Universidad Nacional de Cajamarca

Facultad de Ciencias Económicas

Contables y Administrativas

Escuela Académico Profesional de

Economía

”VIAVILIDAD ECONÓMICA, FINANCIERA

Y AMBIENTAL DE LAS ENERGÍAS

RENOVABLES, EN REEMPLAZO DE LOS

COMBUSTIBLES FÓSILES“

AUTOR : CALDERÓN QUISPE,

JOHN CHRISTOFER

CAJAMARCA – PERÚ

2010

DEDICATORIA

A Dios por haber guiado mis pasos,

por haberme dado fortaleza en momentos difíciles,

por haberme brindado una familia unida

que siempre va a estar ahí para apoyarme.

A mis padres que con su ejemplo, esfuerzo y sacrificio

permitieron mi realización personal y profesional;

a mis hermanas que con su apoyo constante

me impulsan a ser mejor cada día.

John Christofer Calderón Quispe

Primero de todo, contrata y promueve en base a la integridad;

después, a la motivación; luego, a la capacidad al conocimiento y,

por último, a la experiencia. Sin integridad la motivación es

peligrosa; sin motivación, la capacidad es impotente; sin

capacidad, la comprensión es limitada; sin comprensión, el

conocimiento no tiene sentido; sin conocimiento, la experiencia

es ciega.

Dee Hock

Capítulo I:

INTRODUCCIÓN

1.1. REALIDAD PROBLEMÁTICA

Todo el mundo necesita del petróleo. En una u otra de sus muchas formas lo usamos

cada día de nuestra vida. Proporciona fuerza, calor y luz; lubrica la maquinaria y produce

alquitrán para asfaltar la superficie de las carreteras; y de él se fabrica una gran variedad

de productos químicos.

El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué

pasaría si se acabara repentinamente hace llegar a la conclusión de que se trataría de

una verdadera catástrofe: los aviones, los automóviles y autobuses, gran parte de los

ferrocarriles, los barcos, centrales térmicas, muchas calefacciones... dejarían de

funcionar.

Además, los países dependientes del petróleo para sus economías entrarían en

bancarrota. El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje

del total de la energía que se consume en el mundo. La importancia del petróleo no ha

dejado de crecer desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y

ha sido el responsable de conflictos bélicos en algunas partes del mundo (Oriente Medio).

La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al

mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a

que se investiguen energías alternativas, aunque hasta ahora no se ha logrado una

opción que realmente lo sustituya.

Actualmente, el agotamiento de las reservas de petróleo constituye un grave problema,

pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en

menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas formas de energía

más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica..., mientras que los

países productores de petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues si

no sus economías se hundirían.

1.2. ENUNCIADO DE PROBLEMA

¿Las energías renovables podrían remplazar al petróleo, es posible

depender económicamente de las energías renovables?

1.3. HIPÓTESIS

Sí, las energías renovables remplazarán al petróleo, si es posible depender

económicamente de las energías renovables.

1.4. JUSTIFICACIÓN

Esta investigación esta enfocada en las generalidades de petróleo, su

importancia en la economía mundial y las ganancias mundiales que estas

obtienen.

Por otra parte este trabajo se enfoca en los escases del petróleo y en las

energías renovables como posible alternativa energética y como posible

motor económico del futuro.

1.5. OBJETIVOS

1.5.1. OBJETIVO GENERAL

Demostrar que la economía mundial es dependiente del petróleo y que si

este deja de existir posiblemente la economía mundial se vendría abajo. De

igual manera demostrar que las energías renovables comienzan a tener

importancia en la economía mundial.

1.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Identificar la importancia del petróleo en la economía mundial.

Determinar la magnitud de ganancias en las grandes empresas

petroleras.

Definir cuanto tiempo de hegemonía le queda al petróleo.

Establecer que las energías renovables serán motores que

impulsarán la economía a nivel mundial.

Identificar cuantos son los que se beneficiarán con la economía

verde.

1.6. LIMITACIONES

Para este trabajo la limitación más significativa fue la siguiente:

Cuantos son los beneficiarios del petróleo, directamente como indirectamente.

Otra fue una cantidad estimada de todo el dinero que genera la industria petrolera.

Capítulo II:

MARCO TEÓRICO

EL PETRÓLEO

DEL POZO A SU

HOGAR

ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO

El petróleo producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes

sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados

hidrocarburos, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas

proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Se presenta de forma

natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar.

Su color es variable, entre el ámbar y el negro y el significado etimológico de la palabra

petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en

yacimientos de roca sedimentaria.

El origen del petróleo está relacionado con las grandes cantidades de compuestos

orgánicos que son depositados actualmente y de manera continua en las cuencas

sedimentarias en el mundo. Los restos de organismos microscópicos contienen carbono e

hidrógeno en cantidades abundantes, los cuales constituyen los elementos fundamentales

del petróleo. Los hidrocarburos son productos del material orgánico alterado derivado de

organismos microscópicos. Estos son transportados por arroyos y ríos hasta lagos y/o el

mar, donde son depositados bajo condiciones lacustres, deltaicas o marinas, junto a

sedimentos clásticos finamente divididos. Los ambientes lacustres, deltaicos y marinos,

producen la mayor parte de los organismos microscópicos, esencialmente fitoplancton,

que son depositados masivamente junto a los materiales orgánicos transportados

previamente y simultáneamente por los arroyos y ríos. Mientras tiene lugar la deposición

de los materiales orgánicos en los distintos ambientes, aquellos son enterrados por limos

y arcillas. Esto previene la descomposición total del material orgánico y permite su

acumulación.

El petróleo y el gas se forman en sedimentos marinos en cuencas oceánicas

generalmente aisladas y protegidas. (IMAGEN 1)

a) materiales iniciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales, se acumulan

en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por otros organismos.

b) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en carbono; las

altas temperaturas y presiones transforman este material en petróleo y gas.

c) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos originales,

empujando el petróleo y gas, los cuales emigran hacia rocas más permeables,

generalmente arenas y areniscas.

La cantidad de enterramiento es una función de la cantidad de sedimento descargado por

los arroyos y ríos en lagos y mares, junto al tiempo involucrado en el proceso de

deposición. Acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales orgánicos pueden

producir grandes volúmenes de petróleo, si transcurre el tiempo suficiente como para que

ocurra el proceso de alteración. La conversión del material orgánico al petróleo se llama

catagénesis, y está asistida por la presión causada por el enterramiento, la temperatura,

la alteración termal y la degradación. Estos factores resultan de la profundidad, la acción

bacteriana en un ambiente químico no oxidante (reductor) y cerrado, la radioactividad y la

catálisis (procesos de transformación de los componentes de la matriz mineral de la roca

origen). La temperatura parece ser el factor más importante junto con la asistencia de

otros. La acumulación de materiales orgánicos y clásticos en el fondo del mar o lago, está

acompañada por la actividad bacteriana; si hay abundante oxígeno, las bacterias

aeróbicas actúan sobre la materia orgánica hasta destruirla. Sin embargo, la destrucción

aeróbica de la materia orgánica se reduce considerablemente cuando cantidades

suficientes de sedimentos de baja permeabilidad son depositadas de manera

relativamente rápida por encima de estos materiales orgánicos, frenando así la circulación

de aguas que contienen oxígeno. Como consecuencia, la actividad bacteriana aeróbica se

para a causa del descenso en el contenido de oxígeno disuelto disponible, dando lugar a

la actividad bacteriana anaeróbica. Esta utiliza el oxígeno de los sulfatos disueltos en el

medio (convirtiéndolos en sulfuros), dando como resultado un ambiente de reducción

