Ee13

Federico BernalCONSEJO DE REDACCIÓN

Desde el 16 de abril, el sector hidrocarburífero nacional atraviesa un proceso de transformación revolucionario. A la renacionalización de YPF siguió la Ley 26.471 de Soberanía Hidrocarburífera, el decreto 1.189 (17 de julio), que obliga a “las jurisdicciones y entidades del sector público nacional a contratar a YPF la pro-visión de combustible y lubricantes para la flota de automotores, embarcaciones y aeronaves oficiales”, y finalmente el decreto 1.277, que reglamenta la mencionada ley. La desregulación petrolera de 1989, piedra basal de la privatización del sector, llega a su fin. Una vez más, el Estado se hace cargo de la política hidrocarburífera nacional y de su principal empresa, YPF. Atrás quedó la “exitosa” administración de Repsol, exitosa por las ingentes ganancias reportadas a accionistas y Casa Ma-triz entre 1999 y fines de 2011, por supuesto, en detrimento de los 40 millones de habitantes de nuestro país. De ahora en más, queda por demostrar al pueblo argentino que nosotros –a través del Estado empresario– somos y hemos sido ca-paces de administrar, gestionar, controlar y explotar nuestros propios recursos, en función del interés mayoritario y de un modelo de industrialización y moderniza-ción económica. Desde la renacionalización en abril, los tradicionales argumentos del “Estado ineficiente y elefantiásico” han vuelto al ruedo. Vayan aquí algunas respuestas de personajes emblemáticos de nuestra historia petrolera a la vocingle-ría privatizadora, pues el debate de aquí en adelante es cultural.

“Se ha dicho: ‘El Estado es incapaz de administrar’, olvidando que el Estado, como ente abstracto, no explota. Para ejercer esta función, tiene que exteriori-zarse y crear el organismo del caso, delegando facultades en una comisión o en un directorio al que fija líneas de conducta, revistiéndolo de la autonomía nece-saria para su gestión y dándole atribuciones y medios para producir, transportar, vender y disponer del producido de la explotación. Si para la composición de esos directorios se han de designar personas conscientes y capaces, ¿qué razones pueden invocarse para dudar del buen éxito de sus gestiones administrativas? Para justificar la desconfianza sería necesario creer que un directorio de esa naturaleza debe forzosamente fracasar por el hecho de estar compuesto de argentinos”. La frase, escrita en 1916, pertenece a Enrique M. Hermitte, descubridor del petróleo en la Argentina, el 13 de diciembre de 1907.

Para terminar, la siguiente frase de Enrique Mosconi (El Petróleo Argentino, Págs. 202 y 207): “Ha llegado ya el momento de seleccionar hombres y capitales, y establecer asimismo protección para hombres y capitales nacionales. Organizan-do el trabajo y las explotaciones de las riquezas nacionales con hombres y dinero del país, mejoraremos evidentemente nuestras condiciones de vida, estimulando el espíritu de empresa en el capital nacional. […] Debemos asignar una impor-tancia principal en la formación de las aptitudes profesionales especializadas, que permitirán la elección de los que deben preparar la Nación para conducirla con felicidad a través de los conflictos en que se pudiera encontrar”.

No sé usted, estimado lector, pero yo como argentino me considero eficiente y capaz. Y de eso se trata, en el fondo, absolutamente todo. ¿Por qué debería el Es-tado fracasar al frente de YPF y de la política petrolera nacional? Parafraseando al primer director de la gran petrolera recientemente recuperada: “[A partir de ahora] Los habitantes de la República no sufren más imposiciones que las emanadas de su propio Gobierno, que decide, libre de injerencias extrañas, en todo lo relativo al combustible líquido. Empiezan a volcarse tierra adentro los millones que hasta entonces tomaban el camino del mar. La Nación Argentina se ve libre de todo pe-ligro o acechanza que pudiera perturbarla o detenerla en su marcha a su futuro en-grandecimiento y bienestar”. Basta creer para hacer; basta comprenderse y confiar en las propias capacidades individuales y colectivas para hacer bien. La República Argentina y su pueblo son extraordinarios. El presente y el futuro nos pertenecen.

La eficiencia del Estado y del pueblo argentino

DIRECTOR EDITORJulio Roberto Gómez

CONSEJO DE REDACCIÓNRaúl Dellatorre

EDITORA PERIODÍSTICAViviana Campos

REDACCIÓNGustavo LahoudLeandro RenouFederico BernalRicardo De DiccoHugo MonteroViviana CamposCecilia LaclauDiego RodríguezMartín Santos

DISEÑO GRÁFICOPOLP Producciones

DIRECTOR COMERCIALMario Esman

CORRECCIÓNDiana Gamarnik

IMPRESIÓNArtes Gráficas BuschiFerré 2250, CABA

POLP PRODUCCIONESAv. Corrientes 848 Piso 12 Of. 12/13Ciudad Autónoma de Buenos AiresTelefax 54 011 4394-2848http://[email protected]

PROPIETARIO DE LA REVISTAPOLP Producciones

STAF

F

LAS COLABORACIONES FIRMADAS SON EXCLUSIVARESPONSABILIDAD DE LOS AUTORES.

ESTRATEGIA ENERGÉTICA

es una marca registrada Nº 2.781.129Queda 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 No. 651.882

MAGAZINE #13AÑO 06 · JUL/AGO 2012

SUM

ARIO

Lo que Repsol nos dejó.

Por Gustavo Lahoud

YPF BUSCA INVERSIONES Y SE GUARDA DIVIDENDOS PARA VOLCARA LA PRODUCCIÓN

20

EL SISTEMA ENERGÉTICO EN LA ARGENTINA

Y LA EXPROPIACIÓN DE YPF

NOTA DE TAPA

24 28 34

40 44 54 62

MAGAZINE #13AÑO 06 · JUL/AGO 2012

Por Leandro Renou

YPF APUESTA A VALORIZAR YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

Por Federico Bernal

AVANCES DEL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2004-2015

Por Ricardo De Dicco

CÓMO GESTIONARLOS DESECHOS NUCLEARES

Por Hugo Montero

EL TÚNEL DEL TIEMPO:CUANDO SE HIZO LA LUZ,PÁVEL YABLOCHKOV

Por Viviana Campos

LA ARGENTINA ELÉCTRICAA VEINTE AÑOS DE LA PRIVATIZACIÓN

Por Cecilia Laclau

INVERSIONES ESTRATÉGICAS

Por Diego Rodríguez

LA MEJORA CONTINUA Y EL DESEMPEÑO ENERGÉTICO DE LAS ORGANIZACIONES

Por Martín Santos

08

por

Gus

tavo

Lah

oud

EL SISTEMA ENERGÉTICOEN LA ARGENTINAY LA EXPROPIACIÓN DE YPF08

Año 2010

I - El carácter estructural de la actual coyuntura de crisis energética: conceptos centrales

La situación de la coyuntura energética presente es bien co-nocida por los ciudadanos argentinos en algunas de sus mani-festaciones más relevantes y críticas. Dos de esas aristas de la problemática son, precisamente, la agudización de la pérdida del autoabastecimiento y, por ende, del suministro de recursos hidrocarburíferos, y el crecimiento constante de las necesida-des de importación de combustibles líquidos para paliar esa brecha. Ello nos permite afirmar que estamos atravesando una coyuntura de crisis y, con el fin de fundamentar en forma apro-piada su carácter estructural, nos parece relevante, en primer lugar, definir algunos conceptos que coadyuvan a describir y comprender la situación.

Comencemos por la definición de sistema. Un sistema es un conjunto de entidades, objetos, ideas, en relaciones estables de interdependencia. Cualquier conjunto de partes que confor-man una red estable de interacción puede ser considerado un sistema. Una misma entidad puede ser considerada como un sistema y como componente de sistemas más amplios. Los pro-cesos de producción, transformación, transporte, distribución y consumo de la energía se conciben como un subsistema que presenta fuertes interacciones con el sistema económico-social.

El enfoque sistémico concibe su objeto como el estudio de los procesos sociales de producción, transformación, transporte o transmisión, distribución y consumo de la energía, en toda su conformación multidimensional (aspectos físico-geológicos, técnico-económicos, ambientales, legales, sociales, políticos y culturales). El centro de la atención no se fija solo en la relación entre recursos escasos y las necesidades ilimitadas, sino también y fundamentalmente en los agentes sociales que tienen poder de decisión sobre esos recursos y los que encarnan esas necesidades.

Además, la estructura del sistema es un conjunto de relaciones entre las partes que lo conforman, cada una de las cuales tiene roles y/o funciones bien determinados y que interactúan a par-tir de una serie de reglas de juego compartidas. En ese sentido, podemos ampliar que la estructura del sistema energético es el conjunto de actores públicos y privados con funciones y/o roles bien definidos en los sectores de la cadena, sus relaciones eco-nómicas, productivas y de intercambios y el marco regulatorio y normativo entendido como las reglas de juego que contienen a todos los actores.

Justamente, la estructura de un sistema energético puede anali-zarse y comprenderse al observar la matriz energética, que es la configuración de los actores, sus relaciones y las reglas de juego imperantes en un período de tiempo determinado expresada a través de la composición por fuentes de origen de la energía. En este sentido, la foto más general e incluyente de la estructura del sistema puede observarse al analizar la matriz energética primaria desagregada por fuentes de generación. Es decir, la contribución de cada uno de los recursos energéticos presentes en la naturaleza a la generación de energía.

Cuando observamos esta variable crítica y su evolución en los últimos cincuenta años, corroboramos que la matriz energética nacional está muy fuertemente concentrada en los recursos

de origen fósil –fundamentalmente petróleo y gas y, además, carbón–, lo cual significa que existe una dependencia estruc-tural de los hidrocarburos para la generación de energía. La contracara de ello es la pobre diversificación de la matriz de generación, que se reproduce en todos los subsectores, y pro-fundiza la dependencia de los hidrocarburos y el desequilibrio del conjunto del sistema.

Por todo ello, decimos, entonces, que afrontamos un problema de carácter estructural que, tal como vemos en los gráficos, se ha acentuado en las últimas dos décadas al compás de las polí-ticas de liberalización y desregulación.

10 |

EST

RA

TEG

IA E

NER

GÉT

ICA

II - Descripción de la situación del sector energéti-co: principales indicadores

A partir de esta imprescindible introducción de carácter teórico y contextual, elaboramos una descripción general de la situa-ción del sector energético en el país, poniendo foco con más detenimiento en la situación del subsector hidrocarburífero.

En tal sentido, se enuncian un conjunto de datos estratégicos que son claves a la hora de comprender la presente coyuntu-ra en la que está inmersa la Argentina, caracterizada por un escenario de escasez en materia de hidrocarburos, con niveles de reservas y extracción en franca declinación y con la conso-lidación de una estructura de toda la cadena energética fuer-temente controlada por la presencia de pocos jugadores con peso específico importante que determinan –y profundizan– el esquema de vaciamiento y desinversión crónica que ha conver-tido en estructural la vulnerabilidad energética del país.

Fuente: S.E.N.

Otros primarios 10 %

Petróleo 40 %

Gas Natural 50 %

Otros primarios 12 %

Petróleo 41 %

Gas Natural 47 %

Año 2000

Fuente: S.E.N.

• Argentina es, como se dijo, un país hidrocarburo-dependien-te. El petróleo (40 %) y el gas natural (50 %) explican en con-junto el 90 % de la oferta de energía primaria, según datos de la Secretaría de Energía del año 2010. Por su parte, el suministro eléctrico depende en un 55 % de centrales térmicas, abasteci-das mayormente con gas natural.1

• Las reservas certificadas de petróleo y gas natural, y en el con-texto de niveles de extracción en constante declinación, alcan-zan para solo 7 y 8 años, respectivamente. Escasas inversiones de capital de riesgo en exploración durante el período 1999-2011, en un contexto de rentas extraordinarias sin precedentes históricos y de ausencia del Estado en materia de regulación y planificación, explican la nula posibilidad de reponer reservas comprobadas de petróleo y gas en el país.

• Alta concentración económica en las reservas, extracción y ex-portación de petróleo y gas natural por parte de conglomerados extranjeros y grupos económicos locales. Los únicos agentes económicos formadores de precios de combustibles, y tarifas de gas y electricidad, son las principales compañías petroleras que operan en el país. Elevado precio del barril de petróleo para el mercado interno (promedio de US$ 60 según tipo de petróleo), considerando los costos operativos de extracción, y en particular el costo del barril (US$ 12 aproximadamente). Nulo control y regulación del Estado, acentuado a partir la privatización de toda la cadena hidrocarburífera.

• Resultados de la privatización del sector: Primero: escasas inversiones de capital de riesgo en exploración, sobreexplota-ción de yacimientos, nulas inversiones en infraestructura de transporte, petroquímica y refinación; segundo: saturación de la capacidad de transporte de gas natural en 2004 y de sumi-nistro eléctrico en 2010, importación neta de hidrocarburos en 2010, saturación de la capacidad de refinación de petróleo en 2010, agotamiento de reservas de petróleo y gas natural entre 2015 y 2018, de no encararse cambios profundos en el funcio-namiento del sistema.

• El sector refinación está trabajando al 90 % de su capacidad instalada. Por consiguiente, el abastecimiento del mercado in-terno de combustibles es muy vulnerable cuando las plantas paran, ya sean estas circunstancias programadas o por contin-gencias no previstas.

• Considerando una tasa de crecimiento del 5 % anual en el consumo de combustibles del mercado interno, la proyección al año 2012 señala que, de no incrementarse la actual capa-cidad instalada de refinación, se manifestará un creciente y persistente déficit de carácter estructural. En el año 2011, el Estado nacional destinó 9.397 millones de dólares para cubrir la importación de combustibles líquidos, mientras que el saldo comercial de la balanza energética fue deficitario en 3.029 mi-llones de dólares.

• Se observa que el parque de refinación presenta un grado importante de envejecimiento tecnológico y no muestra una tendencia a incrementar la capacidad de elaboración de acuer-do con las presentes y futuras necesidades del país.

1 Ver De Dicco, Ricardo y Bernal, Federico: “Odisea energética de Argentina 2010”, en Estrategia Energética, Año 3, Número 8, diciembre de 2010.

Por otro lado, en lo que respecta específicamente a la gene-ración de oferta eléctrica total –cuyo coeficiente está hoy en el orden de los 25.000 MWh realmente disponibles–, se observa un mismo escenario de dependencia de las fuen-tes de origen fósil.2 En efecto, alrededor de un 55 % de la oferta eléctrica disponible se origina en centrales ter-moeléctricas, que funcionan alimentadas por gas natural aunque, debido a la escasez creciente de este hidrocarburo, se están utilizando combustibles líquidos como el fueloil y el gasoil, lo cual impacta en el rendimiento total de las referidas centrales.3

Luego se ubica la fuente de generación hidroeléctrica, que está en un porcentaje que viene decreciendo en los últimos años y que hoy varía entre un 30 % y un 35 % de la oferta total disponible. Finalmente, tenemos la fuente de genera-ción nucleoeléctrica, que participa con un porcentaje que está entre el 5 % y el 7 % del conjunto de esa misma oferta.

