidad que sacude hoy a la zona no responde a simples incompatibilidades de pensamiento: por territorio osetio se expande el oleoducto Bakú-Tbilisi-Ceyhan (BTC), que entró en funcionamiento hace dos años y trae hidrocarburos desde Azerbaiján hasta Turquía, vía Georgia, sin pasar por Rusia. Impulsado por el entonces presidente de Estados Unidos, Bill Clinton, fue puesto en marcha por petroleras occidentales (British Petroleum, Chevron y Conoco), y atraviesa zonas tan inestables como Chechenia y Abjazia, para abastecer el 6% del consumo europeo de crudo. En pocas palabras, el ducto es para Occidente una vía de escape a la extorsión gasífera (ver “El antecedente”) con la que Rusia somete a Europa; mientras que para Moscú, su puesta en marcha es signo de la intromisión estadounidense en su propia zona de injerencia energética.

Con los mercados más ávidos ya cubiertos, el próximo objetivo en el horizonte energético ruso es el mercado chino, una de las tres economías más pujantes del mundo: Gazprom prevé atraer inversiones orientales para explotar los yacimientos de Siberia, debido a que allí está alojado el 13,5% de las reservas rusas de petróleo y el 19% de las de gas. Además, ya cerró un acuerdo con la argelina Indesa para construir en conjunto el gasoducto transahariano, que conectará Nigeria con el Mediterráneo y tendrá una capacidad de transporte de 25 mil millones de m3 en 2015.

Actualmente, la Unión Europea sólo produce el 20% del petróleo que consume; Rusia, en cambio, acumula la mitad de las reservas del continente: de los 14 millones de barriles diarios que importa la Unión Europea (UE), los países de la antigua Unión Soviética (principalmente Rusia) proporcionan casi la mitad, el 48%. En cuanto al gas, Rusia le entrega un 25% del fluido que consume la UE, siendo el principal proveedor salvo en España, abastecida en un 33% por Argelia. En este contexto y según los especialistas, quien cuenta con mayores ventajas en el juego de estrategias parece ser Rusia. Casi la totalidad de las rutas gasíferas hacia Europa, Asia y el norte de África pasan por Moscú (ver: Infografía). Su producción gasífera es impactante: 540 mil millones de m3 anuales, más que Estados Unidos y casi el 20% del total mundial. Y cuenta con un gigante monopolio estatal como Gazprom, buque insignia de un resurgimiento moscovita que hubiese sido imposible sin el control absoluto de casi el 60% de las reservas de gas mundiales.

57 // Estrategia Energética

Dicen los revisionistas que para que el curso de la historia vuelva a confluir en hechos de similares características, sólo hay que sentarse a esperar. Casi veinte años han pasado desde la caída de la Unión Soviética. Veinte años de supremacía casi absoluta de los Estados Unidos en el escenario internacional. Dos décadas que, renacimiento ruso mediante, sirvieron como prefacio para un nuevo encuentro entre dos de las potencias que se dividieron Europa tras la derrota de la Alemania nazi en la Segunda Guerra Mundial. Hoy, en las sillas de una remozada conferencia de Yalta, no están Stalin, Churchill y Roosevelt, sino Medvédev, Putin y Bush, en una disputa solapada por el manejo futuro del potencial hidrocarburífero asiático.

Reservas: el arma de los países pobres para presionar al primer mundo ::::::::::::::::::::::::::: De acuerdo con el último relevamiento de BP Global, el banco de datos energéticos más importante del mundo, las reservas probadas de gas natural están concentradas en las zonas más conflictivas del planeta: el 41,3% del total (unos 73,2 trillones de m3) pertenecen a los países árabes del Medio Este, sobre todo a Irán y Qatar, con más del 80%. Las regiones Asia Pacífico (Australia, Indonesia, Malasia) y África (Nigeria y Libia) suman cada una un 8,2%; Norteamérica tiene el 4,5% de las reservas; Sudamérica el 4,4%; mientras que Europa y Eurasia (Rusia, Azerbaiján, Turkmenistán) poseen el 33,5%. Aunque en este último caso, la diferencia del ex bloque soviético es abismal: contabilizando las reservas de los siete países europeos con mayores niveles (Dinamarca, Alemania, Polonia, Italia, Holanda, Noruega y el Reino Unido), sólo se alcanza el 3% del total de la región; menos que uniendo las reservas de Turkmenistán, Azerbaiján y Uzbekistán (3,3%), sin sumar, por supuesto, el 25,2% que aporta Rusia por sí sola. Los números son útiles para comprender, por ejemplo, la raíz de las invasiones estadounidenses a países árabes, los crecientes niveles de conflictividad en los Balcanes y el Cáucaso, y la voluntad de las naciones gasíferas de crear una OPEP del gas. Pero para hacer aún más gráfica la postal de las reservas concentradas en los sitios más inestables, alcanza con observar a Sudamérica: del 4,4% de la participación de la región, un 2,9% se aloja en la Venezuela de Hugo Chávez, mientras que Bolivia tiene el 0,4% y Argentina el 0,2%.

El antecedente El 1º de enero de 2006, tras la negativa ucraniana de pagar un precio mayor por el fluido ruso (por entonces unos U$S 230 cada 1.000 m3), Gazprom realizó el primer corte de suministro a ese país, lo que perjudicó de manera directa a un grupo de naciones europeas que recibían el 25% de su gas a través de tres ductos que atraviesan Ucrania. Finalmente, y luego de meses de negociaciones, el gigante estatal ruso encontró una solución favorable: le vendió el gas a la compañía mixta RosUkrEnergo –que se encargó de mezclarlo con uno más barato proveniente de Kazajstán y Turkmenistán–, para luego revenderlo a Ucrania a U$S 95. El conflicto no fue menor si se tiene en cuenta que por Ucrania circula el 80% del gas ruso destinado al Viejo Continente, mientras que el resto es recibido vía Turquía y Bielorrusia.


MOVIMIENTOS COMERCIALES IMPORTANTES: Compra y venta

59 // Estrategia Energética

58 // Estrategia Energética

Flujos comerciales por todo el mundo (mil millones metros cúbicos)


MOVIMIENTOS COMERCIALES IMPORTANTES: Compra y venta

59 // Estrategia Energética

58 // Estrategia Energética

Flujos comerciales por todo el mundo (mil millones metros cúbicos)


GNL: el “salvavidas” de la UE :::::::::::::::::::::::: Con las diferencias del caso, la situación de Europa respecto del gas ruso se asemeja en parte a la de Argentina y la importación de fluido boliviano. Porque, si bien es cierto que nuestro país es un país con gas, el alza en los precios que maneja Bolivia –que hoy alcanzan los U$S 10 por millón de BTU (British Thermal Unit)–, impone el estudio de salidas alternativas de abastecimiento para achicar la dependencia casi exclusiva del Altiplano.

60 // Estrategia Energética

Especialistas consultados por Estrategia Energética se volcaron con unanimidad a la construcción de plantas regasificadoras y de licuación de gas natural para transformarlo en gas líquido (GNL), a pesar de los altos costos. Los resultados está probados: en jornadas de invierno, el metanero instalado en Bahía Blanca aporta unos 8 millones de m3 diarios a la red, lo que equivale a un 7% del consumo en días de invierno. Además, la compra y venta de GNL es una tendencia mundial: de acuerdo con estadísticas de la agencia francesa Cedigaz, en 2007 las exportaciones mundiales de gas natural alcanzaron los 776 billones de m3; el 70,8% del total se hizo por gasoductos y el 29,2% por GNL. Perú construyó recientemente una planta para comerciar con Estados Unidos; mientras tanto, Chile está instalando una y anunció la edificación de una segunda, en tanto Japón ya se abastece en un 40% de gas líquido importado. ¿Qué es el GNL? Sencillamente, gas natural enfriado a 160 ºC bajo cero para reducir su volumen unas 600 veces y así poder trasladarlo compactado en recipientes que, montados en barcos, recorren distancias más importantes que los gasoductos. Para su utilización, debe vaporizarse en las plantas de regasificación desde donde se distribuye a través de las redes de transporte. En Europa, la variante comenzó a ser considerada tras los conflictos antes mencionados, pero por ahora sólo España muestra un desarrollo importante: los ibéricos se sitúan como tercer destino mundial de los buques de transporte de GNL, después de Japón y Corea del Sur, y se mantienen como primer país europeo en cuanto a número de plantas de regasificación. En relación con la oferta de gas natural en España, el 99,8% procede de las importaciones. De éstas, el 69,3% llega a través de buques metaneros y el 30,7, vía gasoducto. Los países de procedencia del GNL son Nigeria, con un 20,1% del total del aprovisionamiento, países del golfo Pérsico (16,7%), Egipto (13,5%), Trinidad y Tobago (9,5%), Argelia (7,5%) y Libia (2%). Según se estima, la cuota del GNL en el comercio mundial de gas natural crecerá de forma sostenida, alcanzando el 30% en 2015.

La conflictividad y los precios Consultados por Estrategia Energética, tres especialistas analizaron si la conflictividad política en el Cáucaso está afectando a la cotización internacional de la canasta de hidrocarburos: *Daniel Kokogian, PetroAndina Resources: “En otro momento ese conflicto hubiera impactado fuerte. Pero hoy en EE. UU. y Europa es mucho más fuerte el sentimiento de que el crudo está por las nubes y de que es un precio insostenible para esas economías. Ergo, en el corto plazo va a pesar más eso que el conflicto”. *Roberto Cunningham, director del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) “Es difícil saber el origen real de los cambios de precios, pero no creo que pesen demasiado”. *Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex presidente de YPF: “No creo que el conflicto afecte al precio, porque tanto los rusos como los europeos tienen interés en que el fluido se libere para comprar y vender. En todo caso, las perturbaciones que puedan darse se verán más que nada en el petróleo y no en el gas”.


GNL: el “salvavidas” de la UE :::::::::::::::::::::::: Con las diferencias del caso, la situación de Europa respecto del gas ruso se asemeja en parte a la de Argentina y la importación de fluido boliviano. Porque, si bien es cierto que nuestro país es un país con gas, el alza en los precios que maneja Bolivia –que hoy alcanzan los U$S 10 por millón de BTU (British Thermal Unit)–, impone el estudio de salidas alternativas de abastecimiento para achicar la dependencia casi exclusiva del Altiplano.