(libre de oxígeno). La actividad anaeróbica ocurre en los primeros 20 metros de los

sedimentos aproximadamente, cesando por debajo de esta profundidad. Es en este

ambiente de enterramiento rápido y condiciones de reducción, o libres de oxígeno, la

formación del petróleo tiene lugar. Una vez que la materia orgánica parcialmente

descompuesta y libre de los procesos de oxidación se encuentra en este estado, sufre el

llamado proceso de maduración. Este proceso de maduración involucra la temperatura, la

presión y el tiempo como factores fundamentales. La materia orgánica debe madurar al

igual que lo hace la comida en una olla a presión. La manera en que los hidrocarburos

son madurados depende del ambiente de deposición en el que han sido depositados. En

términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en

profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades

mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC darán

lugar a la conversión del petróleo en gas. El gas se tornará incluso en gas ácido sulfuroso

si la temperatura es aún mayor. Si por el contrario, el material orgánico no es lo

suficientemente calentado, en profundidades por encima de los 4-5 Km., la formación de

petróleo no tendrá lugar, ya que estos quedaran en un estado inmaduro y

consecuentemente, inútiles para el hombre. La figura 2 muestra un diagrama que resume

este proceso. Se podría generalizar que las capas sedimentarias profundas son más

viejas y están más calientes que las menos profundas y más jóvenes, por lo que las

primeras, tendrían una mayor proporción de gas que de petróleo. De todos modos,

aunque la mayoría de las zonas poseen un régimen de flujo de calor por encima y por

debajo de la media, las profundidades de generación del petróleo son sustancialmente

variables de lugar a lugar.

La relación tiempo-temperatura para la maduración de los hidrocarburos se representa en

este diagrama. Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1

millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los 200ºC, se

formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará gas ácido. Si por el

contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran a solamente 100ºC,

entonces harán falta 100 millones de años para que maduren hasta convertirse en

hidrocarburos. (IMAGEN 2)

Al ser un compuesto en estados líquido o gaseoso, su presencia no se localiza

habitualmente en el lugar en el que se generó, sino que ha sufrido previamente un

movimiento vertical o lateral, filtrándose a través de rocas porosas, a veces una distancia

considerable, hasta encontrar una salida al exterior –en cuyo caso parte se evapora y

parte se oxida al contactar con el aire, con lo cual el petróleo en sí desaparece– o hasta

encontrar una roca no porosa que le impide la salida. Entonces se habla de un

yacimiento:

Estratigráficos: En forma de cuña alargada que se inserta entre dos estratos.

Anticlinal: En un repliegue del subsuelo, que almacena el petróleo en el arqueamiento

del terreno.

Falla: Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el

estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o

yacimiento.

En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo

el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a

estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su

localización y, por añadidura, de su explotación.

EXTRACCIÓN DEL PETRÓLEO

La demanda de petróleo natural exige buscar yacimientos en zonas casi inaccesibles. Las

plataformas petrolíferas extraen petróleo del mar. Las instalaciones terrestres son menos

complejas, pero en ocasiones han de instalarse en lugares tan inhóspitos como este

desierto de Argelia.

Aunque en un principio se empleó el método de percusión, cuando los pozos petrolíferos

estaban situados a poca profundidad y bajo rocas de gran dureza, dicha técnica desde

mediados del siglo XX dejó paso al método de rotación, ya que la mayor parte del petróleo

se ha determinado que se encuentra a una profundidad de entre 900 y 5.000 metros,

aunque hay pozos que llegan a los 7.000 u 8.000 metros.

Método de rotación

Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados

por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o

trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la separan y diamantes que la

perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, existe un sistema de polea móvil del

que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos –los

pozos tienen profundidades de miles de metros– recaiga sobre la broca.

Encamisado

Para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y, al mismo

tiempo, la estructura de los estratos del subsuelo permanezca inalterada, según se va

perforando el pozo, éste va siendo recubierto mediante unas paredes –o camisas– de

acero de un grosor de entre 6 y 12 milímetros.

Aprovechamiento del yacimiento

Los cálculos realizados históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de

petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. El

petróleo suele estar acompañado en las bolsas por gas. Ambos, por la profundidad a la

que se hallan, están sometidos a altas presiones–el gas, por esa circunstancia, se

mantiene en estado líquido–. Al llegar la broca de perforación, la rotura de la roca

impermeable provoca que la presión baje, por lo que, por un lado, el gas deja de estar

disuelto y se expande y el petróleo deja de tener el obstáculo de la roca impermeable y

suele ser empujado por el agua salada que impregna generalmente la roca porosa que se

encuentra por debajo de la bolsa de petróleo. Estas dos circunstancias hacen que el

petróleo suba a la superficie.

Bombeo del petróleo (IMAGEN 3)

Sin embargo, llega un momento en que la presión interna de la bolsa

disminuye hasta un punto en que el petróleo deja de ascender solo -y, por otro lado, el

gas, cada vez menor, deja de presionar sobre el crudo–, por lo que hay que forzarlo

mediante bombas para que suba. Este bombeo se realiza hasta el momento en que el

coste del sistema de extracción es mayor que la rentabilidad que se obtiene del petróleo,

por lo que el pozo es abandonado.

Inyección de agua.

Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección

de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro

realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no

baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que

las bombas.

Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta,

aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del

terreno, esta eficiencia llega al 60%.

Inyección de vapor

En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la inyección de

vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos:

1.) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para

que siga ascendiendo libremente.

2.) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su

extracción, ya que fluye más deprisa.

Extracción en el mar

El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan desarrollar pozos

desde plataformas situadas en el mar (off-shore), en aguas de una profundidad de varios

cientos de metros.

En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente

lodo a través del tubo de perforación y un sistema de toberas en la propia broca.

Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el

nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de las reservas

mundiales de petróleo.

CONSUMO Y TRANSPORTE DEL PETRÓLEO

Paradójicamente, el petróleo se suele encontrar lejos de los lugares de consumo, por lo

que el trasporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria

petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante

oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados “petroleros”.

Al principio de la industria petrolífera, el petróleo generalmente se refinaba cerca del lugar

de producción. A medida que la demanda fue en aumento, se consideró más conveniente

transportar el crudo a las refinerías situadas en los países consumidores.

Por este motivo, el papel del transporte en la industria petrolífera es muy importante. Hay

que tener en cuenta que Europa occidental importa el 97% de sus necesidades –

principalmente de África y de Oriente Medio– y Japón, el 100%.

Los países que se autoabastecen también necesitan disponer de redes de transporte

eficaces, puesto que sus yacimientos más importantes se encuentran a millares de

kilómetros de los centros de tratamiento y consumo, como ocurre en Estados Unidos,

Rusia, Canadá o América del Sur.

En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el

equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetróleos de 300.000 y 500.000 Tm

de carga, almacenamientos para la descarga y tuberías de conducción de gran

capacidad.

Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar,

la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza sobretodo dos medios de

transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los petroleros de gran capacidad.

Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o

camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casos excepcionales, como vehículos de

distribución de productos terminados derivados del petróleo.

En la actualidad no hay en el comercio internacional mercancía individual cuyo transporte

supere en volumen o valor al del petróleo.

La ventaja del petróleo es que su fluidez permite el transporte a granel, lo que reduce los

gastos al mínimo y permite una automatización casi completa del proceso. Gracias a los

adelantos técnicos de hoy en día, basta en muchos casos con hacer la conexión de

tuberías y proceder a la apertura o cierre de válvulas, muchas veces de forma automática

y a distancia con telecontrol.

Los oleoductos son el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los

productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados.

El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las

instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones

de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza,

control medioambiental, etc.