Estos datos muestran una coyuntura actual que puede de-nominarse, sin caer en alarmismos, de crisis energética, y que tiene un carácter estructural, entre cuyas causas pode-mos encontrar lo que sigue:

• La Argentina, por el nivel de reservas de gas y petróleo com-probadas, nunca puede ser considerado un “país petrolero”, sino como máximo un “país con petróleo”, por lo que son obje-tivos contradictorios en el largo plazo exportar más y mantener simultáneamente el autoabastecimiento;

• La capacidad instalada en refinación, transporte y almace-namiento actúa como una barrera de entrada a nuevos actores (para que ingrese uno nuevo –aun el Estado– debe salir otro), favoreciendo la concentración del mercado;

• Nuestra oferta energética es muy dependiente de la disponi-bilidad de hidrocarburos;

• A diferencia de otros países, el nuestro tiene usos alternativos para su suelo, por lo que cada nuevo emprendimiento genera impactos sociales, económicos y ambientales;

• No existe una cultura del ahorro y la eficiencia energética, tal vez relacionada con los largos períodos de consumo postergado durante las sucesivas crisis macroeconómicas y las explosiones del mismo en los momentos expansivos;

• Una cúpula empresarial con comportamiento rentístico y con baja tendencia al esfuerzo inversor;

• Una progresiva pérdida en las últimas décadas por parte del Estado de la capacidad de planificar, coordinar e intervenir en el sistema energético.

2 Ver De Dicco, Ricardo y Bernal, Federico: “Avances en el Plan Energético Nacional”, en CLICET, octubre de 2010, <http://www.cienciayenergia.com/Contenido/pdf/101010_radfb_arg.pdf>

3 Téngase en cuenta que la Argentina importa combustibles líquidos de mercados como Venezuela y, en los últimos cinco años, comenzó a importar gas natural licuado que proviene, básicamente, de Trinidad y Tobago y que se regasifica en buques especialmente acondicionados en el puerto de Ingeniero White, en Bahía Blanca, y en Escobar. La oferta adicional de gas que se canaliza al mercado por esta vía se estima en unos 8 a 10 millones de m3/d entre mayo y agosto de cada año, utilizados casi en su totalidad para el funcionamiento del Polo Petroquímico de Bahía Blanca.

12

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

La perpetuación de estas condiciones de vulnerabilidad extre-ma del sistema energético en la Argentina ha ido de la mano de la instrumentación “eficiente” del denominado modelo de la a-regulación, cuyas características centrales no se han modi-ficado en la Argentina en las últimas dos décadas de erráticas políticas energéticas. Describimos sucintamente este modelo y, finalmente, tratamos de esbozar un ejercicio descriptivo y crí-tico sobre la expropiación parcial de Repsol YPF, sus objetivos y consecuencias.

III - El modelo de la a-regulación

El sistema energético nacional ha acumulado en los últimos años un conjunto de problemas que, al compás de su agudiza-ción, se han convertido en factores estructurales que permiten describir y explicar su creciente vulnerabilidad.

Por un lado, el funcionamiento de carácter rentístico instalado a partir de las reformas estructurales de los 90, que desregula-ron y fragmentaron el sistema energético nacional. Esta lógica se basó en:

• la liberalización integral del mercado de los hidrocarburos;

• la fijación de los precios de las transacciones internas por par-te de los agentes privados (libertad de precios dixit);

• la creación de un mercado exportador de hidrocarburos con la consecuente libre disponibilidad de divisas por parte de las empresas que operan en el sistema;

• la paulatina privatización y fragmentación de los activos pú-blicos estatales en los subsectores de hidrocarburos y eléctrico y;

• la creación de una estructura regulatoria laxa y proclive, por ello mismo, a la no intervención del Estado en la materia.

Además de lo ya mencionado, entre los años 1991 y 1994, la administración menemista produjo una serie de modifica-ciones radicales que consolidaron estas nuevas reglas de juego instaladas en el mercado de la energía en la Argentina.

La primera de ellas fue el cambio de la estructura societaria de YPF, convertida en SA en 1991 para abrirla luego al capital privado, proceso que concluyó en 1999 con la oferta hostil que presentó la española Repsol para hacerse de la casi totalidad de las acciones de la empresa.

Luego, en 1992, se aprobó una norma clave: la llamada Ley de Federalización de los Hidrocarburos, que abrió claramente el juego a las provincias en lo referente a las decisiones sobre la tenencia accionaria en la empresa y sobre la propiedad de los recursos. Finalmente, la Reforma Constitucional de 1994, que en su artículo 124 estableció el dominio originario de los recursos por parte de las jurisdicciones provinciales.

Vale decir, también, que todas las provincias –incluida Santa Cruz– vendieron sus tenencias accionarias en YPF a Repsol. Por último, el Estado nacional renunció en los hechos a la denominada “acción de oro”, llave estratégica que le permitía hacer uso del poder de veto sobre los planes de negocios enca-rados por la empresa.

De esta forma, durante los 90, el país alcanzó un autoabaste-cimiento artificialmente sostenido en un modelo típicamente extractivista y promercado, con una estructura oligopólica y concentrada que, al compás de la aceleración en la explotación de los pozos de gas y petróleo que habían sido descubiertos durante los 50 años previos a la YPF SA, generaba una dismi-nución paulatina de los niveles de reservas comprobadas con las que contaba la Argentina.

Tanto es así que, para 1989, teníamos 30 años de reservas de gas y unos 28 de petróleo, mientras que después de más de 20 años, nos encontramos con una situación de difícil reversión en el corto plazo, ya que contamos con 8 años aproximadamente de reservas de petróleo y unos 9 de reservas de gas, con un estancamiento estructural en la reposición de reservas debido a la falta de inversiones que permitieran reducir la magnitud de los daños acumulados, a sabiendas de que, a pesar de todo ello, nuestro país ha sido poseedor de modestas reservas hidrocarbu-ríferas, lo cual es muy diferente de ser un Estado sentado sobre riquezas petroleras desbordantes (es decir, como señalábamos antes, somos un país con gas y petróleo pero no un país petro-lero y gasífero).

En los últimos años, las medidas tomadas han profundizado las vulnerabilidades de la Argentina en los aspectos señalados, ya que en 2006 se aprobó la Ley 26.197 –denominada Ley Cor-ta–, que modificó la Ley Nacional de Hidrocarburos 17.319, vigente desde 1967.4 (Ver Recuadro 1)

Simultáneamente, las provincias petroleras comenzaron a ce-rrar acuerdos con las compañías operadoras de las cuencas con actividad productiva en la Argentina. Esto derivó en renovacio-nes de concesiones de campos y bloques de explotación de gas y petróleo que se extendieron por 20, 30 y hasta casi 40 años, como fue el caso de Cerro Dragón, el principal yacimiento de petróleo de la Argentina, ubicado en Chubut y operado por Pan American Energy, que, a partir de los nuevos contratos vigentes, podrá operar estos pozos hasta el año 2047. En todos estos casos, las provincias han obtenido los mismos porcentajes de ingresos por pago de regalías –un 12 % sobre los totales extraídos–, pero, en contrapartida, y de la mano de amplias políticas de incentivos, se han dado facilidades importantes en materia de devoluciones de impuestos, lo que configura un es-cenario soñado para las operadoras hidrocarburíferas.5

La conclusión fundamental de este segmento es que en el “jue-go de la energía”6, las “reglas de juego” y las formas que tome la planificación, coordinación e intervención por parte del Estado nacional (o la falta de ellas) son aspectos estructurales esencia-les: ningún país en el mundo (salvo la Argentina de las últi-mas décadas), y por ende ninguna empresa petrolera privada, niegan el carácter estratégico de la disponibilidad de energía suficiente y se adaptan (y adaptan el nivel de sus inversiones) al marco regulatorio existente y al modelo de planificación y control que establezcan los Estados.

La Ley 26.197, aprobada en 2006 y promulgada en enero de 2007, profundizó el escenario de desgua-ce de las estructuras nacionales de planificación e intervención en materia de política energética, que comenzó con los famosos tres decretos liberalizado-res de la Administración Menem –1055/89, 1212/89 y 1589/89– y que continuó con la Ley 24.145 de Federalización de los Hidrocarburos y Privatización de YPF, sancionada y promulgada en 1992. En efec-to, en su artículo 1º, la denominada Ley Corta es-tablece: “Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Esta-do nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentre”. De esta ma-nera, refuerza lo normado por la citada Ley de 1992 y modifica dramáticamente la Ley Nacional de Hidro-carburos 17.319, vigente desde 1967 y que establecía taxativamente la propiedad inalienable, imprescrip-tible y exclusiva del Estado nacional sobre todos los recursos hidrocarburíferos existentes. En conclusión, las provincias poseen el dominio originario sobre los recursos (art. 2 de la Ley) y, además, se transforman en la autoridad concedente y de aplicación en mate-ria de contratos y tienen el poder de fiscalización y de policía en lo que respecta a asuntos tributarios y regulatorios. (http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegIn-ternet/anexos/120000124999/123780/norma.htm)

Recuadro 1

4 Ver Bernal, Federico, De Dicco, Ricardo y Freda, Francisco: Cien años de petróleo argentino, Colección Claves para Todos, Capital Intelectual, Buenos Aires, 2008.

5 http://www.lanacion.com.ar/914182-aceptan-un-amparo-contra-el-acuerdo--chubut-pan-american

6 Ver Matus, Carlos, Teoría de Juego Social, Colección Planificación y Políticas Públicas, Universidad Nacional de Lanús, diciembre de 2007.

IV - Hacia dónde vamos con YPF. Contexto y pro-puestas

Desde comienzos de año, la problemática energética y la agudi-zación de la crisis vinculada a la pérdida del autoabastecimiento en petróleo y gas, cuya contracara es la creciente cuenta que le representa al Estado nacional el sostenimiento de esta bre-cha (9.397 millones de dólares durante 2011 destinados a la importación de combustibles líquidos, con un saldo comercial en combustibles negativo en 3.029 millones –según la infor-mación oficial–), han estado en el centro de la escena política.7

Esta situación fue abordada por la misma Presidenta de la Na-ción en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso Nacio-nal el pasado 1º de marzo, ocasión en la que señaló la situación crítica del mercado de los hidrocarburos en términos de la baja pronunciada en los niveles de extracción y la falta de inver-siones por parte de los actores privados del sector, apuntando específicamente a Repsol-YPF, primer productor de petróleo (34 %) y segundo productor de gas en la Argentina (23 %) y

7 Ver Secretaría de Energía de la Nación e Instituto Argentino de Petróleo y Gas.

ESTRA

TEGIA

ENER

GÉTIC

A | 1

5

el jugador más importante en el oligopolio del sector de refi-nación y distribución de combustibles, con un control del 60 % del mercado aproximadamente. Esta situación de vulnera-bilidad es aún más elocuente si se considera que en 1998 –año que registra la mayor producción de crudo con 48 millones de m3–, YPF era responsable de un 45 % del petróleo extraído, mientras que en 2004 –año de la mayor producción gasífera– tenía un 38 % del mercado.8

En esa dirección, los gobernadores de las provincias petrole-ras fueron los actores que llevaron adelante la ofensiva inicial contra Repsol-YPF, a partir de la confirmación de una serie de reversiones de concesiones de áreas petrolíferas que estaban en manos de la empresa hace más de una década. A Chubut y Santa Cruz, le siguieron Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa. En la mayoría de los casos, las revocaciones eran simbólicas, ya que en buena medida se trataba de áreas que no registraban producción, pero, a comienzos de abril, Chubut primero y luego Santa Cruz amenazaron con revertir dos áreas –Manantiales Behr en el primer caso y Los Perales-Las Mesetas en el segundo– que representan un 9 % y 8 % aproximada-mente de toda la producción de YPF.

En efecto, el 16 de abril, la Presidenta de la Nación –en un mensaje transmitido por cadena nacional– oficializó la presen-tación de un proyecto de ley que establecía efectivamente la declaración de interés público nacional al logro del autoabas-tecimiento de hidrocarburos; declarando a su vez de utilidad pública y sujeto de expropiación un 51 % del patrimonio neto de YPF SA, que estaba en manos de Repsol-YPF.

La estrategia de fundamentación de la medida pasaba por los siguientes ejes:

1) Una reivindicación de la condición estratégica de los hidrocarburos, con el objetivo de fundar la declaración de interés público.

2) Una descripción del desempeño empresario de YPF SA, mientras estuvo controlada por Repsol-YPF, que habría generado como consecuencia la pérdida del autoabasteci-miento energético.

3) Una descripción de las razones por las cuales una estrategia de solución al problema hace innecesaria y hasta incompatible la presencia de Repsol-YPF como controlante de YPF SA.

Ahora, dado que la única medida que se promovió bajo el pa-raguas de la recuperación de la soberanía hidrocarburífera es la expropiación de la tenencia accionaria de Repsol, nos obliga a formular algunas preguntas sobre cuestiones que consideramos estratégicas a la hora de recuperar la planificación, el control y la regulación estatales en la actividad económica de los hidro-carburos.

En primer lugar, nos preguntamos si se puede avanzar en recu-perar soberanía, sin modificar una coma del régimen jurídico de los hidrocarburos, vigente desde hace dos décadas, que per-petúa un escenario de ausencia de planificación y control del

8 Ver Rossi, Antonio: “La expropiación abrió el camino a un replanteo total del sector energético”, Sección El País, Clarín, domingo 6 de mayo de 2012.

Estado nacional. Es, justamente, el régimen de a-regulación del que hablábamos en el punto anterior.

Aquí va una enumeración sucinta de los principales instrumen-tos legales:

• Ley de Reforma del Estado y Emergencia Económica.

• Decreto 1212/89 (libre importación y exportación de crudo y derivados; liberación de los precios; libre capacidad de refinación, de instalación y titularidad de bocas de expendio).

• Derogación de art. 25 y art. 34 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, que prohibían la tenencia de más de 5 concesiones de explotación o más de 5 permisos de exploración a un mismo operador.

• Decreto 2778/90 (transformación de YPF en SA).

• Ley 24.145 (federalización de hidrocarburos y priva-tización de YPF) y 24.474 (acción de oro).

• La Reforma Constitucional de 1994 (establece el do-minio originario de las provincias sobre los recursos).

• Ley 26.197/2007 (“Ley Corta”): profundiza el esce-nario de provincialización y establece incentivos fisca-les e impositivos a las empresas del sector.

Recuadro 2

En estos años, el Gobierno nacional tomó solo dos medidas que se apartaron del régimen jurídico vigente, pero jamás se encaró una revisión integral de todo el esquema en el marco de una nueva política energética. En efecto, las retenciones a las exportaciones, que se comenzaron a adoptar a fines de 2004 y fueron reforzadas a fines de 2007, determinaron una parcial apropiación de renta durante el trienio 2007-2009 (cualquier precio del barril de crudo mayor a 42 dólares era captado por el Estado a partir de este mecanismo). Nos parece importante ci-tar aquí una referencia del especialista Diego Mansilla, recogi-do del muy buen informe “Repsol YPF y el sector energético”, elaborado por el Instituto de Pensamiento y Políticas Públicas (IPYPP):

“La renta petrolera (la que está por encima de los costos de pro-ducción más una ganancia ‘normal’ del 20 % sobre los mismos) total del período 2003-2009 fue de US$ 86.105 millones, a razón de US$ 12.301 millones anuales. Descontadas las reten-ciones y las regalías a las provincias petroleras, la renta petrolera de la que se apropian las firmas del sector ha sido en promedio de US$ 8.481 millones, es decir que en los 7 años computados han embolsado US$ 59.369 millones”9.