60 // Estrategia Energética

Especialistas consultados por Estrategia Energética se volcaron con unanimidad a la construcción de plantas regasificadoras y de licuación de gas natural para transformarlo en gas líquido (GNL), a pesar de los altos costos. Los resultados está probados: en jornadas de invierno, el metanero instalado en Bahía Blanca aporta unos 8 millones de m3 diarios a la red, lo que equivale a un 7% del consumo en días de invierno. Además, la compra y venta de GNL es una tendencia mundial: de acuerdo con estadísticas de la agencia francesa Cedigaz, en 2007 las exportaciones mundiales de gas natural alcanzaron los 776 billones de m3; el 70,8% del total se hizo por gasoductos y el 29,2% por GNL. Perú construyó recientemente una planta para comerciar con Estados Unidos; mientras tanto, Chile está instalando una y anunció la edificación de una segunda, en tanto Japón ya se abastece en un 40% de gas líquido importado. ¿Qué es el GNL? Sencillamente, gas natural enfriado a 160 ºC bajo cero para reducir su volumen unas 600 veces y así poder trasladarlo compactado en recipientes que, montados en barcos, recorren distancias más importantes que los gasoductos. Para su utilización, debe vaporizarse en las plantas de regasificación desde donde se distribuye a través de las redes de transporte. En Europa, la variante comenzó a ser considerada tras los conflictos antes mencionados, pero por ahora sólo España muestra un desarrollo importante: los ibéricos se sitúan como tercer destino mundial de los buques de transporte de GNL, después de Japón y Corea del Sur, y se mantienen como primer país europeo en cuanto a número de plantas de regasificación. En relación con la oferta de gas natural en España, el 99,8% procede de las importaciones. De éstas, el 69,3% llega a través de buques metaneros y el 30,7, vía gasoducto. Los países de procedencia del GNL son Nigeria, con un 20,1% del total del aprovisionamiento, países del golfo Pérsico (16,7%), Egipto (13,5%), Trinidad y Tobago (9,5%), Argelia (7,5%) y Libia (2%). Según se estima, la cuota del GNL en el comercio mundial de gas natural crecerá de forma sostenida, alcanzando el 30% en 2015.

La conflictividad y los precios Consultados por Estrategia Energética, tres especialistas analizaron si la conflictividad política en el Cáucaso está afectando a la cotización internacional de la canasta de hidrocarburos: *Daniel Kokogian, PetroAndina Resources: “En otro momento ese conflicto hubiera impactado fuerte. Pero hoy en EE. UU. y Europa es mucho más fuerte el sentimiento de que el crudo está por las nubes y de que es un precio insostenible para esas economías. Ergo, en el corto plazo va a pesar más eso que el conflicto”. *Roberto Cunningham, director del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) “Es difícil saber el origen real de los cambios de precios, pero no creo que pesen demasiado”. *Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex presidente de YPF: “No creo que el conflicto afecte al precio, porque tanto los rusos como los europeos tienen interés en que el fluido se libere para comprar y vender. En todo caso, las perturbaciones que puedan darse se verán más que nada en el petróleo y no en el gas”.


La Señora

COLZA :: Por Ámbar Rusi

Este cultivo, de gran resistencia y con variaciones para distintos climas, se utiliza desde hace décadas en países europeos para fines industriales y alimenticios. En la Argentina tuvo varias fases experimentales y en esta época se encuentra en plena expansión.


La Señora

COLZA :: Por Ámbar Rusi

Este cultivo, de gran resistencia y con variaciones para distintos climas, se utiliza desde hace décadas en países europeos para fines industriales y alimenticios. En la Argentina tuvo varias fases experimentales y en esta época se encuentra en plena expansión.


El desarrollo de la colza (Brassica napus), también conocida como canola o raps, pasó en nuestro país por diferentes etapas de mayor o menor éxito. Sin embargo, desde hace algunos años, el Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria lleva a cabo experiencias que impulsan su difusión. Actualmente se cultiva sobre todo en las provincias de Buenos Aires, Santiago del Estero, Entre Ríos y Mendoza. Hoy, son aún más firmes las expectativas de continuidad en su desarrollo dada la creciente demanda internacional y el auge de los biocombustibles, entre algunas ventajas. Por otra parte, los productores incorporaron colza en sus secuencias de rotación al ver en este cultivo la posibilidad de diversificar su producción.

Una historia de pruebas y errores :::::::::::::::::

Las Estaciones Experimentales del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria trabajan en proyectos específicos para estudiar, entre otros cultivos, la colza, el cártamo, el maíz, la remolacha azucarera y el sorgo. A fines de la década de los 80 y a la par del crecimiento de la colza en Europa, este cultivo retomó el protagonismo en nuestro país, aquel que había experimentado años antes en sucesivas pruebas impulsadas por el Ministerio de Asuntos Agrarios de la Provincia de Buenos Aires. El INTA desarrolló un proyecto de cultivos alternativos en el que la colza ocupó un lugar muy importante, y la Chacra Experimental de Barrow, en la localidad bonaerense de Tres Arroyos, reanudó su papel de referente nacional en el cultivo. Según explica la ingeniera agrónoma Liliana Iriarte, responsable del desarrollo de este cultivo en el INTA, “en el año 1992 se llegaron a sembrar 51.000 hectáreas de colza. Problemas en el acopio y comercialización influyeron para que en la campaña siguiente el área sembrada sufriera una disminución de más del 50%; en los últimos años el área sembrada con colza se mantiene en 4.000 hectáreas, y se observa un incremento importante desde la campaña 1996”. En la actualidad, junto con la industria aceitera, semilleros privados llevan adelante propuestas de comercialización para extracción y molienda de esta oleaginosa, lo que ha disminuido significativamente los problemas de comercialización ocurridos en etapas anteriores. La Chacra Experimental de Barrow continúa la labor en esta línea de trabajo realizando ensayos de evaluación de los materiales comerciales de colza como así también introducciones de variedades precomerciales de origen canadiense, sueco y francés. Se trabaja, además, en fertilización del cultivo en siembra convencional y directa, y se evalúa la inserción del cultivo de los distintos sistemas de producción de la región.

La vuelta al mundo :::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Durante los últimos 30 años la producción mundial de colza fue en aumento. Sólo en el año 1992, Argentina llegó a contar con una superficie de producción superior a las 51.000 hectáreas. Es el cultivo oleaginoso que experimentó el mayor crecimiento en el mundo: en la campaña 99/00 alcanzó la cifra récord de 42,4 millones de toneladas, lo que la ubicó como la segunda oleaginosa en importancia después de la soja. En la campaña 2000/01 la producción de colza cayó a 36,6 millones de toneladas manteniéndose en sus niveles históricos. La producción se centra, con el 41% de la producción mundial, en China e India; con un 25%, en la Unión Europea (Francia, Alemania, Inglaterra y Suecia), y con un 20%, en Canadá. Con respecto a la exportación, Canadá es el país que tiene mayor peso, ya que representa entre el 55 y 60% del comercio mundial del grano, y el 33% del aceite de colza. En lo que hace a la demanda, China y Japón son dos fuertes compradores de grano, además China importa aceite al igual que Estados Unidos. Canadá tiene como principales compradores a Japón y China, con casi 2 millones de toneladas cada uno, y a México, que se lleva de Canadá entre 800.000 y 900.000 toneladas todos los años.

65 // Estrategia Energética

Las ventajas y desafíos que presenta la colza fueron algunos de los temas que se presentaron en el II Simposio sobre Biocombustibles durante el mes de agosto de 2008. Desde su descubrimiento, esta especie oleaginosa, perteneciente a la familia de las crucíferas, ha transitado por varios países del mundo. Varias de las especies de esta familia han sido cultivadas desde hace mucho tiempo ya que sus raíces, tallos, flores y semillas son comestibles. Figura entre las primeras plantaciones aprovechadas por el hombre y hay evidencias de su uso en la India varios siglos antes de Cristo, desde donde pasó a China y Japón en el comienzo de la era cristiana. Más tarde se cultivó en Europa, debido a su capacidad para crecer y desarrollarse con bajas temperaturas, lo que la hace una de las pocas especies oleaginosas aptas para ser cultivada en zonas templadas y frías. Se utilizó fundamentalmente como aceite industrial y para iluminación; luego se descubrieron sus propiedades como aceite lubricante para metales en ambientes de alta humedad o en contacto con el agua. Durante la Segunda Guerra Mundial, la colza se desarrolló en Canadá siempre con el fin de obtener aceites lubricantes. Las primeras semillas de Brassica napus provenían de la Argentina y las de Brassica campestris fueron llevadas desde Polonia. Canadá comenzó con una labor de mejoramiento orientada a obtener aceite comestible. En la década de los 50 comenzaron a cuestionarse aspectos nutricionales del aceite por el alto contenido de ácidos grasos tales como el erúcico. Las primeras variedades de colza cultivadas contenían un porcentaje de ácido erúcico en su aceite que oscilaba entre 25 y 50%. En 1966 se obtuvo la variedad Oro, con bajo contenido en este ácido. El desarrollo de variedades con esa característica constituyó una importante mejora en la calidad, lo que permitió la reducción a un 2%, actualmente la cantidad de ácido erúcico contemplada en el estándar mundial. Por otra parte, la harina que se obtenía, a pesar de su alto valor proteico, traía problemas para la elaboración de alimentos; en tanto, la presencia de glucosinolatos comunes en la familia de las crucíferas (responsables del sabor y olor característicos de estas plantas) ocasionaba problemas nutricionales en la alimentación de animales. En 1967 se descubrió en un cultivo de origen polaco la fuente genética de bajo contenido de glucosinolatos y se incorporó a los programas de mejoramiento. Se logró combinar las dos características y se obtuvieron variedades con bajo contenido de ácido erúcico y de glucosinolato; esto llevó a Canadá a llamar canola (Canadian Oil LowAcid) a las variedades que poseen dichas características para identificar más fácilmente este producto diferenciado.

El desarrollo en Argentina :::::::::::::::::::::::::::::


El desarrollo de la colza (Brassica napus), también conocida como canola o raps, pasó en nuestro país por diferentes etapas de mayor o menor éxito. Sin embargo, desde hace algunos años, el Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria lleva a cabo experiencias que impulsan su difusión. Actualmente se cultiva sobre todo en las provincias de Buenos Aires, Santiago del Estero, Entre Ríos y Mendoza. Hoy, son aún más firmes las expectativas de continuidad en su desarrollo dada la creciente demanda internacional y el auge de los biocombustibles, entre algunas ventajas. Por otra parte, los productores incorporaron colza en sus secuencias de rotación al ver en este cultivo la posibilidad de diversificar su producción.