Los oleoductos tienen distintas capacidades de transporte, dependiendo del tamaño de la

tubería. En líneas generales, el diámetro de los oleoductos varía entre 150 mm y 915 mm.

Además pueden ser tanto de superficie como subterráneos, donde alcanzan los 2 m de

profundidad. La velocidad estimada del crudo dentro de los oleoductos es de 5 km/h.

Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los

campos de extracción con los depósitos costeros o, directamente, con los depósitos de

las refinerías.

En los países que se suministran de crudos por vía marítima, el oleoducto asegura el

enlace entre los depósitos portuarios de recepción y las refinerías del interior.

En la hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tubería destinados al transporte

de crudos y de productos terminados, de los cuales el 70 por ciento se utilizan para gas

natural, el 20 por ciento para crudos y el 10 por ciento restante para productos terminados

(carburantes).

Los Estados Unidos tienen la red de oleoductos más densa del mundo. En Europa existen

cinco grandes líneas de transporte de crudo que, partiendo de los terminales marítimos de

Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven, llevan el petróleo a las refinerías del

interior. Esta red es de 3.700 kilómetros, una extensión que se queda pequeña si se

compara con los 5.500 kilómetros del oleoducto del Comecón o de la Amistad, que parte

de la cuenca del Volga-Urales (600 kilómetros al este de Moscú) y que suministra crudo a

Polonia, Alemania, Hungría y otros países centro europeos.

El petróleo circula por el interior de la conducción gracias al impulso que proporcionan las

estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a

transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia

mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, las

estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras.

También existen pozos submarinos. Por lo tanto se necesitan oleoductos submarinos para

transportar el crudo. A medida que aumenta la producción de petróleo en el mar se van

construyendo más oleoductos submarinos. Estos se tienden con barcazas "tiende tubos"

especiales, en las cuales se sueldan los tramos de tubo de acero antes de colocarlos en

el lecho marino. Si el oleoducto es de pequeño diámetro el tubo puede desenrollarse

desde un gigantesco carrete para tenderlo directamente en el lecho marino, evitándose

así la necesidad de soldar en el mar. Cuando se transporta crudo pesado, puede ser

necesario poner aislamiento térmico en el oleoducto, para que el petróleo fluya con

facilidad. Las tuberías de menor diámetro generalmente se tienden en una trinchera para

protegerlas del equipo usado por los buques pesqueros.

El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por medio de una red de

canalizaciones y un sistema de válvulas se pone en marcha la corriente o flujo del

producto. Desde un puesto central de control se dirigen las operaciones y los controles

situados a lo largo de toda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el

funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia.

La construcción de un oleoducto supone una gran obra de ingeniería y por ello, en

muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de

complicados estudios económicos, técnicos y financieros con el fin garantizar su

operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente.

El trazado debe ser recto en la medida de lo posible y, normalmente, la tubería es

enterrada en el subsuelo para evitar los efectos de la dilatación. Los conjuntos de tubos

se protegen contra la corrosión exterior antes de ser enterrados. Las tuberías se cubren

con tierra y el terreno, tras el acondicionamiento pertinente, recupera su aspecto anterior.

Los petroleros son los mayores navíos de transporte que existen hoy en día en el mundo.

Son inmensos depósitos flotantes que pueden llegar a medir 350 metros de largo (eslora)

y alcanzar las 250.000 toneladas de peso muerto (TPM). (IMAGEN 4)

Actualmente casi todos los petroleros en construcción son del tipo de doble casco en

detrimento de los más antiguos diseños de un solo casco (monocasco) debido a que son

menos sensibles a sufrir daños y provocar vertidos en accidentes de colisión con otros

buques o embarrancamiento.

A partir de este tipo de barcos, surgió el superpetrolero, de mayor capacidad de carga, y

destinado al transporte de crudo desde Medio Oriente alrededor del Cuerno de África. El

superpetrolero Knock Nevis es la embarcación más grande del mundo.

Actualmente se transportan por mar más de mil millones de toneladas de crudo al año en

todo el mundo.

El petrolero es el medio más económico para transportar petróleo a grandes distancias y

tiene la ventaja de una gran flexibilidad de utilización. Su principal característica es la

división de su espacio interior en cisternas individuales, lo que permite separar los

diferentes tipos de petróleo o sus productos derivados.

ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO

La industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo

origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las

refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles,

como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en

la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como

las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países

consumidores.

Tras la crisis de 1973 (segunda guerra árabe-israelí) que provocó el racionamiento de la

gasolina en algunos países de Europa Occidental, un gran número de estos países

aprobaron normas legales para regular la existencia de reservas estratégicas de petróleo.

De esta forma, en algunos países las compañías petroleras están obligadas a poseer en

todo momento una cantidad de producto que garantice el consumo del mercado interno

durante un tiempo mínimo determinado. El stock debe encontrarse en todos los tramos

para evitar cortes y la reserva mínima exigida en condiciones normales normalmente debe

superar los 90 días. (IMAGEN 5)

Almacenamiento del crudo

Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del yacimiento de

petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse un transporte intermedio

por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por ello, el crudo (petróleo bruto) se

almacena tanto en el punto de embarque como en el del desembarque.

Almacenamiento en la refinería

Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de cada unidad de

proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los tratamientos alternativos y

sucesivos de materias primas diferentes. Asimismo, para almacenar las bases

componentes de otros productos terminados que se obtienen a continuación por mezcla, y

para disponer de una reserva de trabajo suficiente con el fin de hacer frente a los pedidos

y cargamentos de materia prima que les llegan.

Almacenamiento de distribución

Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida directamente,

es decir por un medio de transporte que una de forma directa al usuario con la refinería.

Por este motivo, es más eficaz y económico construir un depósito-pulmón, Terminal de

distribución, surtido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya

sean oleoductos de productos terminados, buques (para depósitos costeros), barcazas

fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna. Estos depósitos suelen estar ubicados

cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.). Desde

estos depósitos, salen camiones de distribución que llevan el producto al consumidor final.

GUERRA POR EL

PETRÓLEO EN EL

SIGLO XX

GUERRA Y PETROLEO, ARTIFICES DE LA HISTORIA DEL SIGLO XX

"Si tenemos que usar la fuerza es porque somos americanos. Nosotros somos la nación

indispensable.

Cuando nosotros podemos cambiar las cosas, debemos hacerlo y el resto del mundo

debe seguir esta línea" Madeleine Albright

La Corte Suprema de Estados Unidos determinó que una corporación estadounidense

tiene los mismos derechos como un ciudadano particular. De ahí que el Gobierno de

Estados Unidos considera legítimo tener intereses en cualquier región del mundo donde

se encuentren empresas estadounidenses. Muchos intereses comerciales resultan ser

intereses gubernamentales y, por extensión, intereses militares. Esa ha sido una manera

de legitimar la guerra como mecanismo de control de recursos estratégicos como el

petróleo. Como dice el periodista independiente Joe Vialls (1993), "Por décadas la

Agencia Central de Inteligencia (CIA) de los Estados Unidos ha codiciado la dominación

global, no con el consentimiento del pueblo americano sino al dirigir las acciones del

Presidente americano como un niño hala las cuerdas de un flácido títere. El término

"Nuevo Orden Mundial" fue acuñado a finales de los sesenta por la CIA, no por un líder

electo democráticamente del pueblo americano. Con el colapso de la URRS, la CIA vio su

oportunidad y buscó la dominación global al manipular los recursos petroleros mundiales.