9 Raffo, Tomás et al. (2012): “Repsol YPF y el sector energético”. Instituto IPYPP, abril 2012, pp.10-11.

16

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

La segunda medida fue la suspensión de la libre disponibilidad de divisas establecida en los decretos desreguladores menciona-dos para las actividades mineras e hidrocarburíferas. Esta me-dida se adoptó durante 2011 al compás de crecimiento de la brecha energética y de los problemas fiscales.

En concreto, en este punto nos preguntamos si no estamos ante la necesidad estratégica de una nueva ley nacional de hidrocar-buros que derogue toda la normativa preexistente y unifique en un cuerpo legal sólido y coherente el conjunto de regulaciones y políticas que desde el Estado nacional deben abordarse. Allí se abre, probablemente, el camino para el planteo de una nueva empresa estatal de hidrocarburos.

Ahora, para sustentar la posibilidad de construir una alternativa autónoma en materia energética, se hace imprescindible controlar los activos estratégicos vinculados a la actividad hidrocarburífera.

Como bien sabemos, los activos estratégicos de cualquier em-presa petrolera son las reservas comprobadas de hidrocarburos. En tal sentido, nos parece fundamental encarar una auditoría integral sobre todos los campos en los que operaba Repsol-YPF y, por extensión, sobre el resto de los operadores privados. Recordemos que desde hace casi veinte años, son las mismas empresas las que, contra presentación de declaración jurada, tienen el “control” de lo que se extrae en las operaciones de los yacimientos en la Argentina. Esta grave anomalía se condice con un Estado que ha perdido voluntad política y capacidad técnica para asumir un rol indelegable: controlar las reservas, su reposición y los niveles de extracción.

Si se encara una política de reestatización, es fundamental saber quién pagará la cuenta y cuál es el precio real de la compañía. Piénsese que, en los últimos años, las reservas hidrocarburíferas han estado en el centro de la escena en todo el mundo por su artificial valorización financiera, operatoria que vino de la mano de la creciente especulación bursátil en los mercados de bienes energéticos y mineros. Por ende, distingamos el valor de libro de la empresa del valor mercado, más aún en el caso de YPF, que desde la llamada “argentinización” ha agravado su crisis.

¿Quién paga las consecuencias del proceso de argentinización antes referido? Nos preguntamos por qué, entre 2008 y 2011, Repsol-YPF siguió girando la totalidad de las utilidades a Ma-drid ante el cuadro de agudización de la crisis de abastecimien-to. Esta situación fue en parte abordada a comienzos de 2012, cuando el gobierno le exigió al directorio de la empresa –por motivos fiscales, presupuestarios y cambiarios– la reinversión de las utilidades del 2011 en la Argentina, de modo tal de fre-nar la creciente fuga de divisas.

Por último, recordemos que todas las inversiones extranjeras en la Argentina están protegidas por los Tratados Bilaterales de Inversiones, instrumentos que han asegurado, en la mayoría de los casos, el mantenimiento de condiciones casi ideales para las empresas multinacionales en un escenario de liberalización de la normativa regulatoria y de ausencia deliberada del Estado.

En tal sentido, tal vez, ha llegado el momento de revisar estos acuerdos, ya que nuevamente escuchamos los mismos cantos

de sirenas sobre la “seguridad jurídica” de los inversores, en este caso, los españoles. Por eso nos preguntamos: ¿y la seguridad jurídica de los ciudadanos argentinos?, ¿y la seguridad de un abastecimiento barato y eficiente de energía para garantizar el desarrollo nacional?

En definitiva, cualquier posición que se defina sobre la Ley de Soberanía Hidrocarburífera debe girar en torno a dos cues-tiones claves:

1- La recuperación de la presencia del Estado en la principal empresa de hidrocarburos del país, ¿será un instrumento via-ble para la recuperación de parte de renta petrolera ligada a la explotación de YPF? Ahora, si la decisión tiene que ver con ampliar los márgenes de disponibilidad de fondos para la im-portación del faltante de combustibles (visión de corto plazo), ¿será suficiente para compensar los costos de la adquisición?

2- Cualquier mecanismo de expropiación establecido no puede desatenderse de la problemática central: la empresa vale por sus activos (reservas) y por sus deudas. Por ende, ¿cuál es el patrimonio neto de la compañía? ¿Cuál sería un justo precio? Y una pregunta inquietante: ¿no terminaremos por financiar la salida de los españoles en el momento en que la rentabilidad comenzó a caer en forma acelerada?

V - Conclusión

A partir de todo lo expuesto y más allá de las vulnerabilidades estructurales que el sistema energético arrastra desde hace dos décadas, es importante señalar que, por primera vez, aparecen conceptos claves que remiten a la posibilidad de cambiar las reglas de juego bajo las que ha funcionado el sistema energético en la Argentina.

Hablamos, básicamente, de la declaración de “interés públi-co de los hidrocarburos” y la recuperación del control ac-cionario de parte de la compañía a través de su expropiación.

Es necesario recordar que la soberanía sobre los hidrocarburos es la consecuencia de una serie de políticas públicas que tiendan a lograr simultáneamente cuatro objetivos, bajo la premisa inexcu-sable de que ninguno de ellos puede ser cumplido a costa del otro:

a- Sostenibilidad: abastecimiento suficiente y estable para acompañar la demanda a lo largo del tiempo.

b- Sustentabilidad ambiental: en los términos reconocidos por nuestra legislación para la preservación de los ecosistemas y la vida humana, haciendo posible la reproducción de las condi-ciones biofísicas del entorno.

c- Accesibilidad: acceso a la energía para toda la población, ya que la energía es, ante todo, un derecho humano inalienable e imprescriptible.

d- Autonomía y margen de maniobra: planificación, diseño, regulación e intervención por parte del Estado nacional en to-dos los eslabones de la cadena hidrocarburífera, para consolidar grados crecientes de control y autoridad en el manejo de los recursos naturales estratégicos.

18

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

YPF BUSCA INVERSIONESY SE GUARDA DIVIDENDOSPARA VOLCAR A LA PRODUCCIÓN20

por

Lea

ndro

Ren

ou EL NUEVO DIRECTORIO REINVERTIRÁ $ 5.700 MILLONES

PARA REVERTIR LA DISMINUCIÓN DE POZOS

En el marco de un paquete de medidas, que in-

cluye un plan de mayor producción y creación

de 10.000 nuevos puestos de trabajo, la Asam-

blea de Accionistas decidió crear un fondo para

aplicar a nuevos emprendimientos. El CEO Ga-

luccio llamó a invertir a grupos extranjeros.

Mientras se prepara para buscar inversores con el objeto de ex-plotar los yacimientos no convencionales, YPF realizó la pri-mera Asamblea General Ordinaria de accionistas en la que se discutió qué hacer con los dividendos obtenidos por la firma que ahora opera bajo el ala del Estado. Según especificaron desde la empresa, por una decisión de carácter estratégico, se decidió reinvertir la mayor parte de las ganancias.

En la reunión, llevada a cabo el 17 de julio último, y bajo la conducción del CEO Miguel Galuccio y el secretario de Polí-tica Económica, Axel Kicillof, se resolvió que la empresa abo-nará un dividendo de 303 millones de pesos (66,6 millones de dólares) y reservará 5.751 millones de pesos (1.264 millones de dólares) para inversiones, buscando revertir una producción declinante.

“Entre las decisiones fundamentales, se destacan la aprobación del balance del año 2011. Simultáneamente se objetó la gestión llevada adelante en ese período por la caída de reservas y de producción de gas y de petróleo, y por la merma en la explora-ción”, señaló la empresa en un comunicado. En ese encuentro, desarrollado en el edificio de la petrolera en Puerto Madero, también se aprobó la creación de una reserva con un 5,7 % del total de las utilidades del año 2011, que asciende a 303 millo-nes de pesos y que será utilizada para el pago de dividendos. El Directorio de YPF estará facultado para determinar la oportu-nidad de su distribución en un plazo que no podrá exceder el año en curso.

“Esta propuesta confirma el interés de YPF por ser una empresa transparente y atractiva para los inversores”, sostuvo la compa-ñía y agregó que “asimismo, se determinó destinar la suma de 5.751 millones de pesos a constituir una reserva para inversio-nes en las distintas actividades de la compañía, dando así un paso sustancial para la meta propuesta de culminar 2012 con una inversión cercana a los 3.500 millones de dólares”.

La firma nacional blanqueó, de hecho, la razón que motivó el ahorro: “El cambio de política de reparto de dividendos se con-trapone con las adoptadas en los últimos años, cuando el pago de utilidades superaba el 80 % de las ganancias”, destacó YPF.

La decisión, sin embargo, no es aislada. Días antes de esa asam-blea, Galuccio formalizó un llamado a inversores extranjeros. Por medio de un número del newsletter de la Embajada argen-tina en los Estados Unidos –que llega en forma directa a la dirigencia política, económica y financiera del país del Norte–, planteó lo que, a su entender, es el futuro de la YPF nacional.

“Queremos liderar el cambio del paradigma energético de la Argentina y que el país pase de ser importador neto de ener-gía a ser capaz de explotar sus recursos hidrocarburíferos para convertirse así en exportador, y líder en el rejuvenecimiento de yacimientos maduros y en la explotación de recursos no con-vencionales”, sostuvo Galuccio y añadió que “vamos a volver a un nivel de actividad que YPF no veía hace más de 15 años. Perforaremos en 2013 unos 1.000 pozos, un nivel que no se alcanzaba desde 1996, y sumaremos 20 equipos nuevos de per-foración”.

22

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

Con referencia a los hidrocarburos no-convencionales (Shale Gas), el Presidente y CEO de YPF afirmó que “la gran apues-ta de nuestra compañía es el desarrollo intensivo de nuestros recursos no convencionales. Para eso estamos diseñando un piloto del modo factoría, aprovechando la última tecnología disponible, que será la llave del éxito que nos permitirá liberar todo el potencial de nuestro petróleo y gas no convencional”. Asimismo, Galuccio explicó que “YPF va a ser el primero en hacerlo en América Latina. Ya estamos trabajando con nuestros mejores profesionales y convocando a los expertos que llevaron adelante con gran éxito experiencias similares en el mundo”.

El Plan “YPF y los Trabajadores”, punto por punto

La petrolera YPF anunció el lanzamiento del plan “YPF y los Trabajadores”, que busca llevar al máximo nivel la formación técnica de nuevos cuadros tecnológicos y, a la vez, incrementar la cantidad de pozos a explotar.

En la presentación, en la provincia de Mendoza, el CEO de la firma explicó que el programa sumará 10.000 nuevos puestos de trabajo en los próximos cinco años. El programa de forma-ción técnica involucra a 45.000 trabajadores y buscará poten-ciar la capacitación y la innovación tecnológica de la compa-ñía. “Nuestro objetivo es crecer con eficiencia productiva”, dijo Galuccio.

Durante su exposición, en el salón “Finca Don Miguel”, de Luján de Cuyo, Galuccio describió el plan de la compañía para elevar la cantidad de pozos de 746 (los estimados para 2012) hasta llegar a 1.345 en 2017. Este objetivo incluye poner en funcionamiento en el mismo lapso 70 equipos de perforación (actualmente hay 38), con un fuerte impacto en la generación de empleo ya que demandará la creación de 10.000 nuevos puestos de trabajo.

Así, el CEO de YPF describió cómo buscará quebrar la decli-nación del 6 % anual que se vino registrando desde 2004 hasta 2011 en la producción de petróleo y de gas en la Argentina. Con este plan que ya presentó en Neuquén y hoy en Mendoza, la compañía buscará transformar en positivo ese 6 % y conver-tirlo en el crecimiento anual en el período 2012-2017.

El programa, como ya mencionamos, capacitará a 45.000 tra-bajadores (15.000 propios y unos 30.000 pertenecientes a con-tratistas), y estará a cargo de un equipo especializado de 220 instructores que dictarán 1.700 cursos en Mendoza, Neuquén, Río Negro, La Pampa, Chubut, Santa Cruz y Buenos Aires.

“Después de haber hablado con miles de trabajadores, com-probé que el sueño de la YPF que estamos pensando es posible. Trabajo de sol a sol y hay mucha gente comprometida en mi equipo y en la Argentina para hacerlo posible”, expresó Ga-luccio y agregó que “no hay nada más desmotivante para un trabajador que perder a un compañero en el campo. Por eso la seguridad está por encima de cualquier ganancia y cualquier otra cuestión que se considere prioritaria”.

YPF APUESTA A VALORIZARYACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

por

Fed

eric

o Be

rnal

*

24Director del Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET)*

26

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

La gestión de Repsol en YPF durante el período 1998-2012 ge-neró desequilibrios en materia de producción hidrocarburífera, lo que provocó que la importación de combustibles líquidos derivados, gas natural boliviano y GNL en 2011 ascendiera a casi 9.400 millones de dólares. En efecto, la extracción pe-trolera disminuyó entre 1998 y 2011 un 43 %, la extracción gasífera declinó entre 2004 y 2011 un 37 %, el procesamiento de crudo en las refinerías cayó entre 2007 y 2011 un 19 % y las reservas certificadas de petróleo y gas natural menguaron entre 1999 y 2011 un 41 % y 47 %, respectivamente. A esto se suma la sobreexplotación irracional del 15 % de los yacimientos ma-duros y haber dejado pasivos ambientales, comerciales, sociales y financieros de varios miles de millones de dólares.

No obstante, Repsol obtuvo de YPF una ganancia neta du-rante el período 1999-2011 de 15.728 millones de dólares, la cual posibilitó saldar sus empréstitos para adquirir YPF entre 1998 y 1999, efectuar una interesante distribución de dividen-dos entre los accionistas y, fundamentalmente, financiar áreas de negocios petroleros en diversas partes del mundo (casi toda América, Norte de África, Medio Oriente, etc.). Esta pésima gestión tuvo un impacto muy negativo en el mercado ampliado de la energía de Argentina porque YPF es el principal produc-tor de hidrocarburos del país: 34 % de petróleo, 23 % del gas natural y más del 60 % de la comercialización de los combus-tibles líquidos derivados.

Por tal motivo, el 16 de abril de 2012 la Presidenta de la Na-ción, Dra. Cristina Fernández de Kirchner, tomó la decisión de intervenir la empresa mediante el Decreto 530/2012 y de en-viar al Congreso Nacional un proyecto de Ley para la expropia-ción del 51 % de las acciones de Repsol en YPF, en defensa de la seguridad jurídica de los ciudadanos argentinos. Esto hecho, como es de público conocimiento, se consumó el 3 de mayo con la sanción de la Ley 26.741, que declara de interés público nacional el autoabastecimiento de hidrocarburos, crea el Con-sejo Federal de Hidrocarburos y declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51 % del patrimonio de YPF SA y Repsol YPF Gas SA. Dicha ley fue promulgada al día siguiente.

El 24 de abril, a poco más de una semana de intervenida YPF SA por autoridades nacionales como resultado de trece años de una pésima gestión a cargo de Repsol, las nuevas autoridades de la petrolera argentina (Julio De Vido y Axel Kicillof ) tu-vieron una reunión de trabajo con la empresa estadounidense Exxon Mobil, con el propósito de analizar proyectos de inver-sión de YPF en formaciones de hidrocarburos tradicionales y no convencionales, especialmente sobre estos últimos en la provincia del Neuquén, y más precisamente en la formación Vaca Muerta.