Una historia de pruebas y errores :::::::::::::::::

Las Estaciones Experimentales del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria trabajan en proyectos específicos para estudiar, entre otros cultivos, la colza, el cártamo, el maíz, la remolacha azucarera y el sorgo. A fines de la década de los 80 y a la par del crecimiento de la colza en Europa, este cultivo retomó el protagonismo en nuestro país, aquel que había experimentado años antes en sucesivas pruebas impulsadas por el Ministerio de Asuntos Agrarios de la Provincia de Buenos Aires. El INTA desarrolló un proyecto de cultivos alternativos en el que la colza ocupó un lugar muy importante, y la Chacra Experimental de Barrow, en la localidad bonaerense de Tres Arroyos, reanudó su papel de referente nacional en el cultivo. Según explica la ingeniera agrónoma Liliana Iriarte, responsable del desarrollo de este cultivo en el INTA, “en el año 1992 se llegaron a sembrar 51.000 hectáreas de colza. Problemas en el acopio y comercialización influyeron para que en la campaña siguiente el área sembrada sufriera una disminución de más del 50%; en los últimos años el área sembrada con colza se mantiene en 4.000 hectáreas, y se observa un incremento importante desde la campaña 1996”. En la actualidad, junto con la industria aceitera, semilleros privados llevan adelante propuestas de comercialización para extracción y molienda de esta oleaginosa, lo que ha disminuido significativamente los problemas de comercialización ocurridos en etapas anteriores. La Chacra Experimental de Barrow continúa la labor en esta línea de trabajo realizando ensayos de evaluación de los materiales comerciales de colza como así también introducciones de variedades precomerciales de origen canadiense, sueco y francés. Se trabaja, además, en fertilización del cultivo en siembra convencional y directa, y se evalúa la inserción del cultivo de los distintos sistemas de producción de la región.

La vuelta al mundo :::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Durante los últimos 30 años la producción mundial de colza fue en aumento. Sólo en el año 1992, Argentina llegó a contar con una superficie de producción superior a las 51.000 hectáreas. Es el cultivo oleaginoso que experimentó el mayor crecimiento en el mundo: en la campaña 99/00 alcanzó la cifra récord de 42,4 millones de toneladas, lo que la ubicó como la segunda oleaginosa en importancia después de la soja. En la campaña 2000/01 la producción de colza cayó a 36,6 millones de toneladas manteniéndose en sus niveles históricos. La producción se centra, con el 41% de la producción mundial, en China e India; con un 25%, en la Unión Europea (Francia, Alemania, Inglaterra y Suecia), y con un 20%, en Canadá. Con respecto a la exportación, Canadá es el país que tiene mayor peso, ya que representa entre el 55 y 60% del comercio mundial del grano, y el 33% del aceite de colza. En lo que hace a la demanda, China y Japón son dos fuertes compradores de grano, además China importa aceite al igual que Estados Unidos. Canadá tiene como principales compradores a Japón y China, con casi 2 millones de toneladas cada uno, y a México, que se lleva de Canadá entre 800.000 y 900.000 toneladas todos los años.

65 // Estrategia Energética

Las ventajas y desafíos que presenta la colza fueron algunos de los temas que se presentaron en el II Simposio sobre Biocombustibles durante el mes de agosto de 2008. Desde su descubrimiento, esta especie oleaginosa, perteneciente a la familia de las crucíferas, ha transitado por varios países del mundo. Varias de las especies de esta familia han sido cultivadas desde hace mucho tiempo ya que sus raíces, tallos, flores y semillas son comestibles. Figura entre las primeras plantaciones aprovechadas por el hombre y hay evidencias de su uso en la India varios siglos antes de Cristo, desde donde pasó a China y Japón en el comienzo de la era cristiana. Más tarde se cultivó en Europa, debido a su capacidad para crecer y desarrollarse con bajas temperaturas, lo que la hace una de las pocas especies oleaginosas aptas para ser cultivada en zonas templadas y frías. Se utilizó fundamentalmente como aceite industrial y para iluminación; luego se descubrieron sus propiedades como aceite lubricante para metales en ambientes de alta humedad o en contacto con el agua. Durante la Segunda Guerra Mundial, la colza se desarrolló en Canadá siempre con el fin de obtener aceites lubricantes. Las primeras semillas de Brassica napus provenían de la Argentina y las de Brassica campestris fueron llevadas desde Polonia. Canadá comenzó con una labor de mejoramiento orientada a obtener aceite comestible. En la década de los 50 comenzaron a cuestionarse aspectos nutricionales del aceite por el alto contenido de ácidos grasos tales como el erúcico. Las primeras variedades de colza cultivadas contenían un porcentaje de ácido erúcico en su aceite que oscilaba entre 25 y 50%. En 1966 se obtuvo la variedad Oro, con bajo contenido en este ácido. El desarrollo de variedades con esa característica constituyó una importante mejora en la calidad, lo que permitió la reducción a un 2%, actualmente la cantidad de ácido erúcico contemplada en el estándar mundial. Por otra parte, la harina que se obtenía, a pesar de su alto valor proteico, traía problemas para la elaboración de alimentos; en tanto, la presencia de glucosinolatos comunes en la familia de las crucíferas (responsables del sabor y olor característicos de estas plantas) ocasionaba problemas nutricionales en la alimentación de animales. En 1967 se descubrió en un cultivo de origen polaco la fuente genética de bajo contenido de glucosinolatos y se incorporó a los programas de mejoramiento. Se logró combinar las dos características y se obtuvieron variedades con bajo contenido de ácido erúcico y de glucosinolato; esto llevó a Canadá a llamar canola (Canadian Oil LowAcid) a las variedades que poseen dichas características para identificar más fácilmente este producto diferenciado.

El desarrollo en Argentina :::::::::::::::::::::::::::::


66 // Estrategia Energética

Energía + alimentos La utilización de los biocombustibles beneficia tanto al sector agropecuario como al industrial. En el caso del primero, porque tendría un demandante más a sus productos, lo que provocaría una estabilización de los precios. Y con respecto al sector industrial, también se vería beneficiado si se mantienen las relaciones de precio entre materia prima y materia elaborada. Argentina cuenta con enormes plantas de producción de biodiésel, que permiten ser optimistas con respecto al futuro, ya que este tipo de instalaciones irán posicionando al país como un significativo productor y exportador de biocombustibles. Hoy en día, Argentina exporta biodiésel sobre todo a Europa; la materia prima con que se produce este combustible es, casi exclusivamente, el aceite de soja. En este contexto, también resulta vital la asociación entre Argentina y Brasil para la investigación, producción y comercialización de biocombustibles. Este trabajo conjunto se está realizando en el marco del PROCISUR (Programa Cooperativo para el Desarrollo Tecnológico Agroalimentario y Agroindustrial del Cono Sur), en el que además participan Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay. Este programa constituye un esfuerzo conjunto tanto de los Institutos Nacionales de Investigación Agropecuaria de cada país mencionado, como del Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura. Por otra parte, hay que resaltar los avances producidos con los proyectos de cooperación técnica, en el marco del programa de la Unión Europea; me refiero, principalmente, al Proyecto Bio Top.

A nivel local, también hay que destacar la reciente creación por parte del INTA del Programa Nacional de Bioenergía (PNB); este año su cartera de proyectos se encuentra en evaluación externa, para ponerlos en marcha antes de fin de año con la aprobación del Consejo Directivo. Para Argentina, el dilema no debe ser si se dedica a la producción de energía o a la de alimentos; tal como piensa el actual gobierno de Brasil, es necesario producir las dos cosas: energía + alimentos. En casos como la soja, más del 80% se sigue empleando como alimentos. Por lo tanto, en la Argentina, una forma de reducir la competencia entre los biocombustibles y los alimentos es la búsqueda de los biocombustibles de segunda generación mediante el aprovechamiento integral de la lignocelulosa. Considero que la Argentina tiene un futuro promisorio como productor y exportador de biocombustibles. En consecuencia, será decisivo que pueda manejar adecuadamente los criterios de sustentabilidad ante posibles barreras arancelarias. Por último, hay que destacar que la bioenergía es una de las fuentes necesarias para hacer frente a la gigantesca demanda energética mundial. En este sentido, y más allá de los distintos caminos que se procuren tomar, la mejor solución estará del lado del uso racional de la energía.

Ing. Agr. Jorge Antonio Hilbert, Coordinador del Programa Nacional de Bioenergía (PNB), perteneciente al Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA).

Tiene sus ventajas La incorporación de la colza en la rotación le permite al productor: Obtener una oleaginosa en invierno (la producción de cultivos oleaginosos en la Argentina está ligada fundamentalmente al girasol y a la soja). Incorporar, en las zonas que poseen una rotación restringida a cereales de invierno, un cultivo que contribuye a la diversificación mejorando el control de malezas y la presencia de enfermedades. Abaratar costos para el tratamiento de malezas problemas (por ejemplo, gramíneas). Utilizar con más eficiencia la maquinaria, dado que la siembra y la cosecha se realizan en momentos distintos al de los cereales. Cosechar anticipadamente, lo que favorece la realización de cultivos de segunda en una fecha más temprana. Contribuir a dispersar riesgos y disponer de ingresos antes que con los cereales.


66 // Estrategia Energética

Energía + alimentos La utilización de los biocombustibles beneficia tanto al sector agropecuario como al industrial. En el caso del primero, porque tendría un demandante más a sus productos, lo que provocaría una estabilización de los precios. Y con respecto al sector industrial, también se vería beneficiado si se mantienen las relaciones de precio entre materia prima y materia elaborada. Argentina cuenta con enormes plantas de producción de biodiésel, que permiten ser optimistas con respecto al futuro, ya que este tipo de instalaciones irán posicionando al país como un significativo productor y exportador de biocombustibles. Hoy en día, Argentina exporta biodiésel sobre todo a Europa; la materia prima con que se produce este combustible es, casi exclusivamente, el aceite de soja. En este contexto, también resulta vital la asociación entre Argentina y Brasil para la investigación, producción y comercialización de biocombustibles. Este trabajo conjunto se está realizando en el marco del PROCISUR (Programa Cooperativo para el Desarrollo Tecnológico Agroalimentario y Agroindustrial del Cono Sur), en el que además participan Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay. Este programa constituye un esfuerzo conjunto tanto de los Institutos Nacionales de Investigación Agropecuaria de cada país mencionado, como del Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura. Por otra parte, hay que resaltar los avances producidos con los proyectos de cooperación técnica, en el marco del programa de la Unión Europea; me refiero, principalmente, al Proyecto Bio Top.

A nivel local, también hay que destacar la reciente creación por parte del INTA del Programa Nacional de Bioenergía (PNB); este año su cartera de proyectos se encuentra en evaluación externa, para ponerlos en marcha antes de fin de año con la aprobación del Consejo Directivo. Para Argentina, el dilema no debe ser si se dedica a la producción de energía o a la de alimentos; tal como piensa el actual gobierno de Brasil, es necesario producir las dos cosas: energía + alimentos. En casos como la soja, más del 80% se sigue empleando como alimentos. Por lo tanto, en la Argentina, una forma de reducir la competencia entre los biocombustibles y los alimentos es la búsqueda de los biocombustibles de segunda generación mediante el aprovechamiento integral de la lignocelulosa. Considero que la Argentina tiene un futuro promisorio como productor y exportador de biocombustibles. En consecuencia, será decisivo que pueda manejar adecuadamente los criterios de sustentabilidad ante posibles barreras arancelarias. Por último, hay que destacar que la bioenergía es una de las fuentes necesarias para hacer frente a la gigantesca demanda energética mundial. En este sentido, y más allá de los distintos caminos que se procuren tomar, la mejor solución estará del lado del uso racional de la energía.