El petróleo fue el motivante de la guerra del Golfo en 1991, que sirvió a los países

occidentales, especialmente a Estados Unidos para desestabilizar a la OPEP, ejercer

control sobre los precio del petróleo, y para crear una nueva correlación de fuerzas en

favor de Estados Unidos en la zona, donde se encuentran las reservas petroleras más

importantes del mundo. Esta guerra por petróleo produjo 1,5 millones de muertos directos

a lo que se suman 5.000 niños cada mes como producto de las sanciones económicas

impuestas a ese país . Dentro de casa, el propio Irak ha desencadenado una guerra

contra el pueblo Kurdo, en cuyo territorio se encuentran importantes yacimientos

petroleros.

Así también, mientras Estados Unidos liberaba una guerra contra el pueblo de Vietnam, la

empresa Mobil hacía prospección off-shore en lo que ellos llamaban "Vietnam del Sur". En

las década de 1990, Mobil ganó una licencia de exploración de los mismos campos en los

que estuviera tres décadas antes (Blue Dragon a 280 Km. del Delta del Mekong), pero lo

abandonó por no encontrar reservas comerciales.

En el caso de Timor Oriental, las importantes reservas hidrocarburíferas en el Mar de

Timor prolongó la ocupación de Indonesia es este país, que recientemente obtuvo su

independencia, así como a la interferencia Australiana en el conflicto, país que quería

también participar en la repartición de estas reservas. En las Islas Spratley, unos islotes

con reservas petroleras, reclaman derechos China, Vietnam. Las Filipinas, Indonesia,

Malasia y Brunei y se han producido algunos enfrentamientos entre ellos.

EL PETRÓLEO CATALIZADOR DE CONFLICTOS INTERNOS

La presencia de recursos naturales, incluyendo petróleo y gas, en territorios indígenas, de

minorías étnicas o en zonas donde se asientan grupos humanos que han sido

tradicionalmente marginados del poder, han generado conflictos internos que en muchos

casos han degenerado en guerras civiles.

Los grupos dominantes han designado a estos territorios como fuente de recursos,

destruyendo la base de sobre vivencia de sus custodios tradicionales, los mismo que ni

siquiera se benefician de las regalías que estos recursos generan. En muchos casos, las

empresas petroleras han alentado estos conflictos, apoyando a uno u otro actor,

dependiendo del escenario que beneficie más a sus intereses.

Este es el caso de la lucha del pueblo Ijaw en Nigeria, un pueblo asentado en el Delta del

Río Níger, donde Shell perforó su primer pozo en el país en 1956, en la comunidad de

Oloibiri. Desde entonces este pueblo de 12 millones de personas, ha vivido atroces

violaciones a los derechos humanos, degradación ambiental y un estado de violencia

continua, por enfrentamientos entre las empresas petroleras y la sociedad civil, que han

terminado en la muerte de estos últimos. Como respuesta a esta situación, en diciembre

de 1998, se adoptó la Declaración de Kaiama, donde se demandaba parar todo el negocio

petrolero (exploración y explotación) y el retiro de todas las empresas transnacionales de

Ijawland, pero la violencia no cesó.

La presencia de Shell y otras empresas petroleras en el Delta del Níger ha sido la causa

de otros conflictos, por ejemplo entre Ogoni, que ha sido víctima de un sistema represivo

brutal. Ellos conformaron el Movimiento por la sobrevivencia del pueblo Ogoni (MOSOP)

como respuesta a esta agresión. A fines de mayo, su presidente Ken Saro-Wiwa fue

apresado por presunto asesinato a 4 ancianos Ogoni, que condujo a su ejecución extra

judicial junto con otros 8 líderes comunitarios que enfrentaban a la empresa Shell por su

nefasto accionar dentro de su territorio. Algunas fuentes mantienen que el asesinato fue

llevado a cabo por miembros de la “Operación de restauración de la paz y el orden en

Ogoniland”, un comité puesto por el gobierno de Nigeria para defender los intereses de la

Shell en la zona.

Shell ha reconocido que en determinadas ocasiones ha tenido que pedir asistencia al

gobierno para asegurar sus operaciones. En uno de eso pedidos, fueron disparados y

muertos 80 manifestantes que hacían una demostración pacífica en contra de las

operaciones de Shell.

Shell ha explotado el crudo del Delta del Río Níger por más de 50 años en Nigeria, de

donde obtiene el 40% de sus operaciones globales .

Otro caso paradigmático es el de Aceh, en Indonesia, donde la empresa Mobil apoyó al

Gobierno militarmente, para frenar al grupo secesionista Free Aceh Movement (GAM) que

en gran parte se organizó, como un resultado de la baja calidad de vida que vivió la

población una vez que ingresó Mobil a la zona, por la contaminación ambiental y por el

abuso de los derechos humanos.

De todos los víctimas de derechos humanos en Aceh, la gran mayorían han sido

perpetrados en el Norte de Aceh, y muchos víctimas han testificado que esas violaciones

han sido conducidas por fuerzas especiales de Indonesia (Kopassus), que tienen su base

en Camp Rancong que es propiedad de la empresa petrolera PT Arun2. Otros añaden

que han sido interrogados en el Puesto 13, facilitado por Mobil Oil.

Las ejecuciones extrajudiciales y desapariciones han sido evidentes en Aceh. La mayoría

de casos de desaparecidos no ha sido aclarada. Hay varios casos de personas que han

desaparecido mientras estaban en la cárcel cumpliendo con sus largas sentencias

(Aditjondro, 1997) Se ha estimado que en 1989, Aceh y el Norte de Sumatra, 2000 civiles

murieron en manos del ejército desde que se iniciaron las operaciones anti-insurgencia en

contra del movimiento de resistencia armada en 1989 (Aditjondro, 1997).

Entre 1989 y 1993 Aceh vivió la época más dura, Anmistía Internacional estima que entre

las personas que fueron ejecutadas se incluyen mujeres y niños, y que las ejecuciones

ocurrieron públicamente o en secreto. Aunque la violencia disminuyó en los años

posteriores, esta no cesó.

Desde 1991 por lo menos 35 personas fueron acusadas de subversión por apoyar a Aceh

Merdeka y han sido sentenciados a prisión por 20 años. Cuando las autoridades militares

liberaron a cientos de personas, que estaban detenidas por presunta colaboración con

Aceh Merdeka, ellos reportado que fueron torturados y maltratados.

En 1998 se descubrieron más de cien fosas comunes clandestinas en Aceh. En una de

ella se encontraron hasta 200 cuerpos.

A fines de la década de 1980 Aceh proveía aproximadamente el 30% del petróleo y gas

de Indonesia, lo que significó el 11% de las exportaciones totales del país +. Sin embargo,

el 40% de la gente en Aceh son clasificadas por el gobierno como “pobres”.

Menos conocido es el caso de Sudán. De los 45 años de independencia, Sudán ha vivido

34 sumergido en una guerra civil. Se estima que durante ésta, han muerto unos dos

millones de personas y que existen medio millón de refugiados y 4 millones han sido

desplazados de sus tierras ancestrales. Este es un país fuertemente dividido por razones

geográficas, culturales y religiosas. En Sudán existe un 65% de personas de origen

africano y 35% de árabes.

El grupo dominante en el país es el musulmán (más o menos el 70% de la población)

asentados en la zona norte del país, que ven al sur como la fuente de abastecimiento de

aquellos productos y bienes que ellos no pueden producir, lo que ha conducido a la

inconformidad de los grupos étnicos del Sur, en su mayoría cristianos, lo que ha

conducido a la guerra civil más larga de la historia del Africa moderna.

La actual guerra civil en Sudán está también manchada de petróleo. En septiembre de

1999, Sudán se convirtió en el nuevo exportador de petróleo en el África. Los más

grandes yacimientos petroleros de Sudán se encuentran en el Sur del Alto Nilo. Para

sacar el petróleo, se ha construido un oleoducto de 1540 Km. que ya ha sido saboteado

por fuerzas que se oponen al gobierno.