A partir de esta reunión surge la posibilidad de que ambas com-pañías se asocien para la explotación de la formación geológica Vaca Muerta, entre otras. Se estima que esta formación geoló-gica, ubicada en determinadas concesiones de explotación de la cuenca Neuquina, se extiende sobre una superficie total de 30.000 km2, en donde YPF tiene derechos sobre 12.000 km2 (40 %). De esos 12.000 km2 que posee, 5.656 km2 están avan-zados (77 % recursos petroleros y el resto gas natural) y se pueden dividir en diez proyectos, dos de los cuales ya tienen interesados. Entre los objetivos de la nueva YPF bajo control estatal y del Ministerio de Planificación Federal sobre la forma-

ción Vaca Muerta, se destaca alcanzar un volumen de extrac-ción durante los próximos tres años de 130.000 barriles diarios de petróleo y 16 millones de metros cúbicos diarios de gas na-tural. Esa proyección de extracción petrolera para la formación Vaca Muerta equivale al 67 % del volumen de crudo extraído por YPF en todos los yacimientos que operó en el país durante 2011, y en el caso del gas natural, dicha proyección equivale a casi el 51 % del volumen extraído por YPF en todos los yaci-mientos gasíferos del país que operó durante 2011. Para lograr ese objetivo primario, es posible que se acuerde una asociación estratégica entre YPF y Exxon Mobil, en donde la compañía estadounidense desembolsaría el 100 % de una primera inver-sión de aproximadamente 25.000 millones de dólares, la cual sería gestionada por YPF, compartiendo los futuros beneficios en partes iguales entre ambas compañías petroleras.

En relación con el potencial de esta formación geológica, se calcula que las reservas comprobadas de petróleo (actualmen-te auditadas por la empresa Ryder Scott) podrían alcanzar los 22.800 millones de barriles; es decir, más de diez veces el re-manente actual de reservas comprobadas de petróleo de toda la Argentina (y casi el doble de las reservas comprobadas de petróleo que actualmente posee Brasil), lo que posibilitaría al país garantizar el autoabastecimiento de petróleo por casi un siglo al ritmo de explotación actual. Con respecto al gas natu-ral, la estimación de sus reservas comprobadas podría alcanzar los 6,8 billones de metros cúbicos; es decir, más de veinte veces el remanente actual de reservas comprobadas de gas natural de toda la Argentina. Esto le permitiría al país garantizar el autoabastecimiento de gas natural por casi 150 años al ritmo de explotación actual.

Cabe destacar que Exxon Mobil es una de las compañías pe-troleras más importantes del mundo y quizás el más relevante operador de reservas no convencionales de gas natural en los Estados Unidos de América durante las últimas dos décadas.

Recientemente ha trascendido en los medios de prensa gráfica que un grupo de cuatro empresas estadounidenses, Exxon Mo-bil, Chevron, ConocoPhillips y Apache, no solo continúan muy interesadas en celebrar con YPF asociaciones estratégicas para poner en valor los yacimientos no convencionales de hidrocar-buros, sino que además están reclamando al Gobierno una nor-mativa que les garantice que la inversión a realizar les permita en el futuro poder exportar petróleo y transferir utilidades al exte-rior. Si bien es comprensible la solicitud de las empresas, también lo es el hecho de garantizar a los ciudadanos argentinos lograr lo antes posible el autoabastecimiento de hidrocarburos y garanti-zarlo por varias décadas. Es en ese sentido más completo que de-berían negociarse las asociaciones estratégicas con todas aquellas empresas que deseen lucrar con los yacimientos no convenciona-les de nuestro país: primero deben cuantificarse y certificarse los recursos potenciales, y si estos permiten garantizar mediante una explotación racional y lo menos contaminante posible un au-toabastecimiento por un mínimo de 50 años, entonces también se podrá negociar un excedente de producción para exportar, así como también negociar los términos correspondientes a la rein-versión parcial en el país de esas divisas. No sería serio permitir la transferencia al exterior del 70 % de dichas divisas –como se hizo con la desregulación del mercado hidrocarburífero en el primer gobierno menemista– y que recién el año pasado terminó vía decreto presidencial.

por

Ric

ardo

De

Dic

co*

28Director del Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET)*

AVANCES DELPLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2004-2015

Con la implementación a partir del año 2004 del Plan Energéti-co Nacional 2004-2015, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ha gestionado inversiones estratégi-cas en infraestructura energética durante los últimos ocho años por $ 75.648 millones, de las cuales un 75 % correspondieron a inversiones públicas, y el resto a inversiones mixtas y privadas. Se suman a ello inversiones adicionales por $ 52.358 millones que se encuentran en plena ejecución. Buena parte de las inversiones realizadas y en ejecución tienen como fin expandir los sistemas de interconexión de energía eléctrica y de transporte y distribu-ción de gas natural, aumentar la potencia instalada y construir nuevas centrales eléctricas, desarrollar formas de energía renova-ble, invertir en exploración y particularmente en nuevas técnicas de extracción hidrocarburífera, etc.

Entre los objetivos fundamentales del Plan Energético Nacional podemos destacar la necesidad de diversificar la matriz ener-gética, con el propósito de disminuir la dependencia histórica del aparato productivo nacional respecto a los hidrocarburos, recursos naturales y estratégicos no renovables. Actualmente la oferta total de energía primaria de Argentina se conforma en un 88 % por hidrocarburos (50,3 % gas natural, 36,4 % petróleo y 1,3 % carbón mineral), 2,9 % por energía nuclear, 5,1 % por hi-droenergía y 4 % por energías renovables. El objetivo hacia el año 2015 es disminuir la dependencia hidrocarburífera y aumentar la participación de formas de energía alternativas: 72 % hidrocar-buros (38,9 % gas natural, 30,9 % petróleo, 2,2 % carbón mi-neral), 4,3 % nuclear, 12,8 % hidroenergía y 10,9 % renovables.

En ese sentido, se realizaron importantes obras de infraestruc-tura que ya fueron concluidas, correspondientes a energías al-ternativas a los hidrocarburos, tales como el aumento de cota en la hidroeléctrica binacional Yacyretá (1.800 MW adiciona-les), el aumento de potencia en la hidroeléctrica Río Grande (Córdoba, 350 MW adicionales), la construcción de dos nue-vas hidroeléctricas Los Caracoles (San Juan, 120 MW) y Salto Andersen (Río Negro, 7,5 MW), la incorporación del Ingenio Santa Bárbara (Tucumán), en la generación de electricidad a base de biocombustibles (8 MW), la construcción y puesta en marcha de los parques eólicos Arauco I (La Rioja) (25 MW), y Rawson I y II (Chubut, 77,4 MW), el desarrollo de la primera etapa de cuatro correspondiente al Parque Solar Fotovoltaico Cañada Honda (San Juan, 5 MW), y la primera central térmi-ca a biogás procedente de rellenos sanitarios en Buenos Aires (5 MW). Todas estas obras fueron llevadas a cabo con inver-siones públicas, en el caso de las correspondientes a equipos de generación eólica, solar fotovoltaica, biomasa y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, fueron financiadas por la empresa estatal ENARSA, creada en 2004 durante el gobierno de Néstor Kirchner.

En plena ejecución se encuentran otros proyectos de inversio-nes públicas: la instalación de los parques eólicos Arauco II (La Rioja) (25 MW), y Puerto Madryn (Chubut, 220 MW), la construcción de la hidroeléctrica Punta Negra (San Juan, 60 MW), el Programa GENREN de ENARSA (895 MW de energía eólica, solar y biomasa), la incorporación de ingenios del Norte Argentino que produzcan electricidad a base de bio-combustibles (135 MW), el actual proceso de puesta en mar-cha de la central nucleoeléctrica Atucha II (745 MW), para la cual se estima el inicio de la comercialización de energía en 2013 y la extensión de vida útil por 30 años adicionales de la

central la extensión de vida útil por 30 años adicionales de la central nucleoeléctrica Embalse, cuyas tareas finalizarán en 2015, estas dos últimas en el contexto del proceso de reacti-vación del Plan Nuclear de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) iniciado en agosto de 2006.

Por otra parte, en los próximos años se llevarán a cabo otras obras de gran magnitud con inversiones públicas, como la se-gunda etapa del Programa GENREN de ENARSA (356 MW), la construcción de nuevas centrales nucleoeléctricas (proyec-tos CAREM y Atucha III), la construcción de las hidroeléc-tricas Los Blancos (Mendoza, 485 MW), Chihuido (Neu-quén, 637 MW), Presidente Néstor Kirchner (Santa Cruz, 1.140 MW) y Gobernador Jorge Cepernic (Santa Cruz, 600 MW), además de proyectos pendientes de hidroeléctri-cas binacionales con Brasil: Garabí (1.152 MW) y Panambí (1.048 MW) con Brasil, y el proyecto para la ampliación de Yacyretá y mecanización del vertedero Aña Cuá con Paraguay (750 MW adicionales).

En relación con el aumento de potencia del parque de gene-ración térmica a base de combustibles fósiles, se realizaron inversiones públicas para la puesta en marcha de las centra-les Pilar (Córdoba, 350 MW, en una segunda etapa alcanzará 530 MW), Ensenada de Barragán (Buenos Aires, 550 MW, en una segunda etapa alcanzará 869 MW) y la modernización de la central térmica Villa Gesell (Buenos Aires, 75 MW adicio-nales). A estas obras se suman las centrales térmicas de ciclo combinado San Martín (Santa Fe) y Belgrano (Buenos Aires) (1.660 MW en conjunto) como resultado de inversiones mix-tas, además de casi 2.000 MW adicionales en centrales térmicas resultado de inversiones privadas. Con respecto a las obras de financiamiento público actualmente en ejecución del parque de generación térmica, se destacan la construcción de las cen-trales Brigadier López (Santa Fe, 280 MW), Río Turbio (Santa Cruz, 240 MW), cierre de ciclo combinado Pilar (Córdoba, 180 MW), cierre de ciclo combinado en Ensenada de Barragán (Buenos Aires, 319 MW), sin olvidar los 364 MW adicionales financiados por inversión privada. A punto de iniciarse, se des-tacan la central Manuel Belgrano II (Buenos Aires, 810 MW) de inversión pública, las centrales Vuelta de Obligado (Santa Fe) y Almirante G. Brown (Buenos Aires) (1.100 MW en con-junto) de inversiones mixtas, y 142 MW adicionales de inver-sión privada.

En suma, el aumento de la potencia instalada del Sistema Argen-tino de Interconexión de Energía Eléctrica (SADI) ha superado a la fecha los 8.000 MW desde la puesta en marcha del Plan Ener-gético Nacional en mayo de 2004, es decir, un incremento de la potencia eléctrica instalada del 42,4 % respecto a la existente en el año 2003, como resultado del desarrollo y finalización de obras con inversiones públicas, mixtas y privadas equivalentes a $ 44.648 millones, a los que se sumaron $ 20.712 millones para obras en ejecución y próximas a realizar.

En el segmento de transporte eléctrico, se hicieron inversiones públicas en líneas de extra alta tensión cuyas obras fueron fina-lizadas por $ 12.400 millones, en tanto se encuentran en eje-cución y próximas a iniciar inversiones por $ 5.900 millones. Hacia el año 2003, el SADI tenía una longitud de 9.669 km de líneas de alta tensión, mientras que a diciembre de 2010 se había expandido hasta 12.299 km (11.731 km en 500 kV),

30

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

lográndose superar los 14.000 km en mayo de 2012. En lo con-cerniente a la red eléctrica en 500 kV del SADI, su longitud en 2003 era de 9.083 km, y para mayo de 2012 se logró expandir hasta 13.327 km; es decir, los 4.244 km terminados para mayo de 2012 en nuevas líneas de 500 kV del SADI equivalen a un incremento del 46,7 % respecto a igual mes del año 2003, de este modo se obtuvo como resultado la interconexión de todas las regiones eléctricas de Argentina, entre las que se destacan las interconexiones NEA-NOA, Comahue-Cuyo y el Sistema Pata-gónico con el resto del país. Cabe señalar que en 2003 el SADI era radial hacia la Ciudad de Buenos Aires; con la formulación del Plan Energético Nacional vigente se pensó anillar el territo-rio nacional, lo que en términos estratégicos permitió modificar el sistema de energía eléctrica y de gas natural del país, brindar seguridad energética en todo el territorio, e incentivar un desa-rrollo económico en todas las provincias con el fin de mejorar la calidad de vida de los más de 40 millones de ciudadanos ar-gentinos. Como resultado de ello en los últimos ocho años se sumaron al Servicio Público de electricidad 2.149.083 hogares de todo el país (21,9 % más respecto a 2003), mientras que la demanda anual en hogares se incrementó 45 %, en comercios 42 % y en las industrias 35 %.

Con respecto al sector hidrocarburífero, se efectuaron inversio-nes públicas en la ampliación del sistema de transporte de gas natural, cuyas obras han sido finalizadas por $ 18.600 millones, en tanto se encuentran en ejecución y próximas a realizar inver-siones por $ 25.746 millones. Como resultado de las inversiones públicas destinadas al aumento de la capacidad del sistema de transporte troncal/regional y expansión de las cañerías de distri-bución de gas natural durante los últimos ocho años, la demanda de gas natural en los hogares registró un incremento del 41 % durante el período 2003-2012, la demanda registrada en los co-mercios fue del 25 % y en las industrias y centrales térmicas del 26,3 % durante igual período, sumándose 1.675.791 hogares al Servicio Público de gas natural por redes (28,9 % más que en 2003). Todo ello fue resultado de la construcción de 3.034 km de gasoductos nuevos (23,5 % más respecto a 2003) y de la am-pliación de la capacidad de transporte en 27,3 millones de m3/día (23 % más respecto a 2003). Entre las obras más importantes, se destacan el gasoducto Segundo Cruce al Estrecho de Magalla-nes, que posee una capacidad nominal de 18 millones de m3/día de los cuales ya se utilizan 5 millones de m3/día, y el gasoduc-to Juana Azurduy, que cuenta con una capacidad nominal de 27,7 millones de m3/día y transportará gas natural desde Boli-via, como primer tramo del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el cual demandará una inversión pública de $ 25.000 millones. Cabe señalar que en 2008 el Ministerio de Planifica-ción Federal lanzó los programas Gas Plus, Petróleo Plus y Refi-no Plus. Estos dos últimos fueron suspendidos tiempo antes de la expropiación del 51 % de las acciones de Repsol en YPF por incumplimientos contractuales, en tanto continúa actualmente en curso el programa Gas Plus, que tiene como fin promover inversiones en nuevos yacimientos hidrocarburíferos, en espe-cial bajo las formas no convencionales de extracción tales como Shale Gas y Tight Gas. Se han aprobado 43 proyectos que inyec-tan en el presente 4 millones de m3/día adicionales, y se estima alcanzar los 12 millones de m3/día adicionales en los próximos años, con inversiones por US$ 3.033 millones.

32

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

CÓMO GESTIONARLOS DESECHOSNUCLEARES

por

Hug

o M

onte

ro

34

ARGENTINA BUSCA UNA GESTIÓN LIMPIA Y SEGURA

PARA RESIDUOS RADIACTIVOS

Central Nuclear EmbalseFotografía: Nucleoeléctrica Argentina S.A.