Ing. Agr. Jorge Antonio Hilbert, Coordinador del Programa Nacional de Bioenergía (PNB), perteneciente al Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA).

Tiene sus ventajas La incorporación de la colza en la rotación le permite al productor: Obtener una oleaginosa en invierno (la producción de cultivos oleaginosos en la Argentina está ligada fundamentalmente al girasol y a la soja). Incorporar, en las zonas que poseen una rotación restringida a cereales de invierno, un cultivo que contribuye a la diversificación mejorando el control de malezas y la presencia de enfermedades. Abaratar costos para el tratamiento de malezas problemas (por ejemplo, gramíneas). Utilizar con más eficiencia la maquinaria, dado que la siembra y la cosecha se realizan en momentos distintos al de los cereales. Cosechar anticipadamente, lo que favorece la realización de cultivos de segunda en una fecha más temprana. Contribuir a dispersar riesgos y disponer de ingresos antes que con los cereales.


54 // Estrategia Energética

Tártago del Noroeste

Una empresa de Suiza desarrolla el que es el mayor proyecto de la Argentina de producción de biodiésel a base de oleaginosas no comestibles. El plan contempla desde la entrega de la semilla a los agricultores hasta la elaboración del combustible. Pero hay críticas por el precio de la cosecha que paga a los pequeños productores.

69 // Estrategia Energética

:: Por Randy Stagnaro


54 // Estrategia Energética

Tártago del Noroeste

Una empresa de Suiza desarrolla el que es el mayor proyecto de la Argentina de producción de biodiésel a base de oleaginosas no comestibles. El plan contempla desde la entrega de la semilla a los agricultores hasta la elaboración del combustible. Pero hay críticas por el precio de la cosecha que paga a los pequeños productores.

69 // Estrategia Energética

:: Por Randy Stagnaro


La que ha estimulado el revuelo es la compañía suiza Global Agricultural Resources (GAR), vinculada a un fondo de inversión suizo-británico especializado en energías renovables. GAR comenzó a acercarse a las provincias del NEA a principios de los años 2000, cuando concluyó que los costos de producción y los rindes eran competitivos respecto de Brasil. GAR formuló una propuesta amplia y ambiciosa, como el nombre de su proyecto: “Tártago del Nordeste Argentino”. Prometió entregar semilla brasileña genéticamente modificada a miles de agricultores asociados en cooperativas, garantizar un precio sostén, comprar toda la producción y construir una procesadora para extraer el aceite de ricino de la cosecha de semillas y una planta de biodiésel. En septiembre de 2007, GAR acordó un plan de incorporación de cultivos de tártago con la cooperativa Picada Libertad, de Alem, Misiones. El cronograma es llegar a las 6.000 hectáreas sembradas en 2009; 12.000 en 2010 y 18.000 en 2011, hasta alcanzar a 36.000 hectáreas en 2017. El acuerdo es prorrogable por otros 10 años. En Chaco, GAR sumó a las cooperativas El Jabalí y Estrella, de Resistencia, y Cooperativa Nueva Esperanza y Coprefor, de Sáenz Peña. Ya logró el compromiso de Nueva Esperanza de aportar 3.500 hectáreas para la siembra de fin de este año. En esta provincia, la apuesta es sumar entre 15.000 y 20.000 hectáreas. En conjunto, para todo el NEA, GAR espera llegar a emplear 130.000 hectáreas, aunque no le ha puesto fecha a este objetivo. La empresa ha prometido la industrialización del tártago para cuando sumen 50.000 hectáreas sembradas entre Misiones, Chaco y Corrientes. La aceitera podría estar instalada en Chaco, aunque GAR también se ha comprometido a recuperar una vieja productora de aceite de la cooperativa de Alem. Las promesas de GAR han sido escuchadas por las autoridades provinciales. En Chaco, el gobernador Jorge Capitanich ha comprometido todo su apoyo al proyecto, y la Universidad Nacional del Nordeste ha autorizado a su laboratorio especializado a proveer servicios de análisis de la producción. Daniel Kait, responsable para América Latina de GAR, dijo que los agricultores del NEA tendrán asegurada la venta de su cosecha y un precio sostén. “Existen contratos internacionales firmados, por lo que el producto tiene asegurado tanto un precio mínimo sostén de compra por parte de la empresa como la comercialización”, dijo en una reciente visita a Chaco.

Razón de precio ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Sin embargo, en Misiones cuestionan la validez de esa afirmación. Alberto Locher fue uno de los pioneros en la divulgación del tártago. Con el Gobierno provincial armó un emprendimiento público-privado llamado “Tártago de Misiones”, que difundió la oleaginosa especialmente en la zona de Bernardo de Irigoyen. En 2004, un grupo de productores comenzó la siembra, que llegó a 3.000 hectáreas a fines de 2007. Los rindes alcanzaron a 3,5 toneladas por hectárea y se obtuvo hasta un 45% de aceite de la semilla. Los productores cobraron la cosecha a $ 800 la tonelada. Entusiasmados por las promesas de GAR, una parte de los productores de Irigoyen se incorporaron al acuerdo de la cooperativa Picada Libertad. Pero grande fue su sorpresa cuando en agosto recibieron la propuesta de pago por la cosecha: $ 360 la tonelada. Para el productor, este valor es menor al que recibirían si cultivaran yerba mate en un campo de regular rendimiento. Locher aseguró que, por esta razón, se ha producido una fuerte caída en el área sembrada con tártago en Misiones y que quienes tienen las semillas “se sentarán sobre ellas”. “Los colonos no van a vender a los precios que les están ofreciendo la cooperativa Picada Libertad y la firma europea GAR”, dijo. En la cooperativa observaron que los productores recibieron por la cosecha de tártago un valor político, porque hasta 2007 el Instituto de Fomento Agroindustrial de Misiones aseguró el precio sostén. Y prometen que el valor actual subirá de la mano del incremento del uso de los biocombustibles, tanto en el mercado internacional como local. En tanto, la cotización del aceite de ricino va en ascenso. Actualmente, el crudo (no refinado) cotiza en torno de los U$S 600 la tonelada. Según el grado de pureza, puede alcanzar hasta los U$S 3.000 la tonelada. La diferencia entre lo que GAR paga a los agricultores por la semilla y lo que recibe después de prensarla y sacarle el aceite es, simplemente, abismal: U$S 420 por hectárea versus U$S 945. Según la consultora india Castoroil.in, el 90% de la demanda mundial de aceite de ricino se concentra en la Unión Europea, China, India, Brasil y Estados Unidos. Sus cuadros indican que el precio spot de la tonelada de aceite crudo en el puerto indio de Kandla pasó de U$S 400 en mayo de 2005 a U$S 600 en marzo último. El tártago es originario de África. Se destina a las industrias textil, farmacéutica, cosmética, de pinturas y de lubricantes. En los últimos tiempos ha comenzado a ganar terreno como biodiésel de alternativa a los biocombustibles elaborados a partir de vegetales aptos para el consumo humano. En el NEA el debate está planteado en torno a las promesas de un futuro brillante de la mano del cultivo de un arbusto que toda la vida ha crecido en la región como plaga.

57 // Estrategia Energética 05

70 // Estrategia Energética

Un vasto plan de desarrollo de producción de biocombustibles se está llevando a la práctica en el Noreste argentino. En las provincias de Misiones, Chaco y Corrientes, miles de agricultores están probando fortuna con el tártago, una especie de la familia de las euforbiáceas que ha concitado la atención de las comunidades norteñas por la promesa de desarrollo sustentable que trae consigo.


La que ha estimulado el revuelo es la compañía suiza Global Agricultural Resources (GAR), vinculada a un fondo de inversión suizo-británico especializado en energías renovables. GAR comenzó a acercarse a las provincias del NEA a principios de los años 2000, cuando concluyó que los costos de producción y los rindes eran competitivos respecto de Brasil. GAR formuló una propuesta amplia y ambiciosa, como el nombre de su proyecto: “Tártago del Nordeste Argentino”. Prometió entregar semilla brasileña genéticamente modificada a miles de agricultores asociados en cooperativas, garantizar un precio sostén, comprar toda la producción y construir una procesadora para extraer el aceite de ricino de la cosecha de semillas y una planta de biodiésel. En septiembre de 2007, GAR acordó un plan de incorporación de cultivos de tártago con la cooperativa Picada Libertad, de Alem, Misiones. El cronograma es llegar a las 6.000 hectáreas sembradas en 2009; 12.000 en 2010 y 18.000 en 2011, hasta alcanzar a 36.000 hectáreas en 2017. El acuerdo es prorrogable por otros 10 años. En Chaco, GAR sumó a las cooperativas El Jabalí y Estrella, de Resistencia, y Cooperativa Nueva Esperanza y Coprefor, de Sáenz Peña. Ya logró el compromiso de Nueva Esperanza de aportar 3.500 hectáreas para la siembra de fin de este año. En esta provincia, la apuesta es sumar entre 15.000 y 20.000 hectáreas. En conjunto, para todo el NEA, GAR espera llegar a emplear 130.000 hectáreas, aunque no le ha puesto fecha a este objetivo. La empresa ha prometido la industrialización del tártago para cuando sumen 50.000 hectáreas sembradas entre Misiones, Chaco y Corrientes. La aceitera podría estar instalada en Chaco, aunque GAR también se ha comprometido a recuperar una vieja productora de aceite de la cooperativa de Alem. Las promesas de GAR han sido escuchadas por las autoridades provinciales. En Chaco, el gobernador Jorge Capitanich ha comprometido todo su apoyo al proyecto, y la Universidad Nacional del Nordeste ha autorizado a su laboratorio especializado a proveer servicios de análisis de la producción. Daniel Kait, responsable para América Latina de GAR, dijo que los agricultores del NEA tendrán asegurada la venta de su cosecha y un precio sostén. “Existen contratos internacionales firmados, por lo que el producto tiene asegurado tanto un precio mínimo sostén de compra por parte de la empresa como la comercialización”, dijo en una reciente visita a Chaco.