El crudo se extrae en el Sur del país, y es refinado en el Norte refinarlo en el Norte y es

exportado a través de un Puerto también en el Norte. Esto ha causado la rebeldía en las

poblaciones del Sur, quienes reclaman autodeterminación y potestad de manejar sus

recursos naturales. La intervención de países imperialistas europeos, que requieren

mayor control sobre la producción petrolera ha contribuido a exacerbar la situación.

La mayoría del dinero del petróleo se va en gastos de guerra; US$ 1 millón diario en la

guerra, en un país donde hay 3,1 millones de personas que padecen de hambre crónica, y

cuenta con una deuda externa de US$ 17 mil millones.

Empresas invirtiendo en la industria petrolera en Sudán incluyen Talisman del Canadá,

China National Petroleum Corporation, Petronas de Malasia.

Varias empresas que tenían intereses en Sudán han salido, por razones de seguridad o

por las sanciones impuestas a este país por parte de Estados Unidos a partir de 1997.

Entre ellas se incluye Chevron, que estuvo explorando en 1983, y que a pesar de que

contrató a una empresa para que le de seguridad en los campos petroleros con veteranos

de la guerra de Vietnam, ésta no pudo asegurar su seguridad.

De acuerdo a algunos observadores, Estados Unidos apoyaría la independencia de los

Estados del Sur, como una forma de crear una barrera a la expansión islámica.

Por otro lado, Rusia y Sudán han iniciado relaciones comerciales basadas en armas y

petróleo. La empresa Slavneft de Rusia/Belarus firmó un acuerdo petrolero con Sudán,

quien invertirá 126 millones de dólares.

Como contraparte, Rusia dará además asistencia técnica y militar a Sudán. Por ejemplo,

Rusia dará asistencia técnica para ensamblar tanques T-75 en la ciudad industrial de

Giad, y , el Ministro de Defensa Bakr iHassan Saleh presentó una lista de armamentos

que desean comprar de Rusia. Hace dos años hizo ya otra compra de armamento. Todo

esto, con dinero del petróleo, creándose un círculo vicioso en el que el petróleo alimenta

el fuego de la guerra.

CONFLICTOS EN EL CENTRO DE ASIA

El nuevo conflicto en el centro de Asia (Afganistán) está relacionado con el acceso y

control a los abundantes recursos petroleros de la región, tanto del Caspio como del Golfo

Arábigo.

Luego de las exploraciones exitosas de la empresa argentina Bridas en Turkmenistán,

esta empresa argentina firmó un contrato en el Bloque Keimar, cerca del Mar Caspio, y el

bloque Yashlar, cerca de la frontera con Afganistán. En 1995, Bridas recibió los derechos

para la construcción de un gasoducto entre Turkmenistán y Pakistán, atravesando

Afganistán, pero esto dependía de las negociaciones con este último país, que entonces

se hallaba sumido en una guerra civil.

El año siguiente, luego de intensas negociaciones con los líderes de Afganistán, Bridas

obtuvo un acuerdo por 30 años con el Gobierno afgano de Rabbani para construir y

operar un gasoducto de 875 millas. Bulgheroni de Bridas abordó otras empresas

incluyendo UNOCAL para formar un consorcio internacional, pero UNOCAL fue con su

propuesta propia, y formó su propio consorcio que incluía a la empresa saudita Delta Oil,

muy cercana al Príncipe Saudi Abdullah y al Rey Fahd, la empresa rusa Gazprom y la

estatal turkmana, Turkmenrozgas. Eventualmente, UNOCAL consiguió el acuerdo en

1995 para construir un gasoducto de 918 millas.

El interés por el gasoducto trans-Afgano no era únicamente económico. Había también un

interés geo-político: el control militar y económico de la región Euroasiática (incluyendo el

Oriente Medio y las ex repúblicas soviéticas de Asia Central), especialmente les

interesaba el control sobre los recursos hidrocarburíferos, el control sobre las rutas de su

transporte . Esta fue una de las razones por las que se dio la intervención militar

estadounidense en la década de 1990, en los Balcanes, el Cáucaso y el Mar Caspio.

En 1992, 11 empresas petroleras controlaban el 50% de las inversiones hidrocarburíferas

en la zona del Caspio, entre las que se incluye British Petroleum, Amoco, ARCO (las tres

empresas hoy están fusionadas con el nombre de BP), UNOCAL, TexacoChevron

(también fusionadas), Exxon-Mobil, Pennzoil, y Phillips. Hay otras empresas y grupos de

planificación de políticas operando en Asia Central con pleno apoyo del Departamento de

Estado y de Energía de los Estados Unidos, entre las que se incluye asociaciones de

empresas petroleras.

Entre los principales asesores se incluye Brezezinski, un consultor de Amoco, que

además diseñó la guerra afgano-soviética en la década de 1970. Está además Henry

Kissinger asesor de Unocal, y Dick Cheney de Halliburton y de la Cámara de Comercio

US-Azerbaijan. El enviado de Unocal para Europa Central era el oficial de inteligencia y

defensa de Estados Unidos, Robert Oakley.

Más tarde, el consorcio liderado por UNOCAL consiguió otro contrato; la construcción de

un oleoducto de 1.050 millas desde Dauletabad, a través de Afganistán que se conectaba

con un puerto en Pakistán en la Costa del Mar Arábigo.

Aunque UNOCAL tenía un acuerdo con el Gobierno, Bridas todavía tenía un contrato con

Afganistán. El problema fue resulto a través de la CIA y el grupo ISI, apoyado por los

Talibán. Luego de una visita de un alto funcionario del Departamento de Estados de los

Estados Unidos, en el otoño de 1996, los Talibán entraron en Kabul y destituyeron al

gobierno de Rabbani, aunque Unocal discutía la posibilidad de pasar el ducto a través de

los territorios afganos controlados por la Alianza del Norte.

Como el contrato con Bridas tenía que ser renegociado, Unocal inició inmediatamente un

programa de ayuda humanitaria, instaló un sistema de telefonía celular entre Kabul y

Kandahar y la USAID hizo una contribución significativa a un programa de educación para

los Talibán. Bridas por otra parte, hacía su trabajo con algunos líderes importantes de

Arabia Saudita. La rivalidad entre Unocal y Bridas empezó a reflejar un conflicto dentro de

la familia real Saudi. Hasta 1997, no hubo ningún acuerdo con ninguna de las dos

empresas. El gobierno Talibán demandaba a más de las regalía, obras de infraestructura

como carreteras, plantas de generación de energía y el resurgimiento de la empresa

estatal petrolera, que había sido abolida por el régimen soviético, demandas que Unocal

no estaba dispuesto a dar. Por otro lado, Bridas ofrecía regalías más altas y la

construcción de un ducto para uso local; además gozaba con la predilección de Osama

Bin Laden. El plan de Bridas no requería financiemiento externo, en tanto que el de

Unocal requería un préstamos a instituciones occidentales como el Banco Mundial, lo que

ponía a los Talibán en una posición vulnerable frente a las demandas de los Gobiernos de

Occidente. Bridas gozaba con la predilección de los Talibán, pero no la del Gobierno de

Turkmenistán. Para fortalecer su posición Bridas vende el 60% de sus bienes en América

Latina a Amoco (hoy BP), mientras la empresa rusa Gazprom se retiraba del consorcio

con Unocal. Esta tuvo que buscar nuevos socios en Corea del Sur y Japón, y al mismo

tiempo enfrentar críticas en su país por parte de los grupos de derechos humanos. Los

ataques a la embajada de Estados Unidos en Kenia y el consiguiente bombardeo

norteamericano a este país del centro de Asia produjo una ruptura diplomática entre

Estados Unidos y Afganistán. Las oportunidades de Unocal de negociar con los Talibán

se acabaron, y la empresa saudita Delta, no pudo continuar como nueva líder del

consorcio.