Pocos dilemas científicos superan, en complejidad y variantes técnicas en estos tiempos modernos, a aquel que se interroga sobre el destino de la basura. En sus múltiples formas, en sus disímiles dificultades, el conflicto generado por los desechos de cualquier actividad humana exige una respuesta concreta (y lo más rápida posible) de la comunidad científica. La basura a su lugar, claro, pero el destino final de residuos de tan alta ca-pacidad de daño ambiental presenta desafíos singulares y abre un abanico de alternativas limitadas. Los tiempos se acortan, la mecánica de consumo masivo no se detiene, y los riesgos son altísimos desde todo punto de vista: el deterioro del medio ambiente, el costo para la salud humana, la perspectiva de un futuro con cada vez más desechos acumulados, todo esto pre-senta un escenario preocupante desde diversas facetas para un planeta en transformación.

En ese sentido, el asunto de los residuos nucleares es uno de los problemas más alarmantes a los que debe hacer frente la indus-tria nuclear debido, entre otras varias razones, a que una de las características que diferencia a la energía nuclear de todas las demás formas de energía es que el combustible, una vez que-mado, no desaparece completamente del ambiente. Con ese punto de partida, la fabricación de contenedores de residuos radiactivos representa uno de los emprendimientos relevantes del presente, aunque no es el único: la verdadera raíz del pro-blema está en la imprescindible evaluación de los riesgos poten-ciales generados por la degradación de estos contenedores, ya que esto implicaría la contingencia de que el material radiacti-vo que contienen sea liberado al medio ambiente.

“En casi todas nuestras actividades cotidianas necesitamos energía: para alimentarnos, movilizarnos, comunicarnos, como así también para el funcionamiento de industrias y todos los emprendimientos más complejos de las civilizaciones”, explica de un modo introductorio Gustavo Duffó, doctor en Ciencias Químicas de la Facultad de Ciencias Exactas y Naturales de la Universidad de Buenos Aires e investigador independiente del CONICET. Coautor del libro Nada es para siempre. Química de la degradación de los materiales, Duffó se ha ocupado de re-saltar desde su función el esfuerzo que científicos y tecnólogos despliegan desde hace años para evitar que los residuos radiac-tivos resultantes de la producción de energía nuclear contami-nen el medio ambiente, y se ocupa de subrayar los importantes avances de la comunidad para transformar esta energía vital y moderna en una de las más seguras del planeta dentro de las energías de alto consumo. El también docente de la Uni-versidad Nacional de General San Martín (UNSAM) asegura que esa utilización cotidiana de la energía en cualquier proceso industrial produce, como consecuencia natural, residuos. En el caso de las centrales nucleares, esos desechos se generan por las radiaciones emitidas en la fisión, y los fragmentos pueden ser átomos radiactivos de extrema peligrosidad: los residuos de-rivados de las centrales se dividen en dos grandes categorías, según la actividad que posean y el tiempo que tarden en decaer. Algunas de estas radiaciones son nocivas para la salud y, por lo tanto, la prioridad hoy es intentar minimizar al máximo el volumen de los residuos radiactivos y de almacenarlos en lugar seguro hasta que decaigan a límites de radiación inocuos para la vida, al perder su radiactividad.

Estudiar los principales factores que afectan a la durabilidad de los materiales que se utilizan en la fabricación de contenedo-res de residuos radioactivos de media actividad, para asegurar una durabilidad de estas estructuras mayor de 300 años, es el principal proyecto que impulsa el equipo de trabajo de Duffó en la UNSAM desde hace más de diez años. Estos estudios se llevan a cabo aplicando técnicas electroquímicas y medios electrolíticos que contienen las principales especies de bacterias “aguerridas e inhibidoras” de la corrosión que se encuentran en la mayoría de las aguas subterráneas, para poder evaluar su durabilidad en el tiempo. El objetivo final de la investigación es concreto: un futuro emplazamiento de un repositorio ar-gentino, donde destinar las porciones de desechos de mayor peligrosidad. “Con el desarrollo de estas líneas se contará con información de primera mano para seleccionar los materiales del modelo argentino de repositorios de residuos nucleares de alta y media actividad”, señala Duffó.

Si bien los efectos a largo plazo de las bacterias en repositorios nucleares son difíciles de predecir, en la actualidad avanzan en el mundo varias líneas de investigación sobre el papel que las bacterias pueden cumplir a la hora de la degradación de los contenedores: por las características de los depósitos geológi-cos en donde se pretenden confinar, algunos microorganismos extremófilos serían los más aptos para sobrevivir. De hecho, va-rios resultados ya han confirmado que determinadas bacterias podrían en realidad inducir la corrosión del contenedor debido a que la factibilidad de mantener un ambiente estéril en esos lugares es prácticamente imposible.

Con avances y retrocesos, el proyecto avanza en el desarrollo de mecanismos de protección y seguridad ambiental en un país habituado a apelar históricamente a la creatividad y al ingenio de sus científicos para procurar respuestas urgentes, aun cuan-do el financiamiento se demora en aparecer y los investigadores deban recurrir a ejemplos internacionales para avanzar en mo-delos de diseño nacional.

Presente de los residuos radiactivos en Argentina El almacenamiento geológico profundo es la solución que está aceptada en el ámbito internacional como la más segura y via-ble para la gestión final de los residuos radiactivos de alta acti-vidad. Esta decisión se sustenta principalmente en la capacidad de aislamiento y confinamiento de las formaciones geológicas, siempre que reúnan determinadas características de estabilidad, ausencia de vías rápidas de migración y capacidad de retención.

Son pocos los países que han avanzado de un modo sistemático en la decisión de aplicar modelos, y muchos menos aún los que han practicado con diversas variables en cuanto a los materiales definitivos a utilizar. La mayoría de la treintena de países que estudian la eventualidad de construir un repositorio en sus te-rritorios están en la etapa de estudios geológicos de viabilidad y selección de emplazamientos. En la actualidad está en opera-ción solamente un repositorio profundo en los Estados Unidos, utilizado para el almacenamiento de residuos transuránicos con más de dos décadas de vida media procedentes del programa militar americano. En los demás países, los residuos se almace-nan en diferentes depósitos, como en Alemania –en una mina de sal abandonada–, pero hay países que están construyendo

36

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

depósitos especiales, como Bélgica, Canadá, Finlandia, Francia, Japón, España, Suecia, Suiza y el Reino Unido. Para citar un caso, Suecia acaba de habilitar una caverna artificial cavada bajo el mar, pero solo para residuos de baja y de media actividad.

En nuestro país, se almacenan los residuos de baja y media ac-tividad en zonas diseñadas especialmente dentro del predio de las centrales nucleares: se los ubica en tambores metálicos que contienen los residuos inmovilizados en cemento, donde deben estar 200 o 300 años; y los de alta actividad quedan almacena-dos bajo agua en piletas de decaimiento. Según explica Duffó, en estos casos: “Los cálculos realizados por los especialistas in-dican que la barrera geológica será suficiente para impedir que los residuos radiactivos lleguen a la biosfera antes de haber de-caído su radiactividad a niveles no nocivos. De todas maneras

todos los países hacen esfuerzos por diseñar los contenedores metálicos para que perduren por lo menos 10.000 años y ase-gurarse de esa manera que el principio de multibarreras redun-dantes se mantenga”.

Argentina tiene en actividad un repositorio para residuos de baja actividad y en estudio uno para residuos de media acti-vidad. Los elementos combustibles quemados de una central nuclear, una vez descargados del reactor, son almacenados en piletas bajo agua para su decaimiento radiactivo y enfriamien-to, puesto que cuentan con alta actividad. Luego de un cierto tiempo, pueden permanecer en esas piletas, como en la central atómica Atucha I, o ser almacenados dentro de contenedores estancos de acero inoxidable en silos especiales de hormigón, como está sucediendo en el caso de Embalse. En los dos casos, se trata de almacenamientos transitorios, hasta que nuestro país decida su destino posterior.

A principios de la década pasada, se comenzó a estudiar el pro-bable emplazamiento de un repositorio geológico para residuos de alta actividad y, después de un profundo relevamiento terri-torial, se determinó que la localidad de Gastre, en la provincia de Chubut, podría ser uno de los lugares apropiados por sus características. Sin embargo, en agosto de 1993 el proyecto fue oficialmente descartado por la Central Nacional de Energía Atómica (CNEA). El proyecto original ideado para Gastre con-templaba que, a medio kilómetro de profundidad, los desechos bajarían disueltos en vidrio, para evitar que pudieran mezclarse con el agua subterránea. Estos vidrios serían encapsuladas en recipientes herméticos y sucesivos de acero inoxidable, cobre y plomo, y a su vez estarían rodeados de miles de metros cúbicos de una arcilla químicamente capaz de atrapar e inmovilizar los átomos radiactivos que lograran burlar todo ese encierro.

Este sistema estaba pensado para durar milenios sin alteracio-nes, hasta que la mayor parte de los átomos radiactivos hubie-ran decaído y perdido su peligrosidad. Sin embargo, la reper-cusión por el emprendimiento generó una respuesta social que trasladó el tema a la primera plana de los diarios de la región: pudo más el miedo comunitario a la imposición de un mal lla-mado “basurero nuclear” en la zona, que cualquier explicación y argumento brindado por la comunidad científica.

Lo concreto es que, más allá de la escasa información con la que se aborda el tema y los razonables temores de diversos sec-tores de la sociedad civil, el problema de los residuos nucleares en la agenda argentina no puede postergarse demasiado en el tiempo. El riesgo de ignorar el problema es tan alto como la certeza de un futuro sin calidad de vida.

38

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

CUANDO SE HIZO LA LUZ,PÁVEL YABLOCHKOV

40

por

Vivi

ana

Cam

pos

EL TÚNEL DEL TIEMPO

42

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

Contra todo lo que es posible imaginarse, la iluminación artifi-cial no comenzó con la aparición de la lamparita.

En un principio, ya descubierto el fuego, las fogatas se consti-tuyeron en el primer elemento con que se iluminaban los seres humanos y, a partir de las chispas, el hombre se las ingenió para armar las primeras antorchas.

Cerca de 7000 años antes de Cristo las antiguas ciudades de la Mesopotamia se iluminaban a base de lámparas de aceite. Se han encontrado lámparas de terracota también en Egipto y en la antigua Persia. Ya en torno al 2700 a. C. se comienzan a utilizar los metales como el cobre y el bronce.

Las lámparas de metal se fueron transformando a la vez en magníficos objetos de arte, talladas, con figuras, esmaltadas. Durante el primer milenio antes de Cristo se agregó la utili-zación de mechas vegetales y la combustión de aceite de oliva o maíz.

El aporte romano fue, como siempre, de carácter más pragmá-tico. Desarrollaron lámparas, en un principio de terracota, con esmalte o sin él, pero con una o más salidas para mechas, con lo cual obtenían mayor iluminación. Luego con la aparición de los metales utilizaron tanto el bronce como el hierro. Los diseños de las lámparas de aceite se hicieron muchísimo más elaborados.

Philón de Bizancio (fallecido en 280 a. C.) utilizó un regulador flotante para mantener constante el nivel de aceite.

Llegó el siglo I y el gran inventor Herón de Alejandría, inge-niero y matemático, ideó una lámpara que podía permanecer encendida por más tiempo. En su lámpara el aceite que alimen-taba la mecha iba subiendo por una columna a presión.

Leonardo Da Vinci (1452-1519) modificó este ya antiquísimo diseño y le agregó una lente de cristal. Entonces logró que la mecha se fuera quemando en forma constante y que además, gracias a la lente de cristal, su área de trabajo recibiera niveles de iluminación que permitían la lectura nocturna.

En Francia, a partir de 1524, se obligaba a los vecinos a colgar una luz en las puertas de sus casas. Y en 1558 aparecieron los primeros faroles en las esquinas.

En las calles, en tanto, se iluminaban por medio de antorchas portátiles o ancladas en soportes metálicos y que fueron el pri-mer ejemplo de alumbrado público. En los primeros tiempos, cada ciudadano debía encender la antorcha de su puerta, poste-riormente, en 1662, cuando las lámparas fueron fijas, se orga-nizó un cuerpo de personas, una cuadrilla, que se dedicaban a encender, apagar y mantener, en general, el alumbrado público.

En 1781 Aime Argand patenta una lámpara que daba más luz que “7 velas”. Constaba de un quemador circular, una mecha tubular y una columna de aire con el que dirigía y regulaba el suministro de aire a la flama. Él descubrió que la columna de aire circular reducía el parpadeo de la llama. En 1880 Bertrand

Garcel le añadió una bomba con mecanismo de reloj para ali-mentar de aceite a las mechas. Franklin descubrió que dos me-chas daban más luz que dos lámparas.

En Inglaterra, en 1664 John Clayton encontró en el norte de ese país un pozo de gas y lo extrajo por destilación. En 1784 Jean Pierre Minsklers produjo luz por primera vez con gas mineral.

La primera instalación de luminarias de gas la usó William Murdock para iluminar su casa en Birmingham, y posterior-mente, se iluminaron almacenes a los cuales llegaba el gas por ductos de metal.

En tanto los árabes fabricaron las primeras farolas que se acti-vaban cuando se abría el paso del gas.

Frederick Albert Windsor instaló en 1807, por primera vez, lu-minarias en las calles de la ciudad de Londres. Hizo instalar luz de gas en todo el recorrido de la calle Pall Mall. Y logró pasar a la historia como el precursor de la iluminación de gas.

Muchas ciudades de Europa utilizaron este sistema.

En Alemania, en 1650, Otto von Guerike descubrió que la luz podía ser producida por excitación eléctrica. Encontró que cuando un globo de sulfuro era rotado rápidamente y frotado, se producía una emanación luminosa.

En 1706 Francis Hawsbee inventó la primera lámpara eléc-trica al introducir sulfuro dentro de un globo de cristal vacío. Después de rotarlo a gran velocidad y frotarlo logró el efecto observado por Von Guerike. Y en 1840 William Robert Grove encontró que cuantas más tiras de platino o metales en general se calentaban hasta volverse incandescentes más luz producían.

En 1875 el ruso Pável Yablochkov desarrolló en París su idea de “luz de arco”, un sistema completo de iluminación eléctri-ca propulsado por generadores de corriente directa y equipado con un inversor de corriente alterna monofásica. Utilizaba lám-paras con electrodos de carbón y la corriente alterna garantiza-ba que los electrodos ardieran de forma regular. Este sistema para el alumbrado público fue utilizado en octubre del año 1877 en los grandes almacenes del Louvre, “Grands Magasins du Louvre”. Y en 1878 se presentó en la Exposición Universal de París, donde su creador realizó una espectacular demostra-ción para un auditorio internacional, que tuvo un gran éxito. Logró tener 64 lámparas instaladas a lo largo de media milla de la Avenida de la Ópera y alrededor de la Plaza de la Ópera.

Esas lámparas, llamadas “velas eléctricas”, cambiaron la vida del hombre.