Razón de precio ::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::: Sin embargo, en Misiones cuestionan la validez de esa afirmación. Alberto Locher fue uno de los pioneros en la divulgación del tártago. Con el Gobierno provincial armó un emprendimiento público-privado llamado “Tártago de Misiones”, que difundió la oleaginosa especialmente en la zona de Bernardo de Irigoyen. En 2004, un grupo de productores comenzó la siembra, que llegó a 3.000 hectáreas a fines de 2007. Los rindes alcanzaron a 3,5 toneladas por hectárea y se obtuvo hasta un 45% de aceite de la semilla. Los productores cobraron la cosecha a $ 800 la tonelada. Entusiasmados por las promesas de GAR, una parte de los productores de Irigoyen se incorporaron al acuerdo de la cooperativa Picada Libertad. Pero grande fue su sorpresa cuando en agosto recibieron la propuesta de pago por la cosecha: $ 360 la tonelada. Para el productor, este valor es menor al que recibirían si cultivaran yerba mate en un campo de regular rendimiento. Locher aseguró que, por esta razón, se ha producido una fuerte caída en el área sembrada con tártago en Misiones y que quienes tienen las semillas “se sentarán sobre ellas”. “Los colonos no van a vender a los precios que les están ofreciendo la cooperativa Picada Libertad y la firma europea GAR”, dijo. En la cooperativa observaron que los productores recibieron por la cosecha de tártago un valor político, porque hasta 2007 el Instituto de Fomento Agroindustrial de Misiones aseguró el precio sostén. Y prometen que el valor actual subirá de la mano del incremento del uso de los biocombustibles, tanto en el mercado internacional como local. En tanto, la cotización del aceite de ricino va en ascenso. Actualmente, el crudo (no refinado) cotiza en torno de los U$S 600 la tonelada. Según el grado de pureza, puede alcanzar hasta los U$S 3.000 la tonelada. La diferencia entre lo que GAR paga a los agricultores por la semilla y lo que recibe después de prensarla y sacarle el aceite es, simplemente, abismal: U$S 420 por hectárea versus U$S 945. Según la consultora india Castoroil.in, el 90% de la demanda mundial de aceite de ricino se concentra en la Unión Europea, China, India, Brasil y Estados Unidos. Sus cuadros indican que el precio spot de la tonelada de aceite crudo en el puerto indio de Kandla pasó de U$S 400 en mayo de 2005 a U$S 600 en marzo último. El tártago es originario de África. Se destina a las industrias textil, farmacéutica, cosmética, de pinturas y de lubricantes. En los últimos tiempos ha comenzado a ganar terreno como biodiésel de alternativa a los biocombustibles elaborados a partir de vegetales aptos para el consumo humano. En el NEA el debate está planteado en torno a las promesas de un futuro brillante de la mano del cultivo de un arbusto que toda la vida ha crecido en la región como plaga.

57 // Estrategia Energética 05

70 // Estrategia Energética

Un vasto plan de desarrollo de producción de biocombustibles se está llevando a la práctica en el Noreste argentino. En las provincias de Misiones, Chaco y Corrientes, miles de agricultores están probando fortuna con el tártago, una especie de la familia de las euforbiáceas que ha concitado la atención de las comunidades norteñas por la promesa de desarrollo sustentable que trae consigo.


BICENTENARIO

La estrategia energética del

72 // Estrategia Energética

| Debates de principios de siglo Ciento noventa y ocho años atrás, con la unidad de voluntades como sustento de autoridad y en un contexto internacional propicio, la Semana de Mayo dividió a la historia argentina en un antes y un después. En tan sólo cinco días, el destino de un país parecía haber cambiado. Si bien los hechos desencadenantes acaecieron en ese momento, hubo un proceso previo, que comenzó con el quiebre del orden establecido para frustrar las invasiones inglesas, y otro posterior, que llevó a la independencia de 1816, que deben ser planteados como un continuum. Rescatar esa idea de proceso sirve no sólo para definir la esencia de los primeros logros nacionales, sino también para comprender qué país queremos visualizar hoy, con el discurso del Bicentenario ante nosotros. La aproximación a los festejos despierta, en diferentes aspectos, patriotismo, nacionalismo o escepticismo. Fieles a la propuesta del medio, lo que primero se nos plantea a nosotros es un debate: ¿Qué Argentina vemos y qué Argentina queremos para dentro de diez, veinte y cincuenta años? ¿Cuál es nuestra perspectiva de futuro? ¿Por dónde pasan nuestro crecimiento y cómo debemos convertirlo en una cuestión sostenible? ¿De dónde debemos tomar recursos y con qué energía podremos alcanzar el grado de desarrollo óptimo?

:: Por Diego Rodríguez y Martín R. Santos


BICENTENARIO

La estrategia energética del

72 // Estrategia Energética

| Debates de principios de siglo Ciento noventa y ocho años atrás, con la unidad de voluntades como sustento de autoridad y en un contexto internacional propicio, la Semana de Mayo dividió a la historia argentina en un antes y un después. En tan sólo cinco días, el destino de un país parecía haber cambiado. Si bien los hechos desencadenantes acaecieron en ese momento, hubo un proceso previo, que comenzó con el quiebre del orden establecido para frustrar las invasiones inglesas, y otro posterior, que llevó a la independencia de 1816, que deben ser planteados como un continuum. Rescatar esa idea de proceso sirve no sólo para definir la esencia de los primeros logros nacionales, sino también para comprender qué país queremos visualizar hoy, con el discurso del Bicentenario ante nosotros. La aproximación a los festejos despierta, en diferentes aspectos, patriotismo, nacionalismo o escepticismo. Fieles a la propuesta del medio, lo que primero se nos plantea a nosotros es un debate: ¿Qué Argentina vemos y qué Argentina queremos para dentro de diez, veinte y cincuenta años? ¿Cuál es nuestra perspectiva de futuro? ¿Por dónde pasan nuestro crecimiento y cómo debemos convertirlo en una cuestión sostenible? ¿De dónde debemos tomar recursos y con qué energía podremos alcanzar el grado de desarrollo óptimo?

:: Por Diego Rodríguez y Martín R. Santos


Guillermo Ariza

“Para nada hay que desperdiciar la energía hidráulica”, afirma el coautor del reciente libro Argentina 2010: Esperanza o frustración. Análisis y propuestas desde el Encuentro del Pensamiento Nacional. Y explica: “El río Santa Cruz, por ejemplo, tiene un potencial hidroeléctrico fenomenal; lo que ocurre es que, históricamente, solo se ha trabajado en cuencas relativamente sencillas, como la del [río] Limay. Pero creo que lo ideal sería tener un fuerte desarrollo hidráulico y complementarlo con obras eólicas, ya que son dos energías que se complementan bien”.

Son muchas las variables que hay que tener en cuenta en esta etapa de planificación y reestructuración que se propone con miras al Bicentenario. De acuerdo con el contexto internacional –que, como bien se hizo en 1810, no puede dejar de atenderse ahora–, la energía es uno de los factores clave para poder proyectar el futuro del país, dada su influencia sobre el posicionamiento de los Estados en el escenario económico internacional. No pocos lo han notado, por eso comenzaron a actuar en consecuencia, mientras que la Argentina aún debe tratar de analizar su rol medular en este escenario.

El politólogo Guillermo Ariza afirma que “el desafío del Bicentenario debe servir para sentar las bases de una verdadera redefinición en la idea de país y extenderse simbólicamente hasta 2016. No se puede reducir a una cuestión de conmemoraciones; por el contrario, debe verse como una forma de comparar procesos históricos con nuevos lineamientos en todas las áreas, incluyendo la energética. En ese sentido, Argentina debe orientarse más hacia la energía nuclear, pero generando un programa complementario de varios otros recursos y aprovechando los dos tercios semiáridos de nuestro territorio, que tienen muy buena insolación”.

Mas allá de estas propuestas, el mapa de las obras energéticas actuales planteado por el Gobierno nacional está identificado con la emergencia y no es sino un intento por superar las complejidades que se presentan cotidianamente.

convenio de provisión firmado entre ambos países. Además, como consecuencia indirecta, la presión de suministro hacia Brasil puede poner en jaque también la entrega que este país debe realizar a la Argentina. Para contrarrestar esa insuficiencia se han seguido algunas líneas de acción importantes, entre las que se encuentra una represa hidroeléctrica en la zona cordillerana de San Juan, que es la primera en obra de esas características en dos décadas. Dicha represa aportará el 40% de la energía que precisa la provincia y quedará abierta la posibilidad de construir más represas para aumentar la matriz de suministro a la región. Con aportes del Ejecutivo nacional y del provincial y la construcción a cargo de Techint, el emprendimiento apuesta a ser finalizado en breve.

Entre las circunstancias coyunturales que se conectan con este debate se encuentran la escasez de gas, los niveles crecientes de mayor oferta de energía hidroeléctrica, el desafío de la generación nuclear, las alianzas regionales y la incógnita sobre las inversiones petroleras.

En el marco del programa “Energía distribuida”, el Gobierno ha decidido incorporar once nuevas turbinas de 25 MW para incrementar el servicio en el centro y norte argentino a través de una compra de U$S 120 millones realizada por la empresa Emgasud. La construcción del Gasoducto del Noroeste supone un aspecto clave a la hora de multiplicar la oferta de energía, más aún pensando en una región con notables ítems postergados.

La dependencia actual del gas que aporta Bolivia es un problema que se ve agravado por la crisis que sufre el gobierno de Evo Morales, ya que se especula con que no se cumpla el

La calidad de asociación sudamericana es otro de los puntos que emergen en el debate de la idea del Bicentenario y su relación con la energía.

75 // Estrategia Energética

“Argentina debe orientarse más hacia la energía nuclear”


Guillermo Ariza

“Para nada hay que desperdiciar la energía hidráulica”, afirma el coautor del reciente libro Argentina 2010: Esperanza o frustración. Análisis y propuestas desde el Encuentro del Pensamiento Nacional. Y explica: “El río Santa Cruz, por ejemplo, tiene un potencial hidroeléctrico fenomenal; lo que ocurre es que, históricamente, solo se ha trabajado en cuencas relativamente sencillas, como la del [río] Limay. Pero creo que lo ideal sería tener un fuerte desarrollo hidráulico y complementarlo con obras eólicas, ya que son dos energías que se complementan bien”.

Son muchas las variables que hay que tener en cuenta en esta etapa de planificación y reestructuración que se propone con miras al Bicentenario. De acuerdo con el contexto internacional –que, como bien se hizo en 1810, no puede dejar de atenderse ahora–, la energía es uno de los factores clave para poder proyectar el futuro del país, dada su influencia sobre el posicionamiento de los Estados en el escenario económico internacional. No pocos lo han notado, por eso comenzaron a actuar en consecuencia, mientras que la Argentina aún debe tratar de analizar su rol medular en este escenario.

El politólogo Guillermo Ariza afirma que “el desafío del Bicentenario debe servir para sentar las bases de una verdadera redefinición en la idea de país y extenderse simbólicamente hasta 2016. No se puede reducir a una cuestión de conmemoraciones; por el contrario, debe verse como una forma de comparar procesos históricos con nuevos lineamientos en todas las áreas, incluyendo la energética. En ese sentido, Argentina debe orientarse más hacia la energía nuclear, pero generando un programa complementario de varios otros recursos y aprovechando los dos tercios semiáridos de nuestro territorio, que tienen muy buena insolación”.