Luego de los acontecimientos del 11 de septiembre, y del derrocamiento del gobierno

Talibán, este escenario cambió. En mayo del 2002 los Presidentes de Paquistán

Turkmenistán y Afganistán, firmaron un acuerdo para construir y mantener una gasoducto

de 1460 Km. Por otro lado, el Presidente del Banco Mundial inició charlas sobre un

posible financiamiento de este proyecto, por unos 100 millones de dólares. Se cree que el

mismo país, Afganistán, podría tener reservas importantes. En su época la URSS calculó

que ese país podría tener reservas de gas natural de alrededor de 5 trillones de pies

cúbicos. Los campos Afganos que no han sido explotados incluyen Jorqaduq, Khowaja,

Gogerdak y Yatimtaq, todos ellos localizados dentro de un área de 9 Km del pueblo de

Shebrghan, en la provincia del norte, Jowzjan.

Azerbaiján, Kazakistán, Turkmenistán y Uzbekistán juntas tienen 115 mil millones de

barriles de reservas probadas de crudo y 11 trillones de m3 de gas. Hasta ahora, Rusia ha

mantenido la hegemonía en el transporte de crudo en la región, la misma que quiere ser

arrebatada por Estados Unidos. La importancia de la zona reside en que EE UU considera

que el crudo del Caspio puede balancear el liderazgo que tienen los países de la OPEP

en la fijación de los precios del crudo. Este papel jugó antes el Mar del Norte, pero sus

reservas son muy inferiores a las del Caspio, y EE UU considera que es más fácil

controlar la producción en el Caspio, por la debilidad institucional de estos países.

Actualmente más de 40 proyectos están en desarrollo en Kazajstán y Azerbaiyán, en los

cuales están involucradas 11 compañías estadounidenses, unas 24 compañías de otros

países occidentales y dos compañías rusas. Chevron lidera un consorcio con ExxonMobil

LukArco (joint venture entre Lukoil de Rusia y Arco - fusionada a BPAmoco) en el campo

Tengiz, el más grande de Kazakhstan, con 10 mil millones de barriles de crudo. Las

empresas estadounidenses controlan el 75% de los intereses.

Por otra parte, los ingresos del petróleo probablemente atraerán a otras empresas gringas

a estos países (compañías de servicio, industrias secundarias, etc.). Por otro lado, las

europeas Agip en consorcio con BP, TotalElfFina y Royal Duth Shell están desarrollando

el campo de gas Kashagan en el mismo país, por lo que estamos hablando de grupos

rivales. Ambos consorcios dependen del un oleoducto que pasa por Rusia desde Grozny

en Chechenia hasta Novorossisk en el Mar Negro. Chechenia es otro lugar donde se ha

batallado una guerra, pues para mantener la hegemonía rusa en el transporte de crudo,

es vital para Rusia mantener el control sobre Chehenia. El paso del oleoducto por

territorio ruso permite a este país mantener el control sobre el transporte de energía,

sobre sus precios, lo que utiliza como mecanismo de control político. Por ejemplo Rusia

corta el suministro de petróleo a Georgia cada vez que desea hacer algún tipo de

imposición política a ese país.

Por Chechenia atraviesan también los oleoductos que traen crudo de la Siberia

para salir al Mar Negro.

Los grupos estadounidenses y europeos quieren romper con la hegemonía rusa en el

transporte de crudo. Interesados en la construcción de nuevos ductos incluye TotalFinaElf

con Kazakhstan para salir a Irán. En Azerbaijan un consorcio liderado por BP, planea

construir un oleoducto millonario Baku (Azerbaijan)-Tbilisi (Georgia)-Cayhan (Turquía) en

el Mediterráneo, y se están estudiando varias otras potenciales rutas de oleoductos.

SANGRE Y CRUDO EN AMÉRICA LATINA

En América Latina han habido por lo menos dos guerras que en la década de los 40

estuvieron relacionadas con el petróleo: la guerra del Chaco, donde Paraguay perdió una

porción del país con importantes yacimientos petroleros, y la guerra Ecuador -Perú.

En los 80, la guerra civil que azotó a Guatemala, se centró en el Izxcan, zona donde al

momento se exploran reservas petroleras, luego de que la población indígena fue

obligada a desplazarse.

¿Porqué eran las Islas Malvinas lo suficientemente importantes para que Inglaterra entre

en guerra con Argentina? En ese tiempo de guerra, la gente ahí creía que el motivo real

para la guerra era el petróleo. Hoy, luego de varios años después de la guerra, Argentina

y Gran Bretaña han trabajado en licencias de exploración conjunta off-shore de las Islas

Malvinas, e un "Area Específica de Cooperación". Cuatro compañías -Shell, Amerada

Hess, LASMO, y la canadiense International Petroleum Corp, obtuvieron la operación

encabezando los consorcios internacionales en la primera ronda de exploración de

Malvinas.

Pero el casos más recientes es el del Plan Colombia, que tiene como objetivos controlar

la producción petrolera en ese país.

El Plan Colombia se ha centrado en la región del Putumayo en la Amazonía de ese país,

donde si bien la producción petrolera no es muy importante, las nuevas licitaciones nos

insinúan que las reservas podrían ser mayores que las conocidas.

La mayor parte de la producción es manejada en forma directa por Ecopetrol, pero existen

contratos de asociación con empresas norteamericanas.

El problema en la región es el continuo sabotaje que sufre la infraestructura petrolera por

parte de los ejércitos irregulares existentes en ese país, lo que significa para la industria

petrolera importantes pérdidas económicas.

En otras partes del país la industria petrolera ha sufrido atentados, perjudicando a

empresas estadounidenses como Occidental y BP . El Presidente Bush anunció que parte

del Plan Colombia incluirá la protección a Occidental.

Con la llamada Iniciativa Andina, Estados Unidos estaría controlando la producción

petrolera de los cinco países Andino-Amazónicos, todos productores de petróleo y gas, en

los que al momento se dan circunstancias perturbadoras para EE UU: la insurgencia en

Colombia, Chávez en Venezuela, que ha reactivado a la OPEP, el movimiento indígena

en Ecuador, el resurgimiento del movimiento campesino en Bolivia, y el nuevo auge de la

sociedad civil en Perú, luego de la caída de Fuji Mori.

En relación a Hugo Chávez, varios analistas han señalado el papel que jugó la política

petrolera en el golpe perpetrado en su contra en Abril del 2002. Desde su subida en 1998,

su política irritó a Washington, especialmente el importante rol que jugó en la

rehabilitación de la OPEP y la estabilización de los precios petroleros en marzo del 2000,

los mismos que se cuadruplicaron en relación al precio que tenían en 1999. Por otro lado,

la Nueva Constitución, fuertemente auspiciado por Chávez, prohibe la privatización de la

empresa petrolera estatal, Más tarde, Chávez lanzó un acuerdo petrolero con Cuba para

venderle crudo a precios subsidiados, y finalmente el cambio de autoridades petroleras.

EL PETRÓLEO Y

LA ECONOMÍA

UNA ECONOMÍA DEPENDIENTE EN GRAN MEDIDA DEL PETRÓLEO

El petróleo posee una gran variedad de compuestos, que hacen que se realicen más de

2.000 productos, en los que destacan combustibles, disolventes, gases, alquitranes y

plásticos. La gama casi infinita de productos derivados le convierten en uno de los

factores más importantes del desarrollo económico y social en todo el mundo.