Fue Pável Yablochkov el gran inventor, “el primero que con-solidó la idea de la existencia de la luz eléctrica en las men-tes de los hombres”.1

1 Golovanov,Yaroslav: Semblanzas de grandes hombres de ciencia. Progreso, Moscú.1990

por

Ceci

lia L

acla

u

UN ANÁLISIS DEL SECTOR A DOS DÉCADAS DE LOS CAMBIOS DE 1992

44

LA ARGENTINAELÉCTRICAA VEINTE AÑOSDE LA PRIVATIZACIÓNEste año se cumplen veinte años desde la puesta en vigencia del nuevo marco re-

gulatorio eléctrico, la Ley 24.065. Estrategia Energética hace un recorrido por los

principales factores del servicio y habla con los expertos sobre cómo se modificó el

escenario para los usuarios.

Fuente: Centro de Estudio de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE).

Diciembre de 1988. Según el cronograma que publicaba SEGBA en los principales diarios del país, a la región de la Capital Federal y del GBA identificada como A1 se le cortaría el suministro eléctrico de 7 a 12 el miércoles 28; de 17 a 22, el jueves 29; y de 12 a 17, el viernes 30.

Esta era la situación en las vísperas de la llegada del año 1989 y, también, en los días siguientes. El servicio eléctrico sufría una de las mayores crisis de la historia devenida de una serie de hechos adversos que coincidieron, sobre el fin de la gestión del presidente Raúl Alfonsín, para acorralarlo junto con la penosa situación económica y dejaron al sistema en desventaja frente al incremento de la demanda eléctrica. Por ese motivo, como nunca, hubo que recurrir a interrumpir el servicio, rotativa-mente, a todos los clientes, incluso los residenciales.

Los cortes, que empezaron el 12 de diciembre de 1988, con-sistían en suspensiones por períodos de cinco horas por día, entre las 7 y las 22. Algo impensado en la Argentina de hoy. A la par, el sector gasífero inyectaba aire a sus cañerías para evitar

46

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

tizados el sector eléctrico, el del gas natural y el de transporte público de pasajeros, y totalmente privatizado el telefónico.

Nueva ley, nuevo escenario

“En diciembre de 1991, se dicta la Ley 24.065, conocida como Marco Regulatorio Eléctrico, y esto dio lugar a una fuerte co-rriente de inversiones que permitieron, en principio, salir de los cortes programados”, explica Oscar Dores, vocero de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC), en diálogo con Estrategia Energética.

Por entonces, las decisiones políticas acumulaban adhesiones y el modelo de transformación se constituyó en un ejemplo mundial, tanto por la rapidez con la que se salió de la crisis como por la extensión que adquirió la red eléctrica del país.

Según un informe de FUNDELEC de reciente publicación, Ar-gentina consume, hoy, 142 % más de energía que en 1992. En la primera década aumentó un 60 %, demandando 27.800 GWh

desatender el servicio de gas natural por red, hecho que hubiera sido costosísimo por las dificultades técnicas que requiere el restablecimiento de este tipo de prestación.

En el otro extremo del mapa de servicios públicos, el plan Me-gatel, única vía a través de la cual se podía incorporar una línea de teléfono a un hogar, además de ser costoso y de conllevar una espera de hasta cinco años, no alcanzaba a cubrir las nece-sidades de la creciente población.

Con estos antecedentes, la ciudadanía argentina apoyó de buena gana el proyecto de privatización de parte de los servicios públi-cos que planteó, en 1991, el recién llegado al gobierno Carlos Menem, y aunque los estatales salieron a las calles pidiendo dar marcha atrás con el plan, en 1992, estaban parcialmente priva-

más; mientras que, en la segunda y respecto siempre de 1992, el incremento fue de 80 %, utilizando 39.200 GWh más.

En tanto, mientras el registro de mayor consumo de potencia de 1992 alcanzaba los 9.035 MW, a fines de 2011, se ubicó en los 21.564 MW, casi una diferencia del 140 %.

Según Dores, el consumo eléctrico está relacionado con la evolu-ción del PBI: “Cuanto mejor le va al país, más se recurre al con-sumo eléctrico, porque se lo utiliza más para la producción indus-trial pero, también, se la usa más en los hogares, ya que la gente no solo suma electrodomésticos, sino que, además, los usa más”.

En esta misma línea, desde FUNDELEC explican que, si bien, “el uso de energía eléctrica por parte del sector industrial nunca

dejó de crecer en todos los años de la serie, los otros dos sec-tores, el comercial y el residencial, incrementaron su demanda aun más, sobre todo en la segunda década analizada”. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la demanda industrial creció un 47 % en la primera década del milenio, frente al 57 % de suba de la demanda residencial y al 119 % de aumento de los requerimientos desde el sector comercial.

Esto se explica porque la cantidad de usuarios industriales no aumentaron tanto como el sector comercial y el residencial que, respectivamente, subieron un 42 % y un 52 %. Además, mien-tras la adquisición de nueva tecnología industrial beneficia el uso racional de la energía eléctrica, el explosivo incremento en las ventas de electrodomésticos hizo que los usuarios residen-ciales duplicaran el uso de energía eléctrica. El equipamiento de una casa tipo, hoy, incluye uno o dos televisores más que en 1992, equipos de aire acondicionado, heladeras con freezer, horno a microondas, computadoras e infinidad de pequeños electrodomésticos que, a la hora de sumar, elevan el promedio de consumo bimestral al doble: las estadísticas de las dos distri-buidoras de la ciudad de Buenos Aires ubican al consumo pro-medio bimestral de un hogar en torno a los 630 kWh, mientras que, hace dos décadas, ese promedio no superaba los 300 kWh. Esto mismo también se verificó, aunque en menor medida, en el sector comercial.

La oferta, tras la demanda

“No es posible que la demanda aumente sin que la oferta lo per-mita”, argumenta Dores. Si la demanda aumentó casi 150 % fue porque la oferta ha tenido la capacidad de permitirlo, ya sea la oferta local o la oferta del exterior.

Según datos de la empresa que administra el mercado eléctri-co mayorista, CAMMESA, la capacidad de generación se in-crementó un 122 % en estos 20 años, acumulando un mayor aumento en la primera década, cuando subió un 75 %. En la segunda, por su parte, creció un 27 %.

El ingreso de Yacyretá y de la nueva tecnología de las centrales térmicas en los 90 fue clave. En tanto, en el segundo período se sumó Atucha II y la novedosa generación de fuentes alternati-vas que, aunque su aporte todavía es pequeño, configura, hoy, la punta de lanza para la renovación de un parque de genera-ción demasiado atado al gas natural.

Los ciclos combinados que renovaron el parque en los 90 cum-plieron con creces las necesidades de un país que venía de sufrir reiterados cortes en el servicio. De hecho, la indisponibilidad tér-mica bajó de 52 %, en 1992, a 23 %, en 2007. Lo más curioso es que las inversiones hicieron aumentar la cantidad de generadores y, por ende, la competencia entre ellos. Así, contra todos los pro-nósticos, el costo de la energía eléctrica cayó de casi 50 dólares, que costaba el MWh en la década de los 80, a 23 dólares en el 2001. En tanto que, desde la salida de la convertibilidad, el pre-cio monómico subió al doble compás de la trepada de precios de los hidrocarburos y del incremento del precio del dólar. Así, en 2011, el promedio del precio monómico alcanzó los 70 dólares. Sin embargo, esto no se tradujo a la tarifa final del residencial porque el Estado viene aplicando subsidios para amortiguar el costo en este sector sensible de la población.

Agosto de 2012. Hoy, a veinte años del cambio estructural que se aplicó sobre el sector eléctrico, Argentina puede decir que más del 95 % de sus habitantes recibe el servicio eléctrico y que, en total, se consume una vez y media más que en aquel entonces. Y que, tanto el patagónico como el jujeño, el rioja-no o el misionero están conectados a la misma red que, antes, atendía solamente a las provincias de mayor consumo. Falta, pero se logró mucho.

La fuerte incorporación de nuevas máquinas en los 90 fue salu-dable para doblegar una urgencia, pero su explosiva expansión aumentó la dependencia al gas natural, cuyo sector, por la falta de inversiones y por el agotamiento de las reservas existentes, no ha podido aguantar el ritmo de crecimiento de la demanda y ha debido recurrir a la importación sostenida de gas natural de Bolivia y a gas natural licuado desde otros mercados mun-diales para intentar responder los nuevos requerimientos.

Por eso, en la segunda década, en vez de sumar más ciclos com-binados –como también se hizo–, las mejores propuestas para el país han sido, por lejos, las que se desprenden de esa depen-dencia: la alternativa nuclear, a pesar del temor que diseminó el accidente de Fukushima en Japón, y las opciones eólica y solar, cada una dentro de la geografía que le corresponda. Aun a costa de los mayores precios que tiene este tipo de energía –en promedio, 80 dólares el MWh durante los primeros años, tras la inversión inicial–, la fuente inagotable y limpia que represen-tan el sol o el viento da una mejor perspectiva a futuro.

Dos décadas de oscilaciones

En el análisis final, el sector eléctrico no ha podido librarse de los vaivenes políticos. Así, aunque, casualmente, terminó siendo un ejemplo de capitales mixtos, ya que incluye empre-sas privadas, estatales y cooperativas, ha tenido que sortear los vientos de cambio de cada década. Mientras que, en la primera, se centró más en la expansión de la generación, una urgencia en ese entonces, en la segunda pudieron corregirse los errores en transporte, a pesar de que no se logró sostener el crecimiento en producción.

Por otra parte, hoy en día, el costo de la energía está, en gran medida, subsidiado por el Estado; además, el retraso tarifario desalienta a los inversores y complica el mantenimiento.

Así y todo, los cortes de servicio son esporádicos en compa-ración con lo que ocurría a fines de los 80 o a principios de los 90 y, a diferencia de entonces, devienen de las condiciones climáticas más que por fallas estructurales.

El balance, desde este punto de vista, parece positivo. Las cifras demuestran que el servicio mejoró. Sin embargo, aún quedan por resolver algunas cuestiones, sobre todo si se tiene en cuenta que la electricidad es cada vez más importante en la actividad económica y social de un país.

El desarrollo más fuerte de la energía eólica, el fortalecimiento de los entes reguladores, la relación costo-precio y la posibili-dad de implementar una tarifa social para poder reasignar los subsidios de manera más justa socialmente, son los ítems que reclaman distintos actores del sector eléctrico.

48

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

Cuando se decidió la transformación eléctrica en seg-mentos diferenciados, el transporte quedó como el enlace necesario entre generación y distribución. El cambio estructural permitió la llegada de inversiones privadas que impulsaron una importante renovación de las redes de distribución y una gran incorporación de generación. Sin embargo, en ese mismo lapso, el crecimiento no fue similar en el tendido de las redes de transporte.

Hacia el 2002, la red seguía exhibiendo una forma ra-dial con centro en la Capital Federal, diseño que no favorecía la integración eléctrica de todo el país y, de este modo, la aplicación de la Ley 24.065 mostraba sus primeras falencias: según estaba estipulado en la ley, las inversiones en el sector de transporte se darían gra-cias a las necesidades del mercado. Por este motivo, se privilegiaban las zonas metropolitanas y se ignoraban regiones de menor consumo.

Teniendo esto en cuenta, es claro que una decisión tan trascendente como el diseño del tendido eléctrico na-cional no debería haber quedado nunca “en manos” del mercado, sino que debió ser parte de una planificada política energética de integración nacional, tal como ocurrió en la segunda mitad del periodo analizado.

Desde 2002 hasta esta parte, se instalaron casi 4.500 kilómetros de Líneas de Extra Alta Tensión (LEAT) y alrededor de 5.000 km de Alta Tensión (AT) y Media Tensión (MT). Además, hasta 2003, la red argentina tenía un esquema en el que estaba separado en dos sistemas, el “nacional” (SADI) y el patagónico. Pero la Red cambió sustancialmente su diseño a partir de 2006. En primer lugar, el Sistema Patagónico se incor-poró al SADI; luego, se construyó el Tercer Tramo: Lí-nea Yacyretá-Buenos Aires, lo que permitió utilizar la mayor generación de Yacyretá; más tarde, se realizó la Interconexión NEA-NOA, con lo que se logró el cierre norte del SADI. Posteriormente, se sumó la construc-ción de la Interconexión Comahue-Cuyo, muy bien llamada “la quinta línea”.

De acuerdo con los datos publicados por CAMMESA, Argentina varió la extensión de sus líneas, pasando de un total de 17.331 km en 1993, entre líneas de Extra Alta Tensión y líneas de Distribución Troncal, a los ac-tuales 31.527 km, en septiembre de 2011.

De este modo, el incremento fue de 14.196 kilóme-tros. No obstante, es importante destacar que el mayor crecimiento se dio en los últimos seis años, período en el que se agregaron casi 9.000 km de líneas.

Recuadro 1

El transporte eléctrico

Para llevar a cabo la transformación eléctrica de 1992, se partió de una percepción generalizada: que el mo-nopolio público del servicio de electricidad no satis-facía las necesidades de los consumidores, quienes, al final de los años 80, recibían una mala calidad de la prestación, con períodos críticos de abastecimiento. Es bueno recordar que habíamos pasado del servicio pri-vado al monopolio público después de 1945. De este modo, las tendencias políticas, al final de los 80, con-fluían en la necesidad de hacer participar a la inversión privada, más allá de la profundidad y táctica para esa participación.

El modelo que emergía, entonces, era un estadio evo-lutivo de otras experiencias internacionales, las que habían permitido salir rápidamente de un período de carencias en el abastecimiento eléctrico. Tal vez, fue exagerada la retracción del sector público en la elabo-ración de la planificación estratégica sectorial, sobre todo en lo que a regulación respecta, que fue activa en el primer decenio pero escasa en los últimos años. Sin lugar a dudas, la regulación debería ser continua y en procura del equilibrio entre el consumidor, el pres-tador y el Estado, tan indispensable como el resto en este servicio.

A pesar de los cambios interpuestos y haberlo buscado así, el modelo resultó ser suficientemente mixto como para permitir todas las comparaciones que se crean necesarias, dado que existen generadoras públicas, privadas y cooperativas, con los entes reguladores co-rrespondientes. Asimismo, todos los institutos fueron creados por ley.

Los cambios permitieron salir de un escenario, aunque, por lógica, los problemas que quedaron atrás dejan lu-gar para que aparezcan otros. Por eso, hoy, debemos exigirnos en el uso racional del recurso energético, bajo la premisa de que una generación no debe consumir lo que le pertenece a sus hijos.

A veinte años de la aplicación del nuevo modelo, de-beríamos reconocer éxitos y fracasos y realizar las ade-cuaciones que correspondieran, pero viendo el futuro como la continuidad de un presente que, aunque no exento de dificultades, permite acopiar experiencias y capitalizar, como aprendizaje intergeneracional, qué calidad de servicio estamos decididos a lograr para el desarrollo eléctrico de nuestro país.

Recuadro 2

El pasado como experiencia

Por Lic. Oscar Dores

50

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica en relación con el año anterior

Evolución del precio monómico y del precio sancionado

-4%1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

7,0%6,6%

6,3%

3,6%

7,5% 7,6%

5,6%

4,7% 4,6%

2,3%

-2,0%

7,9%

6,7%

5,8% 5,9%5,5%

2,9%

-1,3%

5,9%

5,1%

Crecimiento acumulado: desde 1992: 142%Primera década 1992-2001: 60,1% respecto de 1992Segunda década 2002-2011: 79,9% respecto de 1992

Fuente: FUNDELEC.

Fuente: FUNDELEC.