Mas allá de estas propuestas, el mapa de las obras energéticas actuales planteado por el Gobierno nacional está identificado con la emergencia y no es sino un intento por superar las complejidades que se presentan cotidianamente.

convenio de provisión firmado entre ambos países. Además, como consecuencia indirecta, la presión de suministro hacia Brasil puede poner en jaque también la entrega que este país debe realizar a la Argentina. Para contrarrestar esa insuficiencia se han seguido algunas líneas de acción importantes, entre las que se encuentra una represa hidroeléctrica en la zona cordillerana de San Juan, que es la primera en obra de esas características en dos décadas. Dicha represa aportará el 40% de la energía que precisa la provincia y quedará abierta la posibilidad de construir más represas para aumentar la matriz de suministro a la región. Con aportes del Ejecutivo nacional y del provincial y la construcción a cargo de Techint, el emprendimiento apuesta a ser finalizado en breve.

Entre las circunstancias coyunturales que se conectan con este debate se encuentran la escasez de gas, los niveles crecientes de mayor oferta de energía hidroeléctrica, el desafío de la generación nuclear, las alianzas regionales y la incógnita sobre las inversiones petroleras.

En el marco del programa “Energía distribuida”, el Gobierno ha decidido incorporar once nuevas turbinas de 25 MW para incrementar el servicio en el centro y norte argentino a través de una compra de U$S 120 millones realizada por la empresa Emgasud. La construcción del Gasoducto del Noroeste supone un aspecto clave a la hora de multiplicar la oferta de energía, más aún pensando en una región con notables ítems postergados.

La dependencia actual del gas que aporta Bolivia es un problema que se ve agravado por la crisis que sufre el gobierno de Evo Morales, ya que se especula con que no se cumpla el

La calidad de asociación sudamericana es otro de los puntos que emergen en el debate de la idea del Bicentenario y su relación con la energía.

75 // Estrategia Energética

“Argentina debe orientarse más hacia la energía nuclear”


76 // Estrategia Energética

Teniendo en cuenta que Brasil y Argentina firmaron recientemente un acuerdo para poner en funcionamiento la represa de Garabí, sobre el río Uruguay, la senadora nacional Blanca Osuna (FPV) sostiene que los entendimientos regionales son claves para este concepto de bicentenarios: “Hay que aprovechar la fortaleza que tiene la región en materia de reservas y gestar una alianza continental para aprovechar las ventajas que se dan en un marco de cooperación. Ese es el verdadero sentido del Mercosur. Además, hasta el 2025 los países de la región estarán conmemorando sus bicentenarios y, por ende, estarán redefiniendo muchos proyectos. Lo interesante es pensar en este proceso de maduración, con la integración comercial y política de por medio”. En otra línea, la energía nuclear aparece como una alternativa fuertemente tenida en cuenta por el abaratamiento del costo final y la no dependencia de recursos no renovables que genera. Así se definió la construcción de dos centrales de ese tipo que aumentarán el sistema eléctrico en unos 1600 MW. Las estimaciones suponen que Atucha I se terminaría de construir en 2010 y que los nuevos proyectos estarían en funcionamiento para el 2013. La realidad indica que la generación nuclear comprende el 2,8% de la matriz energética nacional, cuando el promedio mundial es de 6,3% en tanto Europa cuenta con un techo de 14,3%. Por otro lado, la propuesta oficial que más contradicciones ha tenido ha sido la re- estatización de YPF, ya que vuelve a poner en escena la discusión sobre los modelos liberales de la década de los 90, que dejaron en manos privadas las explotaciones de los recursos nacionales. Si se debe o no recuperar el control total de YPF se ha convertido incluso en una de esas cuestiones sobre las que cualquier persona tiene derecho a opinar; una de esas discusiones polarizadas que parecen no tener término medio y dividen, por sí o por no, el proceso de tan significativa decisión.

“Hay que aprovechar la fortaleza que tiene la región en materia de reservas” Blanca Osuna Se trata, reduccionismo mediante, de una confrontación entre nacionalismo y capital privado internacional. Dicho dilema, que debido a la naturaleza de los recursos tuvo su punto más álgido en la industria del gas y el petróleo, se basó en procurar que las exploraciones y explotaciones quedaran en manos de las Compañías Petroleras Nacionales (NOC, o National Oil Companies) o de las Compañías Petroleras Internacionales (IOC, o International Oil Companies). Por un lado, la teoría nacionalista sostiene que los recursos naturales (entre ellos los yacimientos de hidrocarburos) son propiedad de los Estados cuya soberanía rige sobre el territorio en el que se encuentren y que, por ende, su explotación no debe ser delegada sin el control de la autoridad estatal. En buena parte de América Latina se está definiendo esta tendencia. Pero, por otro lado, con la lógica capitalista como sustento, el mercado internacional del petróleo propone que la iniciativa privada es la fuente de las inversiones necesarias para desarrollar una exploración, explotación y producción eficiente de los recursos hidrocarburíferos. Esa es la marca que ha dejado la década pasada. En el duro informe de la Coalición Cívica “La kirchnerización del petróleo argentino”, preparado por su presidenta, Elisa Carrió, y los diputados Fernando Sánchez y Adrián Pérez, se advierte que “tal como en la década de los 90, lo que se pretende presentar como una nacionalización de la empresa no es más que otra acción para satisfacer las necesidades de Repsol, omitiendo de manera gravosa la falta de inversión y el saqueo de las reservas que viene realizando la empresa”.


76 // Estrategia Energética

Teniendo en cuenta que Brasil y Argentina firmaron recientemente un acuerdo para poner en funcionamiento la represa de Garabí, sobre el río Uruguay, la senadora nacional Blanca Osuna (FPV) sostiene que los entendimientos regionales son claves para este concepto de bicentenarios: “Hay que aprovechar la fortaleza que tiene la región en materia de reservas y gestar una alianza continental para aprovechar las ventajas que se dan en un marco de cooperación. Ese es el verdadero sentido del Mercosur. Además, hasta el 2025 los países de la región estarán conmemorando sus bicentenarios y, por ende, estarán redefiniendo muchos proyectos. Lo interesante es pensar en este proceso de maduración, con la integración comercial y política de por medio”. En otra línea, la energía nuclear aparece como una alternativa fuertemente tenida en cuenta por el abaratamiento del costo final y la no dependencia de recursos no renovables que genera. Así se definió la construcción de dos centrales de ese tipo que aumentarán el sistema eléctrico en unos 1600 MW. Las estimaciones suponen que Atucha I se terminaría de construir en 2010 y que los nuevos proyectos estarían en funcionamiento para el 2013. La realidad indica que la generación nuclear comprende el 2,8% de la matriz energética nacional, cuando el promedio mundial es de 6,3% en tanto Europa cuenta con un techo de 14,3%. Por otro lado, la propuesta oficial que más contradicciones ha tenido ha sido la re- estatización de YPF, ya que vuelve a poner en escena la discusión sobre los modelos liberales de la década de los 90, que dejaron en manos privadas las explotaciones de los recursos nacionales. Si se debe o no recuperar el control total de YPF se ha convertido incluso en una de esas cuestiones sobre las que cualquier persona tiene derecho a opinar; una de esas discusiones polarizadas que parecen no tener término medio y dividen, por sí o por no, el proceso de tan significativa decisión.

“Hay que aprovechar la fortaleza que tiene la región en materia de reservas” Blanca Osuna Se trata, reduccionismo mediante, de una confrontación entre nacionalismo y capital privado internacional. Dicho dilema, que debido a la naturaleza de los recursos tuvo su punto más álgido en la industria del gas y el petróleo, se basó en procurar que las exploraciones y explotaciones quedaran en manos de las Compañías Petroleras Nacionales (NOC, o National Oil Companies) o de las Compañías Petroleras Internacionales (IOC, o International Oil Companies). Por un lado, la teoría nacionalista sostiene que los recursos naturales (entre ellos los yacimientos de hidrocarburos) son propiedad de los Estados cuya soberanía rige sobre el territorio en el que se encuentren y que, por ende, su explotación no debe ser delegada sin el control de la autoridad estatal. En buena parte de América Latina se está definiendo esta tendencia. Pero, por otro lado, con la lógica capitalista como sustento, el mercado internacional del petróleo propone que la iniciativa privada es la fuente de las inversiones necesarias para desarrollar una exploración, explotación y producción eficiente de los recursos hidrocarburíferos. Esa es la marca que ha dejado la década pasada. En el duro informe de la Coalición Cívica “La kirchnerización del petróleo argentino”, preparado por su presidenta, Elisa Carrió, y los diputados Fernando Sánchez y Adrián Pérez, se advierte que “tal como en la década de los 90, lo que se pretende presentar como una nacionalización de la empresa no es más que otra acción para satisfacer las necesidades de Repsol, omitiendo de manera gravosa la falta de inversión y el saqueo de las reservas que viene realizando la empresa”.


“No hay que re-estatizar YPF, sino poner en marcha una nueva empresa que sea socia del Estado nacional” Dip. Claudio Lozano El diputado nacional Claudio Lozano explica que la clave del pensamiento estratégico nacional en materia de energía está en retomar el control de los recursos, no de la empresa, para terminar de una vez por todas con la libre disponibilidad que se le ha otorgado a las multinacionales respecto de los hidrocarburos presentes en territorio argentino.

78 // Estrategia Energética

La Ley 17.319 de 1967, conocida como Ley de Hidrocarburos, es la base de la propuesta alternativa que presenta Lozano. La norma dice que “ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco concesiones de explotación, ya sea de forma directa o indirecta y cualquiera sea su origen”, sin embargo, Repsol cuenta en este momento con concesiones en 86 áreas. “No hay que re-estatizar YPF, porque eso implicaría un desembolso de dinero que no hace falta, sino poner en marcha una nueva empresa que sea socia del Estado nacional y a la cual se deben asignar las concesiones de las 86 áreas que hoy son explotadas de manera irregular por Repsol”, explica Lozano. En la balanza de las inversiones, uno de los aspectos que más preocupa a los empresarios e inversores es el desfasaje entre la oferta y la demanda. La consecuencia inmediata del aumento de la demanda, con el consiguiente retroceso de la producción, es la suba del precio, que hace aparecer una vez más la intención estatal de asumir un rol protagónico en el mercado, que supo relegar a las multinacionales cuando la oferta de crudo era superior. Los datos ejemplifican mejor que, sobre todo en los países en vías de desarrollo, la renta de dicha participación estatal en la explotación de hidrocarburos puede significar una gran ventaja económica: si se fijara el precio del barril a U$S 130, un país como Ecuador estaría recibiendo U$S 100 mensuales por habitante, lo cual significa un tercio de su renta per cápita. En nuestro caso, la retención superaba ligeramente el tercio del total; pero el dato importante a tener en cuenta sería qué porcentaje se aplicaría en función del horizonte de reservas y de la política de asociación para explorar y explotar. Pero, al mismo tiempo, esa intención de retomar el control para el Estado va en contra de los intereses de las grandes corporaciones. En su presentación en la Conferencia Internacional de Energía de Lehman Brothers, a principios de septiembre, en Nueva York, el CEO y Chairman de Schlumberger, Andrew Gould, expresó que la tendencia nacionalista en el ámbito mundial es uno de los factores impedimento para el crecimiento del sector, pues “limitan las oportunidades de inversión para el capital privado internacional, en particular


“No hay que re-estatizar YPF, sino poner en marcha una nueva empresa que sea socia del Estado nacional” Dip. Claudio Lozano El diputado nacional Claudio Lozano explica que la clave del pensamiento estratégico nacional en materia de energía está en retomar el control de los recursos, no de la empresa, para terminar de una vez por todas con la libre disponibilidad que se le ha otorgado a las multinacionales respecto de los hidrocarburos presentes en territorio argentino.