La economía mundial y su desarrollo esta regida por los combustibles y derivados del

petróleo, aviones, barcos, trenes, fabricas y ciudades enteras utilizan la energía generada

por estos.

Todos los productos y sus precios están relacionados de alguna forma con el petróleo ya

sea por los gastos de transporte, producción o embalaje. Cuando sube el precio del

petróleo se produce una subida de los costes, de forma más o menos inmediata, en casi

todos los sectores productivos y, en consecuencia, se nota en los precios de los bienes de

consumo.

La extracción y producción de petróleo está en manos de unos pocos países productores

y es controlada por los denominados carteles (OPEP), quienes con sus decisiones

influyen en los distintos mercados en los que se fijan los precios mínimos del crudo.

Algunos estudios estiman que cada 5 dólares de cambio en el precio del crudo el efecto

expansivo o depresivo en el crecimiento global es de un 0,5% del PIB mundial.

A falta de una política de energías renovables eficiente, es primordial encontrar nuevas

soluciones energéticas ante el inminente futuro agotamiento y encarecimiento de las

reservas del crudo. Mientras tanto las economías globales seguirán pendientes de un hilo

ante la continua especulación que sufren los precios del petróleo.

EL PRECIO DEL CRUDO

La volatilidad de los precios del petróleo crudo ha sido y es una característica intrínseca a

la historia reciente de la comercialización de este producto. Su importancia estratégica le

convierte en una “moneda de cambio” y de presión política y económica de primera

magnitud.

Así, mientras que el precio del barril de petróleo brent (denominación del crudo que se

toma como referencia en el mercado europeo) en el año 2001 fue de 24,5 dólares, un

14,1% menos que en el año 2000, durante el año 2002 dicho precio volvió a subir muy por

encima de esta cifra, hasta alcanzar casi los 30 dólares el barril.

Estas subidas y bajadas de los precios son producidas por muy diversos factores, pero los

más importantes

son las decisiones políticas de los países productores, los conflictos sociales o bélicos en

las zonas másvinculadas a la producción de petróleo y, en ocasiones, las decisiones que

puedan tomarse en determinadosforos financieros mundiales

Objetivos de precios de la Opep:

1960-1973: objetivo implícito por debajo de 5 dólares por barril

1974-1979: objetivo implítico de entre 5 y 12 dólares por barril

1979-1985: objetivo implicito por encima de 30 dólares por barril

1986-1990: objetivo explícito de 18 dólares por barril

1991-2000: objetivo explícito de 21 dólares por barril

2000-2005: objetivo explícito banda de precios de 22 a 28 dólares por barril

2006- : objetivo implícito por encima de 60 dólares por barril

PRODUCTOS DEL PETRÓLEO

El refino de petróleo ha evolucionado continuamente en respuesta a la demanda de

productos mejores y diferentes por parte de los consumidores. El requisito original del

proceso era producir queroseno como fuente de combustible para el alumbrado más

barata y mejor que el aceite de ballena. La elaboración del motor de combustión interna

condujo a la producción de benceno, gasolina y gasóleos diesel.

La evolución del aeroplano hizo necesarios la gasolina de aviación de alto octanaje y el

combustible para aviones de reacción, que es una forma más elaborada del producto

original de las refinerías, el queroseno.

Agua amarga

El agua amarga es agua de proceso que contiene ácido sulfhídrico, amoníaco, fenoles,

hidrocarburos y compuestos de azufre de bajo peso molecular. Se produce al absorber el

vapor fracciones de hidrocarburos durante la destilación, en la regeneración de

catalizador o al absorber el vapor ácido sulfhídrico durante el hidrotratamiento y el

hidroacabado. También se genera por la adición de agua a procesos para absorber ácido

sulfhídrico y amoníaco.

Acido sulfúrico y ácido fluorhídrico

Ambos se utilizan como catalizadores en los procesos de alquilación. El ácido sulfúrico se

emplea también en algunos de los procesos de tratamiento.

Catalizadores sólidos

En los procesos de refino se utilizan varios catalizadores sólidos diferentes, de numerosas

formas distintas, desde pastillas hasta cuentas granulares o polvos, constituidos por

diversos materiales y con diversas composiciones. En unidades de lecho móvil y fijo se

emplean catalizadores de pastillas extruidas, mientras que en procesos de lecho fluido se

usan catalizadores de partículas esféricas finas. Los catalizadores utilizados en procesos

que eliminan el azufre están impregnados de cobalto, níquel o molibdeno. En las unidades

de craqueo se emplean catalizadores de función ácida: arcilla natural, alúmina-silíce y

zeolitas. En la isomerización y la reforma se emplean catalizadores de función ácida

impregnados de platino u otros metales nobles. Los catalizadores agotados requieren

medidas especiales de manipulación y protección frente a las exposiciones, dado que a

veces contienen metales, aceites aromáticos, compuestos aromáticos policíclicos

cancerígenos u otros materiales peligrosos, y también pueden ser pirofóricos.

Combustibles

Los principales productos combustibles son el gas de petróleo licuado, la gasolina, el

queroseno, el combustible para motores de reacción, el gasóleo diesel, el gasóleo para

calefacción y el fuel residual.

El gas de petróleo licuado (GLP), constituido por mezclas de hidrocarburos parafínicos y

olefínicos, como el propano y el butano, se produce para utilizarlo como combustible, y se

almacena y manipula en fase líquida a presión. El GPL tiene puntos de ebullición que van

desde aproximadamente 74 °C hasta +38 °C, es incoloro y sus vapores son más pesados

que el aire y extremadamente inflamables. Las cualidades importantes del GPL desde la

perspectiva de la salud y seguridad en el trabajo, son la presión de vapor y el control de

los contaminantes.

Gasolina. El producto más importante de las refinerías es la gasolina para motores, una

mezcla de fracciones de hidrocarburos con puntos de ebullición relativamente bajos,

incluida la gasolina reformada, de alquilato, nafta alifática (nafta ligera de destilación

directa), nafta aromática (nafta de craqueo térmico y catalítico) y aditivos. Las mezclas de

gasolina tienen puntos de ebullición que van desde temperaturas ambiente hasta unos

204 °C, y un punto de inflamación inferior a –40 °C. Las cualidades críticas de la gasolina

son el índice de octano (cualidad antidetonante), la volatilidad (arranque y tapón de vapor)

y la presión de vapor (control ambiental). Los aditivos se utilizan para mejorar el

rendimiento de la gasolina y proporcionar protección frente a la oxidación y la corrosión.

La gasolina empleada en aviación es un producto de alto índice de octano, una mezcla

especialmente estudiada para ofrecer buen rendimiento a grandes altitudes.

El plomo tetraetílico (PTE) y el plomo tetrametílico (PTM) son aditivos de la gasolina que

mejoran los índices de octano y las cualidades antidetonantes. En un esfuerzo por reducir

la presencia de plomo en las emisiones de escape de los automóviles, estos aditivos ya

no se utilizan de modo habitual, excepto en la gasolina empleada en aviación. Para

mejorar las cualidades antidetonantes de la gasolina sin plomo y reducir las emisiones de

monóxido de carbono, en lugar de PTE y PTM se utilizan etilbutiléter terciario (EBET),

metilbutiléter terciario (MBET), amilmetiléter terciario (AMET) y otros compuestos

oxigenados.

Combustible para motores de reacción y queroseno. El queroseno es una mezcla de

parafinas y naftenos, generalmente con menos de un 20 % de componentes aromáticos.