En números

142 %aumentó el consumo

eléctrico de 1992 a 2011.

122 %se incrementó la

capacidad instalada del parque de generación.

10.562 GWhes el mayor consumo mensual del período,

registrado en julio de 2011.

21.564 MWes la mayor demanda

de potencia verificada el 01/08/2011, en 1992 era de

9.035 MW.

630 kWhes el consumo promedio de un usuario residencial. En

1992 era de 300 kWh.

52,7 %es el porcentaje de aumento en la cantidad de usuarios

residenciales.

26,6 %es el promedio de

indisponibilidad térmica en 2011. En 1992, había

sido del 55 %.

-6.742 GWhes el saldo de

importación-exportación de energía de Argentina. Es decir que importó más

de lo que exportó.

14.196 kmde líneas se incorporaron

a la red de MT y AT en estos 20 años, pasando de 17.300 km a poco más de

31.500 km.

1 provinciaes la única que no es atravesada

por una línea de EAT en Argentina: Tierra del Fuego. Su interconexión está planificada para los próximos años. Antes de 1992, eran ocho las provincias que no recibían líneas

de 500 kW.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Precio monómico(US$/MWh)

Precio sancionado(US$/MWh)

52

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A ESTRA

TEGIA

ENER

GÉTIC

A | 5

3

por

Die

go R

odrí

guez

54

INVERSIONESESTRATÉGICAS

YPF capacita a sus empleados

Mendoza adjudicó área petrolera

Petrobras descubre nuevo pozo en Santa Cruz

Turbinas de Argentina hacia Venezuela

Impsa, también con equipos eólicos

La UTN asesora

La distribución de la energía salteña, con nuevos dueños

Inversión millonaria para yacimiento Potasio Río Colorado

Las inversiones 2012 de la Barrick

Alumbrera también desembolsa

Xstrata Cooper iniciará obras en San Juan

Cerro Moro tiene nuevo dueño

Otra minera en Santa Cruz

Fabricaciones Militares se suma a la provisión minera

Gasoducto para Entre Ríos

Gas no convencional en Vaca Muerta

Amplían una planta de baterías

Empresa eléctrica provincial

Estación transformadora en Mar del Plata

Transener tiene nuevo banco transformador

Central térmica Roca, reabierta

Nueva central termoeléctrica para Santa Fe

Vientos de cambio para Bahía Blanca

Parques eólicos en Uruguay

De Estados Unidos para América Latina, con energía del sol

Tecpetrol logró aprobaciones en el programa Gas Plus

Planta de etanol de Vicentín

Bares con energía

Equipos argentinos para enfriar los aires

Inversión en fibra de carbono

Como en los viejos tiempos, a leña

Impsa, también con equipos eólicosLos negocios de Impsa con Venezuela no se detienen, dado que se concretó el embarque desde la terminal de Zárate con destino al puerto de Maracaibo, Venezuela, de seis góndolas con los componentes para la construcción de equipos de ge-neración eólica. El envío forma parte del acuerdo suscripto con la Corporación Eléctrica de Venezuela (Corpolec) para la construcción bajo modalidad EPC (ingeniería, contratación y construcción) del parque eólico La Guajira. El monto total del emprendimiento es del orden de los 200 millones de dólares.

YPF capacita a sus empleadosEl CEO de YPF, Miguel Galuccio, presentó un plan de capa-citación para empleados directos e indirectos de esa compañía petrolera. El programa de capacitación profesional se denomi-na “YPF y los trabajadores” e involucra a unas 45.000 personas, de las cuales 15.000 son empleados propios de la compañía y 30.000 de firmas contratistas.El dictado de los cursos (1.700 en los próximos seis meses) estará a cargo de 220 instructores, especialistas en los temas vinculados con todos los aspectos de capacitación y seguridad de la actividad petrolera. “El sueño de la YPF que queremos es posible”, afirmó Galuccio, que calificó al plan de capacitación de “único” en su tipo porque está “al alcance de todos”.

Mendoza adjudicó área petroleraLa provincia de Mendoza adjudicó a un consorcio integrado por la empresa alemana Wintershall y la francesa Total Austral la concesión por tres años del área petrolera Ranquil Norte, que forma parte del yacimiento Vaca Muerta. Ranquil Nor-te cuenta con una superficie de 2.230 kilómetros cuadrados y representa “un potencial para la extracción de combustible no convencional”, según apuntaron desde el Gobierno provincial.

Petrobras descubre nuevo pozo en Santa Cruz La petrolera estatal de Brasil (Petrobras) anunció el descubri-miento de un nuevo pozo de gas y petróleo en la provincia de Santa Cruz. Petrobras es la segunda mayor operadora de la Cuenca Austral, que en un 60 % es de producción gasífera.La empresa anunció que el nuevo pozo, cuya profundidad es 3.020 metros, fue descubierto en La Cancha Austral X-1, a 230 kilómetros de Río Gallegos. El descubrimiento amplía cinco años la vida del área, que produce petróleo y gas convencional. La estimación de reservas descubiertas equivale a unos 6 mi-llones de barriles de petróleo. La Cancha Austral es el segundo descubrimiento de la concesión, que ya posee otro denomina-do Aguas Frescas, “con una producción diaria actual de 473 metros cúbicos de petróleo y 90.000 metros cúbicos de gas”, según detalló la petrolera.A finales de 2011 la empresa brasileña anunció al Gobierno de Santa Cruz una inversión de 800 millones de dólares hasta el 2015, lo que significan 200 millones por año, para la explota-ción de hidrocarburos en la provincia.

Turbinas de Argentina hacia Venezuela La empresa Impsa instaló la primera turbina en la central hi-droeléctrica de Tocota, en Venezuela. Se trata de la primera de las diez turbinas que se instalarán para este proyecto y cuya ingeniería y fabricación fueron llevadas a cabo con tecnología local en la provincia de Mendoza. La central de Tocoma es una obra del Gobierno venezolano que contempla el desarrollo hi-droeléctrico en la cuenca del río Caroní. El proyecto prevé la instalación de 2.160 MW para producir una energía promedio anual de 12.100 GWh.La compañía multilatina fabrica los principales componentes eólicos en sus plantas de Latinoamérica, localizadas en Argenti-na y Brasil, para diversos proyectos en la región.

La UTN asesoraLa Universidad Tecnológica Nacional (UTN) brindará conoci-mientos técnicos a la Empresa Provincial de la Energía (EPE) de Santa Fe para mejorar la atención a sus clientes. “Se trata de una estrategia de gestión, integración y documentación de redes y usuarios asociados, basada en tecnología GIS (Sistema de Información Georreferenciada), como base de datos única y de uso corporativo para la EPE”, explicaron en UTN.

La distribución de la energía salteña, con nuevos dueños El 78,44 % de las acciones de la empresa encargada de dis-tribuir y proveer energía eléctrica en toda la provincia, Edesa, fueron vendidas por Edenor, propietaria de ese paquete accio-nario, a Salta Inversiones Eléctricas (SIESA), que si bien tiene capitales argentinos, es propiedad del empresario venezolano Miguel Mendoza.La operación se hizo por un valor de 99 millones de pesos, según lo hizo saber la Comisión Nacional de Valores. SIESA es una empresa de capitales argentinos controlada en forma conjunta por Miguel Mendoza, presidente del Grupo Power Infrastructure, y por Rogelio Pagano.

Inversión millonaria para yacimiento Potasio Río ColoradoLa Presidenta encabezó un acto donde anunció una inversión millonaria para el proyecto minero de Potasio Río Colorado, ubicado en Malargüe, provincia de Mendoza, considerado el más grande del mundo, por lo cual se firmaron acuerdos con una firma brasileña. Para el suministro eléctrico, se realizarán obras de tendido y hasta una central propia para asegurar el fun-cionamiento de la mina. Además de mejorar la obra vial y de concluir el aeropuerto propio de la minera, el proyecto estará co-nectado a la red ferroviaria nacional. La inversión es de 29.500 millones de pesos y generará unos 12.500 puestos de trabajo.

Las inversiones 2012 de la BarrickLa minera Barrick Gold precisó que este año su inversión en proyectos argentinos será de 1.500 millones de dólares. La compañía canadiense señaló que los fondos se destinarán a la operación de la mina Veladero y a la construcción de Pascua-Lama, ambos en la provincia de San Juan. Barrick Gold des-tacó que en el primer trimestre del año su producción alcanzó las 450.000 onzas de oro, de las cuales Veladero aportó más del 40 %.

56

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

Alumbrera también desembolsaLa empresa Minera Alumbrera invertirá 45 millones de dóla-res en tareas de exploración para el proyecto Agua Rica, en la provincia de Catamarca. “La calidad del mineral baja a medida que el yacimiento va madurando, y por eso buscamos dar con-tinuidad a la actividad que desarrollamos en Bajo la Alumbrera integrando a Agua Rica, para lo que ya iniciamos tareas de explo-ración y muestreo”, explicó el vicepresidente de Xstrata Copper, operadora de Minera Alumbrera, Julian Rooney.

Xstrata Cooper iniciará obras en San JuanEsa misma compañía anunció que en 2014 iniciará la construc-ción de la megamina de cobre El Pachón, en la provincia de San Juan. La mina, ubicada en el límite con Chile, en la localidad sanjuanina de Calingasta, será construida “en un plazo de dos años y se explotará por lo menos por 25 años”, dijo el gerente de la empresa suiza, Xavier Ochoa. El proyecto contempla una inversión superior a 4.100 millones de dólares y demandará la creación de 7.000 puestos de trabajo.

Cerro Moro tiene nuevo dueñoUna empresa canadiense se decidió por la adquisición del yaci-miento Cerro Moro, en la provincia de Santa Cruz. Se trata de Yamana Gold, que anunció la compra de Extorre Gold Mines, la sociedad que controla el proyecto de oro, por unos 404 millo-nes de dólares. Según la flamante dueña, es “una de las mejores oportunidades” del continente americano, en referencia a Cerro Moro. “Es inusual encontrar una transacción tan pequeña que pueda contribuir de forma significativa a aumentos en el valor neto de activos, producción y flujo de caja”, dijo en un comuni-cado el presidente de Yamana, Peter Marrone.

Otra minera en Santa CruzPara fines de año se estipula el comienzo de la producción del yacimiento de oro Lomada de Leiva, ubicado en la provincia de Santa Cruz. La minera Patagonia Gold anunció que se avan-zó con una prueba metalúrgica de lixiviación en pilas y la sala de fundición en construcción para poder empezar a procesar el oro, según lo apuntado por Diego Bauret, gerente general de la minera.

Fabricaciones Militares se suma a la provisión mineraLa empresa estatal Fabricaciones Militares se suma a la rueda del negocio de la actividad minera, al anotarse como proveedor del sector a través de la prestación de servicios al emprendimiento Gualcamayo, un proyecto de extracción de oro y plata ubicado en el departamento sanjuanino de Jáchal. La firma estatal esta-rá a cargo del abastecimiento de insumos y servicios de carga y extracción de piedra con provisión de explosivos de fabricación nacional para este emprendimiento de oro y plata.

Gasoducto para Entre RíosLas conexiones de redes de gas natural para el noreste argen-tino no son fáciles de concretar. Pero una unión transitoria de empresas conformada por las empresas Coarco y Milicia firmó el contrato para la construcción de un nuevo gasoducto en la provincia de Entre Ríos. La obra demandará una inversión de 20 millones de pesos y permitirá llevar el gas natural a las localidades entrerrianas de María Luisa, Sauce Pinto, Villa Fontana y Gene-ral Racedo, un enclave dedicado a la producción agroalimentaria en el departamento Paraná.

Gas no convencional en Vaca MuertaEl yacimiento de Vaca Muerta abre la posibilidad de nuevas in-versiones. En ese sentido, la petrolera canadiense Americas Pe-trogas comenzó la perforación en el pozo de exploración no con-vencional Aguada Los Loros, dentro de ese yacimiento. Este es el segundo pozo dentro del contrato de subcontratación (cesión de derechos de prospección, explotación y operación) anunciado el año pasado entre Americas Petrogas y ExxonMobil Exploration.

Amplían una planta de baterías La empresa brasileña Baterías Moura incrementará la produc-ción de su planta en el parque industrial de Pilar. El proyecto incluye la incorporación de una nueva línea de montaje que le permitirá sustituir importaciones en el marco de un plan de in-versiones por 140 millones de pesos, que fue financiado parcial-mente con un crédito del Bicentenario.

Empresa eléctrica provincial La Legislatura mendocina aprobó, con el voto de diputados ofi-cialistas y de la Unión Cívica Radical, la creación de la Empre-sa Provincial de Energía (EPE) bajo la forma de una sociedad anónima con participación accionaria mayoritaria del Estado mendocino. La iniciativa contempla que la nueva sociedad esté controlada por el Estado provincial con el 71 %, mientras que el resto del paquete se repartirá entre los municipios mendocinos (con 10 %) y accionistas privados (con 19 %).

Estación transformadora en Mar del PlataLa Empresa Distribuidora de Energía Atlántica (EDEA) inaugu-ró una estación transformadora de alta tensión en Mar del Plata, que permitirá incrementar en un 17 % la capacidad instalada en la ciudad. La inversión en el proyecto ascendió a 45 millones de pesos y fue financiada con fondos del Foro Regional Eléctrico (Freba) de la provincia de Buenos Aires.

Transener tiene nuevo banco transformadorLa empresa Transener incorporó un nuevo banco de transfor-madores de 800 MVA de capacidad para su planta de Ezeiza. La inversión en el equipo ascendió a 60 millones de pesos, que fueron aportados en un 74 % por la compañía y un 26 % por el Ministerio de Planificación. El nuevo transformador se sumará al Sistema Argentino de Interconexión, del cual Transener es res-ponsable por su operación y mantenimiento.

ESTRA

TEGIA

ENER

GÉTIC

A | 5

9

Central Térmica Roca, reabiertaDespués de una pausa y con una inversión de 280 millones de pesos, el Grupo Albanesi puso en marcha la Central Térmica Roca, que aportará 125 MW al Sistema Interconectado Nacio-nal (SIN). La central permaneció inactiva durante siete meses, período en que se realizaron los trabajos para que volviera a fun-cionar el turbogenerador General Electric, que estaba fuera de servicio desde febrero de 2009.

Nueva central termoeléctrica para Santa FeLa empresa argentina Fainser participará en la construcción de una central termoeléctrica de 800 megavatios en la provincia de Santa Fe como parte de una unión transitoria de empresa (UTE) junto con la multinacional General Electric (GE) y la española Duro Felgueras.El proyecto para la construcción de esta usina de generación –que se llamará “Vuelta de Obligado”– fue anunciado por la pre-sidenta Cristina Fernández de Kirchner. El proyecto prevé una inversión superior a 770 millones de dólares, un plazo de ejecu-ción de 36 meses, y se estima que su construcción y montaje dará empleo a 1.400 personas.

Vientos de cambio para Bahía BlancaTras una audiencia pública convocada por el Ente Nacional de la Energía (ENRE) de la que no tuvo objeciones, la empresa Greenwind se apresta a construir un nuevo parque energético eólico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con la instalación de 50 aerogeneradores que aportarán 10 megavatios. El trabajo podría concretarse a fines de 2013. Oscar Balestro, representante de la firma Emprendimientos Energéticos y Desa-rrollos SA, estimó que la obra demandará una inversión de unos 100 millones de dólares.