78 // Estrategia Energética

La Ley 17.319 de 1967, conocida como Ley de Hidrocarburos, es la base de la propuesta alternativa que presenta Lozano. La norma dice que “ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco concesiones de explotación, ya sea de forma directa o indirecta y cualquiera sea su origen”, sin embargo, Repsol cuenta en este momento con concesiones en 86 áreas. “No hay que re-estatizar YPF, porque eso implicaría un desembolso de dinero que no hace falta, sino poner en marcha una nueva empresa que sea socia del Estado nacional y a la cual se deben asignar las concesiones de las 86 áreas que hoy son explotadas de manera irregular por Repsol”, explica Lozano. En la balanza de las inversiones, uno de los aspectos que más preocupa a los empresarios e inversores es el desfasaje entre la oferta y la demanda. La consecuencia inmediata del aumento de la demanda, con el consiguiente retroceso de la producción, es la suba del precio, que hace aparecer una vez más la intención estatal de asumir un rol protagónico en el mercado, que supo relegar a las multinacionales cuando la oferta de crudo era superior. Los datos ejemplifican mejor que, sobre todo en los países en vías de desarrollo, la renta de dicha participación estatal en la explotación de hidrocarburos puede significar una gran ventaja económica: si se fijara el precio del barril a U$S 130, un país como Ecuador estaría recibiendo U$S 100 mensuales por habitante, lo cual significa un tercio de su renta per cápita. En nuestro caso, la retención superaba ligeramente el tercio del total; pero el dato importante a tener en cuenta sería qué porcentaje se aplicaría en función del horizonte de reservas y de la política de asociación para explorar y explotar. Pero, al mismo tiempo, esa intención de retomar el control para el Estado va en contra de los intereses de las grandes corporaciones. En su presentación en la Conferencia Internacional de Energía de Lehman Brothers, a principios de septiembre, en Nueva York, el CEO y Chairman de Schlumberger, Andrew Gould, expresó que la tendencia nacionalista en el ámbito mundial es uno de los factores impedimento para el crecimiento del sector, pues “limitan las oportunidades de inversión para el capital privado internacional, en particular


“Limitan las oportunidades de inversión para el capital privado internacional” Andrew Gould

80 // Estrategia Energética

en las áreas en las cuales es viable obtener ganancias de producción rápidamente”. No quiere decir esto que esas ganancias no vayan a llegar, sino que va a tomar más tiempo que lo que tomarían si se diera un acceso más abierto al mercado. Algo muy parecido había dicho, tres meses antes, durante la sesión plenaria del Congreso Mundial del Petróleo, Antonio Brufau, el CEO de WW. Ese es parte del panorama que trazan los privados y es uno de los aspectos focales en los cuales Argentina deberá plasmar una nueva relación con dichos actores, redefiniendo a su vez el rol de regulador e impulsor de la trama energética. Acerca de este dilema, que se estructura en torno a la facilidad con que los diferentes actores pueden atraer inversiones, Ariza dice que “la producción energética debe estar por delante de la demanda para poder ser promotora de inversiones, ya que si va por detrás se convierte simplemente en una producción cara”. “La demanda ha sido creciente porque había capacidad ociosa en las industrias, pero eso no es eterno. Esto nos lleva al problema de la inversión en general, luego a la inversión energética. En líneas generales, la inversión no es suficiente para generar un desarrollo acelerado, porque apenas repone el capital instalado. El país aún no ha generado una política pro-inversora que permita desmarcarse de esa presión de la demanda”, concluye. La clave, en definitiva, pasa por definir si las empresas argentinas van a poder sustentar sus negocios con la explotación de los yacimientos más accesibles o si van a requerir inversiones privadas para aprovechar u optimizar la explotación de los campos remanentes, detectados o potenciales. Ahí es donde la estrategia de alianzas debería primar y permitir que la dicotomía se deje a un lado para poder lograr una cooperación entre ambos modelos. Redefinir estas cuestiones permitiría que las empresas internacionales aporten proyectos adicionales, relacionados por ejemplo con cuestiones energéticas, de cooperación cultural y de desarrollo profesional del personal local, sin entregar necesariamente el control sobre los recursos naturales. Esa es la idea que lleva a pensar que el Bicentenario no debe ser presentado como una celebración continuada y conmemorativa, sino que debe aprovecharse como una oportunidad para planificar, como un proceso de reflexión y estructuración de la Nación que se quiere para el futuro; para dejar de creer que Brasil encuentra petróleo y comenzar a comprender que Brasil, durante muchos años, buscó petróleo.-


“Limitan las oportunidades de inversión para el capital privado internacional” Andrew Gould

80 // Estrategia Energética

en las áreas en las cuales es viable obtener ganancias de producción rápidamente”. No quiere decir esto que esas ganancias no vayan a llegar, sino que va a tomar más tiempo que lo que tomarían si se diera un acceso más abierto al mercado. Algo muy parecido había dicho, tres meses antes, durante la sesión plenaria del Congreso Mundial del Petróleo, Antonio Brufau, el CEO de WW. Ese es parte del panorama que trazan los privados y es uno de los aspectos focales en los cuales Argentina deberá plasmar una nueva relación con dichos actores, redefiniendo a su vez el rol de regulador e impulsor de la trama energética. Acerca de este dilema, que se estructura en torno a la facilidad con que los diferentes actores pueden atraer inversiones, Ariza dice que “la producción energética debe estar por delante de la demanda para poder ser promotora de inversiones, ya que si va por detrás se convierte simplemente en una producción cara”. “La demanda ha sido creciente porque había capacidad ociosa en las industrias, pero eso no es eterno. Esto nos lleva al problema de la inversión en general, luego a la inversión energética. En líneas generales, la inversión no es suficiente para generar un desarrollo acelerado, porque apenas repone el capital instalado. El país aún no ha generado una política pro-inversora que permita desmarcarse de esa presión de la demanda”, concluye. La clave, en definitiva, pasa por definir si las empresas argentinas van a poder sustentar sus negocios con la explotación de los yacimientos más accesibles o si van a requerir inversiones privadas para aprovechar u optimizar la explotación de los campos remanentes, detectados o potenciales. Ahí es donde la estrategia de alianzas debería primar y permitir que la dicotomía se deje a un lado para poder lograr una cooperación entre ambos modelos. Redefinir estas cuestiones permitiría que las empresas internacionales aporten proyectos adicionales, relacionados por ejemplo con cuestiones energéticas, de cooperación cultural y de desarrollo profesional del personal local, sin entregar necesariamente el control sobre los recursos naturales. Esa es la idea que lleva a pensar que el Bicentenario no debe ser presentado como una celebración continuada y conmemorativa, sino que debe aprovecharse como una oportunidad para planificar, como un proceso de reflexión y estructuración de la Nación que se quiere para el futuro; para dejar de creer que Brasil encuentra petróleo y comenzar a comprender que Brasil, durante muchos años, buscó petróleo.-


82 // Estrategia Energética

Por Martín R. Santos*

:: Siguiendo los lineamientos de la casa matriz en España, la oficina local de la empresa adopta la responsabilidad social como un modelo de gestión integral. :: Con el respaldo de la Fundación, sus programas se han consolidado como referentes para las compañías que dan sus primeros pasos. :: Por primera vez, su Informe de RSC 2007 obtuvo la calificación B+, una distinción para las empresas que cumplen rigurosamente y con transparencia los criterios establecidos por la guía G3 de la GRI (Global Reporting Initiative). *Director de Revista-Sinergia.com, primera publicación académica sobre RSE

| Entrevista a María Bettina Llapur,

directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural Ban

83 // Estrategia Energética

Estar en contacto con la realidad para acompañar el desarrollo de la sociedad


82 // Estrategia Energética

Por Martín R. Santos*

:: Siguiendo los lineamientos de la casa matriz en España, la oficina local de la empresa adopta la responsabilidad social como un modelo de gestión integral. :: Con el respaldo de la Fundación, sus programas se han consolidado como referentes para las compañías que dan sus primeros pasos. :: Por primera vez, su Informe de RSC 2007 obtuvo la calificación B+, una distinción para las empresas que cumplen rigurosamente y con transparencia los criterios establecidos por la guía G3 de la GRI (Global Reporting Initiative). *Director de Revista-Sinergia.com, primera publicación académica sobre RSE

| Entrevista a María Bettina Llapur,

directora de Relaciones Institucionales de la Fundación Gas Natural Ban

83 // Estrategia Energética

Estar en contacto con la realidad para acompañar el desarrollo de la sociedad


¿Por qué se eligió desarrollar las acciones y programas de responsabilidad social desde la estructura de una fundación y cómo desembarcó en Argentina esta idea? La estrategia de crear una fundación tiene la ventaja de la independencia respecto al negocio, porque se otorga un presupuesto para que sea administrado con autonomía. Además, el patronato está formado mayoritariamente por personas ajenas a la empresa, que son convocados por su conocimiento en la materia. No hay influencia de áreas como marketing, comunicación o publicidad y, por ende, las decisiones se toman desde una visión completamente objetiva. La Fundación es original de España y tiene la sede principal allá, pero solventa programas en los distintos países en los cuales la empresa tiene oficinas y aquí en Argentina está presente desde 1993. ¿Cuánto influye la independencia con la que se administran los fondos destinados a los programas de RSE? Mucho, porque permite que se lleven a cabo programas no necesariamente vinculados a la actividad de Gas Natural. Cuando las ideas se presentan, la Fundación las acepta o no de acuerdo con la sustentabilidad del proyecto. 84 // Estrategia Energética

En Primera Exportación, por ejemplo, el público que se favorece con el programa no es obligatoriamente un cliente o un proveedor. Muchas pymes vienen de diversos lugares del país a pesar de que nuestra actividad comercial tiene un espacio geográfico delimitado. Cuando se lanzó la campaña promocional, se envió un insert junto con la factura, en treinta partidos de la zona norte y oeste del Gran Buenos Aires. Sin embargo, una de las primeras consultas llegó de una empresa radicada en Bariloche... ¿De qué manera se mantiene una identidad con la cultura de gestión responsable que se promueve desde la matriz en España a las oficinas en otros países? Hay directrices, parámetros e indicadores que todas las filiales deben seguir, ya que no tendría sentido que la matriz respete determinados valores éticos y luego las oficinas no sean consecuentes al actuar en otras comunidades. Es una de las búsquedas, por el ejemplo, del Informe GRI (Global Reporting Initiative). Este informe es uno de esos parámetros que deben tenerse en cuenta y nosotros aquí lo estamos implementando desde 2004 (el grupo lo hacía ya desde dos años antes). La verdad es que es una buena herramienta para evaluar la gestión y en el Informe 2007 logramos por primera vez contar con la calificación B+ en la implementación de los indicadores.