Parques eólicos en UruguayUruguay se apresta a construir dos parques eólicos y para ello adjudicó a los consorcios Fingano y Vengano, controlados por la Corporación América, la construcción y operación de los mis-mos. Los proyectos contemplan una inversión de 210 millones de dólares para la instalación de los parques eólicos de 40 y 50 MW, que se levantarán en un predio de 2.000 hectáreas en el departamento de Maldonado. En los consorcios, la compañía controlada por Eduardo Eurnekian está asociada con las cons-tructoras San José y Contreras Hermanos.

De Estados Unidos para América Latina, con energía del solLa empresa norteamericana Millenium Energy Industries, espe-cializada en la fabricación de equipos de energía solar, eligió el mercado chileno para iniciar una expansión regional que incluirá a la Argentina. La firma informó que busca crecer ofreciendo sus equipos, que reemplazan las calderas tradicionales en los merca-dos de Perú, México, Brasil y la Argentina. Millenium Energy nació hace diez años y su principal accionista es el fondo de in-versión Catalyst Private Fund.

Tecpetrol logró aprobaciones en el programa Gas PlusLa Secretaría de Energía aprobó el proyecto Bajada La Rastra x-1 presentado por la empresa Tecpetrol para desarrollar un ya-cimiento de gas en la provincia de Río Negro, en el marco del programa Gas Plus. Antes del inicio de la producción, Tecpetrol deberá elevar el detalle de los costos involucrados en el desarrollo del proyecto, junto con las cartas de intención que haya acorda-do con quienes se vayan a proveer de este gas natural.

Planta de etanol de VicentínLa aceitera Vicentín inaugurará a fin de año su primera planta de etanol a base de sorgo en el país. Será en Avellaneda, departa-mento de General Obligado, 360 kilómetros al norte de la ciu-dad de Santa Fe. La empresa aprovechará la disponibilidad zonal de sorgo para abastecer su planta (que también puede procesar maíz) y consolidar sus perspectivas de crecimiento en el norte de la provincia citada así como en el Chaco.

Bares con energíaLa idea suena reabastecedora: la comuna de San Jerónimo Nor-te, departamento de Las Colonias, 55 kilómetros al oeste de la ciudad de Santa Fe, comenzó a producir biodiésel, usando aceite vegetal usado que recoge en bares y comedores de la localidad. Las autoridades municipales precisaron que el producto final se utilizará para consumo interno del parque automotor comunal.

Equipos argentinos para enfriar los airesLas empresas de capitales nacionales Newsan y BGH se consoli-daron como los principales fabricantes de equipos de aire acon-dicionado en la provincia de Tierra del Fuego. El Ministerio de Industria precisó que entre las dos firmas sumaron el 51 % de los 1,7 millones de unidades fabricadas en 2011. El organismo oficial además destacó que la producción de estos equipos en la isla registró un alza interanual del 55 %. En Industria señalaron que durante el primer bimestre de 2012 el nivel de producción ascendió a 131.927 unidades.

Inversión en fibra de carbono La Compañía Fabril de Carbones Eléctricos invertirá este año 250.000 dólares en la instalación de maquinarias automatizadas para la fabricación de productos de fibra de carbono y grafito. La inversión le permitirá incrementar un 40 % la capacidad de producción, de manera de hacer frente a la mayor demanda lo-cal y a las exportaciones a todos los países de América del Sur. La firma se especializa en la fabricación de productos de grafito, fibra de carbono y cerámicos de ingeniería de uso en aplicaciones eléctricas, mecánicas, químicas y de alta temperatura.

Como en los viejos tiempos, a leñaLa firma láctea de Córdoba Manfrey invertirá 1,5 millones de dólares en la incorporación de una caldera. El presidente de la firma, Ercole Felippa, señaló que la idea de la empresa es “vol-ver a usar leña, llamada técnicamente biomasa”. El ejecutivo agregó: “Aunque para nosotros la inversión es grande, la vamos a amortizar al cabo de un año, ya que estamos consumiendo 540 toneladas de fueloil por mes, que a 2,50 pesos el litro, supo-ne un gasto mensual de 1,3 millones de pesos”.

60

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

por

Mar

tín S

anto

s*

El Ing. Carlos Bondoni, Gerente de Negocios de

Grupo ABB, fue el principal promotor de este pro-

ceso que culminó con la certificación de la norma

ISO 50001 en la Planta de Valentín Alsina y se con-

virtió en el Representante de la Dirección para el

Sistema de Gestión de la Energía.

En este reportaje, detalla las motivaciones cultu-

rales de la compañía, las características de la nor-

ma, su adaptación al negocio y los objetivos plan-

teados con miras a la profundización del modelo.

Además, asume este proyecto como una respues-

ta consecuente con las necesidades de produc-

ción en este contexto energético, tanto a escala

global como nacional, y alienta a otras organiza-

ciones a utilizar estas herramientas como manera

de demostrar su compromiso socioambiental.

LA MEJORA CONTINUAY EL DESEMPEÑO ENERGÉTICODE LAS ORGANIZACIONES

Primera Certificación de la ISO 50001 en Argentina

Especialista en RSE y editor de http://Revista-Sinergia.com.ar *62

¿Cuál fue la motivación del Grupo en certificar una norma como la ISO 50001, cuya publicación es tan reciente?

Es cierto que es muy reciente. Pero tiene un interés central para nosotros porque su objeto es la mejora continua del desem-peño energético de las organizaciones. ABB es una compañía de ingeniería con un claro foco en la provisión de soluciones para que sus clientes puedan aumentar su productividad y ha-cer un uso más eficiente de la energía, por eso pensamos que conocerla en profundidad nos ayudaría a sistematizar nuestra propuesta de eficiencia y, al mismo tiempo, nos enfrentaría con un marco de referencia de valor internacional y de una objeti-vidad indiscutible.

¿De qué manera complementa esta norma a las que ya tenían certificadas, como las ISO 9001 y 14001 y la OHSAS 18001?

Estas cuatro normas pueden ser reunidas en un único sistema de gestión integral, porque la relación es directa. Todos los sis-temas de gestión tienen aspectos que son muy similares (ma-nejo de los documentos, auditorías internas, manejo de las no conformidades, etc.). Adicionalmente, la sistematización de los procedimientos y la documentación de trazabilidad hacen a la calidad del trabajo de las organizaciones con independencia del tema gestionado. No hay que aclarar, además, que la eficiencia energética es un punto de interés en la gestión ambiental y en la ISO 14001.

¿Considera que esta certificación puede ser un primer paso para las empresas que quieren co-menzar a vincular su gestión a la calidad o reco-mendaría que primero se evalúen otras normas?

No es fácil responder qué sistema de gestión debería encararse como prioritario en cada organización. ISO 14001 y OSHAS 18001 ayudan a cumplir con requerimientos legales que tienen carácter de obligatorios para las empresas; esto las coloca en un lugar de interés para la mayoría. Sin embargo, ISO 50001 tiene un valor particular en la Argentina de hoy porque es una herramienta muy idónea para controlar el consumo energéti-co desde la demanda. Creo que las empresas argentinas deben plantearse seriamente un rápido aumento de su productividad para poder acceder a mercados cada vez más competitivos; y, cuando pensamos en productividad, nos olvidamos de pensar en la energía porque solo vemos la parte del iceberg que sale a la superficie.

La energía es un recurso valioso, escaso y caro. La percepción distorsionada que tenemos con respecto a este recurso proviene de las diferencias que existen entre el costo de producción de los energéticos y su precio de venta, pero si nos detenemos un momento a pensar en este tema, se nos hace evidente que los recursos que explotamos hoy en día no alcanzan para satisfacer nuestra demanda; que explotar las fuentes de hidrocarburos no convencionales requerirá importantes inversiones y, fundamen-

talmente, tiempo; que los proyectos de empleo de fuentes reno-vables de energía no han conseguido el financiamiento necesa-rio; que la distancia que existe entre los centros de producción de electricidad y su demanda es causa de que en la Argentina las pérdidas en transporte de energía eléctrica sean muy altas. Frente a esta situación se hace imperioso aumentar la eficiencia energética para poder lograr la misma producción industrial y el mismo confort domiciliario con un menor consumo.

Para que este control de la energía desde la demanda sea apre-ciable, es necesaria la pequeña contribución de muchos usuarios individuales, y este me parece que es el gran valor que la difusión de los sistemas de gestión de la energía puede brindar al país.

Enfocándonos en ese control, ¿qué tipo de indica-dores fueron los que se tomaron como referencias en este proceso?

Estamos trabajando con indicadores representativos del consu-mo absoluto, del consumo per cápita, de la productividad ener-gética, de las emisiones de CO2 y del uso de fuentes renovables.

Una de las características de la implementación es que no exige un determinado rendimiento, por lo cual los objetivos que se pone cada organización pasan a ser claves. ¿Cuáles son los de esta planta?

Cierto. ISO 50001 deja librado, al criterio de cada sistema de gestión de la energía, la determinación de los valores de mejora de desempeño porque lleva implícito el reconocimiento de que pequeñas mejoras sostenidas a lo largo del tiempo son preferibles a una mejora importante que se hace solo una vez. Cuando se piensa que las metas deben poder alcanzarse año tras año, con-viene ser cauto en los valores que se plantean.

La norma establece que las organizaciones deben decidir si van a comunicar o no su desempeño; en el caso de decidir comunicar-lo, deben incluir los planes para hacerlo, en el caso de decidir no comunicarlo, no pueden publicar la evolución de su eficiencia. Nosotros optamos por no comunicar nuestros resultados y, por ese motivo, no puedo hacer referencia a valores específicos.

¿Y si tuviese que definir el desempeño energéti-co que tendrá de ahora en adelante su sistema de gestión?

A partir de ahora deberemos demostrarle periódicamente al ente certificador que hacemos un uso responsable de los recursos energéticos, o sea, que el personal está capacitado para desem-peñar sus funciones atendiendo al consumo de la energía, que la operatoria y el mantenimiento de nuestra planta de Valentín Alsina responden a los procedimientos establecidos para cuidar la energía y que las compras de equipos y servicios que impactan en nuestro consumo son evaluadas en función de su eficiencia.

Creo que la mejor forma de definir nuestra postura es la del de-sempeño responsable.

64

| E

STR

ATE

GIA

EN

ERG

ÉTIC

A

¿Piensan llevar esta norma a las otras plantas de ABB que funcionan en el país?

Es posible, pero necesitamos un poco de tiempo porque haber sido los pioneros en Sistemas de Gestión de la Energía en el país implicó no tener referencias ni puntos de comparación; nos gustaría madurar un poco más nuestra experiencia con el siste-ma antes de replicarlo.

Desde 2010 que la planta cuenta con paneles so-lares. ¿Qué porcentaje de la energía que utiliza la planta, y ABB en todas sus plantas, proviene de fuentes renovables? ¿Piensan aumentar dicha in-cidencia? ¿Cómo y cuándo?

Estamos en condiciones de generar una potencia eléctrica equi-valente al 5 % de nuestra demanda. Tomando en cuenta días nublados y horarios de generación por las estaciones del año es-peramos generar entre el 2 y el 3 % de nuestro consumo anual.

Nos gustaría incorporar, también, generación eólica (entre el 5 y el 10 % de nuestro consumo), pero la decisión de este proyec-to está condicionada por la aprobación en el ámbito nacional del empleo de medidores de energía neta o bidireccionales que nos permitan descontar de nuestra factura de energía los exce-dentes no consumidos de nuestra propia generación.

O sea que se encuentran ante los principales pro-blemas que tiene el desarrollo de energías alterna-tivas en el país…

Exactamente. La gran contra que enfrenta la energía renovable hoy en Argentina, en cuanto a los proyectos de plantas de gene-ración, es la falta de financiación. Para fomentar la generación distribuida, generación individual de baja potencia, se debería reglamentar la venta de los excedentes generados (medición neta o bidireccional).

Volviendo a la ISO 50001, ¿cuál es el rol que se les dio a los empleados y a los contratistas?

El rol de los empleados y de los contratistas que tienen inci-dencia en el consumo de nuestras instalaciones es protagónico. La reducción del consumo tiene dos orígenes fundamentales: la conducta (que hace al uso racional) y la tecnología (que hace al uso eficiente).

Dos de los consumos importantes de nuestra planta son el acondicionamiento de aire (frío-calor) y la iluminación. Sobre estos dos usos de la energía, el comportamiento de los indivi-duos tiene una incidencia directa y, durante las etapas de capa-citación al personal, se buscó crear conciencia sobre los proble-mas provenientes del exagerado consumo de energía a escala mundial (fundamentalmente el calentamiento global) y sobre la poca disponibilidad de energía en el país, con el propósito de que el cambio de conducta fuera la consecuencia de que cada persona comprendiera el impacto de su comportamiento con

relación a la energía y no de la imposición de procedimientos de trabajo. Este aspecto quedó favorablemente evidenciado du-rante la auditoría de certificación.

Además, es muy curioso que al anunciar la implementación del sistema en Valentín Alsina, hayamos sido consultados por per-sonal de otras plantas de ABB en el país sobre las posibilidades que tenían ellos de seguir este camino. O sea que el involucra-miento es previo al proceso.

¿Cuáles son las inversiones que tienen previstas de ahora en más para poder potenciar los resulta-dos del sistema?

La norma es muy clara respecto de las inversiones en proyectos de mejora de eficiencia: sin obligar a implementar acciones que no tengan una justificación económica, todo cambio de equi-pamiento cuyo uso sea significativo para el consumo de la plan-te DEBE ser analizado en función de la mejora de eficiencia.

Ya hemos encarado un programa de reemplazo de lumina-rias que se implementará por etapas y que busca mejorar la iluminación de los planos de trabajo con un menor consu-mo que el que tenemos hoy. Este programa ya alcanzó al 35 % de las instalaciones.

Con relación al aire acondicionado, hemos verificado que no es posible cambiar equipos si el único justificativo es la dismi-nución de consumo, ya que la inversión no se recupera con el ahorro. De todos modos estamos avanzando en la auditoría de nuestro sistema de aire acondicionado y en las especificaciones técnicas de eficiencia que deberán cumplir los equipos que se compren para reemplazar equipos rotos u obsoletos.

¿Cuáles son las conclusiones, como persona y como profesional, que hace luego de este proyecto concretado?

En lo personal siento una gran satisfacción y un gran orgullo de que ABB Argentina haya sido la primera empresa en certificar ISO 50001 en el país, la tercera en Sudamérica y la primera dentro del grupo ABB. Es importante destacar que la certifica-ción es un logro de toda la empresa ya que se auditaron todos los sectores de la planta.

En lo profesional creo que hay un hilo conductor que tiene que ver con el valor que le doy a la gestión de la energía para paliar los efectos no deseados del consumo energético y los in-convenientes de la limitada disponibilidad de energía. Me gus-taría que otros se animen a seguir nuestro ejemplo como una herramienta de gestión (y de reducción de costos) y como una manifestación objetiva de compromiso con la sociedad presen-te y la del futuro.

ESTRA

TEGIA

ENER

GÉTIC

A | 6

7

SOLICITELAS EDICIONES ANTERIORESDE ESTRATEGIA ENERGÉTICAeenerget [email protected]

www.eenergetica.polp.com.ar

Ee13

Documents

Transcript of Ee13