“La ventaja de crear una fundación está en la independencia con que se manejan los fondos respecto al negocio”.

Además, con la creación del Comité de Reputación Corporativa se facilita el acceso y la participación activa de todas las áreas a la estrategia responsable, para que no sea una cuestión de presentar sólo un informe anual, sino una actitud encarnada en el modo de conducción y trabajo de las áreas –y de las personas–, en cada eslabón de Gas Natural BAN y en su integración al core business.


¿Por qué se eligió desarrollar las acciones y programas de responsabilidad social desde la estructura de una fundación y cómo desembarcó en Argentina esta idea? La estrategia de crear una fundación tiene la ventaja de la independencia respecto al negocio, porque se otorga un presupuesto para que sea administrado con autonomía. Además, el patronato está formado mayoritariamente por personas ajenas a la empresa, que son convocados por su conocimiento en la materia. No hay influencia de áreas como marketing, comunicación o publicidad y, por ende, las decisiones se toman desde una visión completamente objetiva. La Fundación es original de España y tiene la sede principal allá, pero solventa programas en los distintos países en los cuales la empresa tiene oficinas y aquí en Argentina está presente desde 1993. ¿Cuánto influye la independencia con la que se administran los fondos destinados a los programas de RSE? Mucho, porque permite que se lleven a cabo programas no necesariamente vinculados a la actividad de Gas Natural. Cuando las ideas se presentan, la Fundación las acepta o no de acuerdo con la sustentabilidad del proyecto. 84 // Estrategia Energética

En Primera Exportación, por ejemplo, el público que se favorece con el programa no es obligatoriamente un cliente o un proveedor. Muchas pymes vienen de diversos lugares del país a pesar de que nuestra actividad comercial tiene un espacio geográfico delimitado. Cuando se lanzó la campaña promocional, se envió un insert junto con la factura, en treinta partidos de la zona norte y oeste del Gran Buenos Aires. Sin embargo, una de las primeras consultas llegó de una empresa radicada en Bariloche... ¿De qué manera se mantiene una identidad con la cultura de gestión responsable que se promueve desde la matriz en España a las oficinas en otros países? Hay directrices, parámetros e indicadores que todas las filiales deben seguir, ya que no tendría sentido que la matriz respete determinados valores éticos y luego las oficinas no sean consecuentes al actuar en otras comunidades. Es una de las búsquedas, por el ejemplo, del Informe GRI (Global Reporting Initiative). Este informe es uno de esos parámetros que deben tenerse en cuenta y nosotros aquí lo estamos implementando desde 2004 (el grupo lo hacía ya desde dos años antes). La verdad es que es una buena herramienta para evaluar la gestión y en el Informe 2007 logramos por primera vez contar con la calificación B+ en la implementación de los indicadores.

“La ventaja de crear una fundación está en la independencia con que se manejan los fondos respecto al negocio”.

Además, con la creación del Comité de Reputación Corporativa se facilita el acceso y la participación activa de todas las áreas a la estrategia responsable, para que no sea una cuestión de presentar sólo un informe anual, sino una actitud encarnada en el modo de conducción y trabajo de las áreas –y de las personas–, en cada eslabón de Gas Natural BAN y en su integración al core business.


Contar con los parámetros de responsabilidad social impuestos por la matriz permitió que la empresa sea una de las pioneras, porque hace diez años en Argentina eran muy pocas las empresas vinculadas a este tema. ¿Cómo fue el comienzo de los programas? A finales de 1993, como respuesta al brote de cólera que hubo en la región, se lanzó el “Programa de prevención de endemias en zonas de frontera”, en el que contamos con la colaboración de la Unión Europea para realizar estudios multidisciplinarios a cargo de abogados, sociólogos, arquitectos… Se tardó seis meses en el diseño antes de comenzar la implementación. ¿Qué comparación puede realizarse con el programa Primera Exportación, que llegó después y que aún hoy mantiene su vigencia?

Lo más destacable de ese programa es que nuestra empresa no sólo no tenía actividades en la región del Noroeste argentino, sino que no tenía injerencia comercial alguna en Bolivia. La frontera fue tomada nada más que como un accidente político y el programa fue un éxito gracias a que la Fundación es administrada y controlada de forma independiente, como dije en un principio.

El gran objetivo de “Primera Exportación” es aportar a las pymes algo que les permita desarrollarse como organizaciones. Todas deben realizar un trabajo de mejora antes de involucrarse con el comercio exterior y nosotros apuntamos a formarlas en ese desarrollo. Las pymes deben poder responder de la forma esperada cuando los importadores del extranjero les consultan acerca de cómo se producen las mercaderías, si el proceso es contaminante, si se emplean menores… ¿Qué lugar tiene la RSE dentro de esa capacitación para el desarrollo que se le ofrece a las empresas pequeñas y medianas? Las pymes son muy permeables a la RSE. Uno de los primeros puntos que se descubren son los del Pacto Global y la idea de que si todos los cumplimos realmente, es posible que alcancemos un grado más alto de sustentabilidad. Eso se extiende incluso a los proveedores, a quienes se les envía el Código de Conducta, y se trata de inculcar un interés por el cuidado del medio ambiente; no como un lujo, sino como una necesidad. Es importante destacar esa diferencia porque en ese sentido hasta algunos asuntos como el embalaje de la mercadería son susceptibles de impugnarse.

“El programa Primera Exportación tiene como misión formar a las pymes para que se desarrollen como organizaciones”.

87 // Estrategia Energética

El primero fue sin dudas mucho más difícil; más complejo. Sobre todo porque se debieron establecer alianzas con gobiernos –en los ámbitos nacional, provincial y municipal– de dos países diferentes, ya que el cólera estaba afectando a la Argentina y a Bolivia. Además, junto con el apoyo que se recibió de la UE también hubo exigencias fuertes, auditorías y requisitos en cuanto a la contratación de profesionales que debimos respetar.

¿Cuál fue la misión de esta segunda etapa de los programas de RSE de Gas Natural en Argentina?


Contar con los parámetros de responsabilidad social impuestos por la matriz permitió que la empresa sea una de las pioneras, porque hace diez años en Argentina eran muy pocas las empresas vinculadas a este tema. ¿Cómo fue el comienzo de los programas? A finales de 1993, como respuesta al brote de cólera que hubo en la región, se lanzó el “Programa de prevención de endemias en zonas de frontera”, en el que contamos con la colaboración de la Unión Europea para realizar estudios multidisciplinarios a cargo de abogados, sociólogos, arquitectos… Se tardó seis meses en el diseño antes de comenzar la implementación. ¿Qué comparación puede realizarse con el programa Primera Exportación, que llegó después y que aún hoy mantiene su vigencia?

Lo más destacable de ese programa es que nuestra empresa no sólo no tenía actividades en la región del Noroeste argentino, sino que no tenía injerencia comercial alguna en Bolivia. La frontera fue tomada nada más que como un accidente político y el programa fue un éxito gracias a que la Fundación es administrada y controlada de forma independiente, como dije en un principio.

El gran objetivo de “Primera Exportación” es aportar a las pymes algo que les permita desarrollarse como organizaciones. Todas deben realizar un trabajo de mejora antes de involucrarse con el comercio exterior y nosotros apuntamos a formarlas en ese desarrollo. Las pymes deben poder responder de la forma esperada cuando los importadores del extranjero les consultan acerca de cómo se producen las mercaderías, si el proceso es contaminante, si se emplean menores… ¿Qué lugar tiene la RSE dentro de esa capacitación para el desarrollo que se le ofrece a las empresas pequeñas y medianas? Las pymes son muy permeables a la RSE. Uno de los primeros puntos que se descubren son los del Pacto Global y la idea de que si todos los cumplimos realmente, es posible que alcancemos un grado más alto de sustentabilidad. Eso se extiende incluso a los proveedores, a quienes se les envía el Código de Conducta, y se trata de inculcar un interés por el cuidado del medio ambiente; no como un lujo, sino como una necesidad. Es importante destacar esa diferencia porque en ese sentido hasta algunos asuntos como el embalaje de la mercadería son susceptibles de impugnarse.

“El programa Primera Exportación tiene como misión formar a las pymes para que se desarrollen como organizaciones”.

87 // Estrategia Energética

El primero fue sin dudas mucho más difícil; más complejo. Sobre todo porque se debieron establecer alianzas con gobiernos –en los ámbitos nacional, provincial y municipal– de dos países diferentes, ya que el cólera estaba afectando a la Argentina y a Bolivia. Además, junto con el apoyo que se recibió de la UE también hubo exigencias fuertes, auditorías y requisitos en cuanto a la contratación de profesionales que debimos respetar.

¿Cuál fue la misión de esta segunda etapa de los programas de RSE de Gas Natural en Argentina?


88 // Estrategia Energética

¿Cómo cree que puede afectar la crisis económica global de esta época sobre el crecimiento de la RSE en los países no desarrollados? Tal como se hizo aquí en Argentina en 2001, vamos a apuntalar programas para poder sobrellevar el momento. Hace siete años el contexto fue muy duro porque había necesidades básicas insatisfechas. El trabajo que se realizó debió enfocarse en huertas, organizaciones sanitarias, cuidados primarios de la salud… La idea no es descuidar el soporte cultural o científico que debe tomar el sector privado, sino, en caso de que se repita la situación de crisis, redefinir los proyectos del sector para volver a vincularlos a las necesidades básicas. Es indispensable mantener el contacto con la realidad, para saber en qué etapa debe pasarse a la reinserción y acompañar la evolución de la sociedad. El monitoreo permanente es regla. ¿Y en el sector energético en particular, cuál es el compromiso que debe asumirse? Es un sector con mucha participación y programas de RSE. Es difícil encontrar empresas que no tengan acciones de este tipo, porque el contagio es tan importante como el rol de las asociaciones que nuclean, como el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y el Gas). Sin embargo, debemos seguir trabajando. Debemos interactuar con el resto de los sectores y trabajar sinérgicamente en pos de una sociedad mejor. Quienes tenemos la suerte de trabajar en una empresa debemos asumir el compromiso de compartir. Tenemos esa obligación desde el momento en el que comenzamos a hablar de responsabilidad.

Links: www.gasnaturalban.com.ar www.globalreporting.org


#3 Estrategia Energetica  

Magazine de Debate del Sector Energético.

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you