Tiene un punto de inflamación superior a 38 °C y un intervalo de temperaturas de

ebullición de 160 °C a 288 °C, y se utiliza para alumbrado, calefacción, disolventes y para

mezclarlo con gasóleo diesel. El combustible para motores de reacción es un destilado

intermedio de queroseno cuyas cualidades críticas son el punto de congelación, el punto

de inflamación y el punto de humo.

El combustible comercial para motores de reacción tiene un rango de ebullición de

aproximadamente 191°C a 274 °C, y el combustible para motores de reacción de uso

militar, un rango de 55 °C a 288 °C.

Combustibles de destilación. Los gasóleos diesel y los de calefacción doméstica son

mezclas de color claro de parafinas, naftenos y componentes aromáticos, que a veces

contienen cantidades moderadas de olefinas. Los combustibles de destilación tienen

puntos de inflamación superiores a 60 °C y rangos de ebullición de 163 °C a 371 °C

aproximadamente, y con frecuencia se someten a hidrodesulfuración para mejorar la

estabilidad. Al ser combustibles, cuando se tratan emiten vapores que forman mezclas

inflamables con el aire. Entre las cualidades idóneas de los combustibles de destilación

están los puntos de inflamación y de goteo controlados, la combustión limpia, la ausencia

de formación de depósitos en los tanques de almacenamiento y un índice de cetano de

los gasóleos diesel adecuado para un buen arranque y una combustión satisfactoria.

Combustibles residuales. Muchos barcos e instalaciones comerciales e industriales

utilizan combustibles residuales o combinaciones de combustibles residuales y de

destilación, para generación de energía y calor y para procesado. Los combustibles

residuales son mezclas líquidas de color oscuro y alta viscosidad de moléculas grandes

de hidrocarburos, con puntos de inflamación superiores a 121 °C y altos puntos de

ebullición. Las especificaciones críticas de los combustibles residuales son la viscosidad y

el bajo contenido de azufre (para el control

ambiental).

Cargas petroquímicas

Muchos productos derivados del refino de crudos de petróleo, como el etileno, propileno y

butadieno, son hidrocarburos olefínicos derivados de procesos de craqueo de refinerías, y

están destinados a su utilización en la industria petroquímica como materias primas para

la producción de plásticos, amoníaco, caucho sintético, glicol, etc.

Disolventes derivados del petróleo

Varios compuestos puros, entre ellos el benceno, el tolueno, el xileno, el hexano y el

heptano, cuyos puntos de ebullición y composición en cuanto a hidrocarburos están

estrictamente controlados, se obtienen para utilizarlos como disolventes. Los disolventes

se clasifican en aromáticos y no aromáticos, según su composición. Su empleo como

diluyentes de pintura, líquidos de limpieza en seco, desengrasantes, disolventes

industriales y de plaguicidas, etc., suele estar determinado por su punto de inflamación,

que varía desde bastante menos de –18 °C hasta más de 60 °C.

Los riesgos asociados con los disolventes son semejantes a los de los combustibles, ya

que los disolventes con un punto de inflamación más bajo son inflamables, y sus vapores,

cuando se mezclan con aire que está dentro del rango de inflamabilidad, pueden entrar en

ignición. Por lo común, los disolventes aromáticos tienen mayor toxicidad que los no

aromáticos.

Aceites de proceso

Los aceites de proceso comprenden el rango de alto punto de ebullición, los productos de

destilación directa atmosférica o al vacío, y los que se obtienen por craqueo térmico o

catalítico. Se trata de mezclas complejas que contienen grandes moléculas de

hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos con más de 15 átomos de carbono; se

utilizan como cargas para craqueo o fabricación de lubricantes. Los aceites de proceso

tienen viscosidades bastante altas, puntos de ebullición comprendidos entre 260 °C y 538

°C y puntos de inflamación superiores a 121 °C. Los aceites de proceso son irritantes para

la piel y contienen altas concentraciones de HAP, así como compuestos de azufre,

nitrógeno y oxígeno. Debe evitarse la inhalación de vapores y nieblas, y la exposición

cutánea debe controlarse con medios de protección personal y buenas prácticas

higiénicas.

Lubricantes y grasas

Los aceites lubricantes básicos se obtienen mediante procesos de refino especiales de

acuerdo con requisitos específicos de los clientes. Son mezclas de color claro a

intermedio, baja volatilidad, y viscosidad entre intermedia y alta, de aceites parafínicos,

nafténicos y aromáticos, con rangos de ebullición entre 371 °C y 538 °C. Con los aceites

lubricantes base se mezclan aditivos (desemulsificantes, antioxidantes y elementos que

mejoran de la viscosidad) a fin de proporcionarles las características exigidas a los aceites

de motor, aceites hidráulicos y para turbinas, grasas industriales, lubricantes, aceites para

engranajes y aceites de corte. La cualidad más crítica de un aceite lubricante base es un

alto índice de viscosidad, lo que, a temperaturas variables, proporciona menores cambios

en viscosidad. Tal característica la tiene el petróleo crudo utilizado como carga o se

consigue por medio de aditivos que mejoren el índice de viscosidad. Se añaden

detergentes para mantener en suspensión cualquier lodo formado durante el uso del

aceite.

Las grasas son mezclas de aceites lubricantes y jabones metálicos, a los que se añaden

materiales de función específica, como amianto, grafito, molibdeno, siliconas y talco para

proporcionar aislamiento o lubricidad. Los aceites de corte y los aceites de transformación

de metales son aceites lubricantes con aditivos especiales, como cloro, azufre y ácidos

grasos, que reaccionan bajo la acción del calor, proporcionando así lubricación y

protección a las herramientas de corte. A los aceites de corte solubles en agua se les

añaden emulsificantes y agentes antibacterianos.

Aunque los aceites lubricantes no son irritantes por sí mismos y tienen baja toxicidad, los

aditivos presenta ciertos riesgos. Los usuarios deben consultar los datos de seguridad de

los materiales que figuran en la información facilitada por el proveedor, para determinar

los riesgos de ciertos aditivos, lubricantes, aceites de corte y grasas específicos. El

principal riesgo de los lubricantes es la dermatitis, que normalmente se controla con

equipos de protección personal y unas prácticas higiénicas adecuadas. De forma aislada,

en algunos trabajadores aparece sensibilidad a los aceites de corte o lubricantes, lo que

hará necesario asignarles a un puesto de trabajo en que no pueda producirse el contacto.

Existe cierta preocupación por la exposición cancerígena a vapores de aceites de corte y

aceites ligeros para husillos, de base nafténica, que se controla mediante sustitución,

medidas de control técnico o protección personal. Los riesgos de exposición a la grasa

son similares a los del aceite lubricante, con los riesgos añadidos que presentan los

materiales o aditivos de las grasas.

Productos especiales

La cera se utiliza para proteger productos alimenticios, en revestimientos, como

ingrediente de otros productos (cosméticos y cremas limpiadoras de calzado) y para

velas.

El azufre se produce como resultado del refino del petróleo. Se almacena unas veces en

fase líquida, calentado y fundido, en depósitos cerrados, y otras en fase sólida, en

recipientes o a la intemperie.

El coque es carbono casi puro y tiene diversos usos, desde electrodos hasta pastillas

combustibles para barbacoas, dependiendo de sus características físicas, que son

resultado del proceso de coquización.

El asfalto, que se utiliza principalmente para pavimentar carreteras y fabricar materiales

para cubiertas y tejados, debe ser inerte a la mayoría de las sustancias químicas y

condiciones meteorológicas.

Las ceras y asfaltos son sólidos a temperatura ambiente, si bien para su almacenamiento,

manipulación y transporte se requieren temperaturas más elevadas, con el consiguiente

riesgo de que se produzcan quemaduras. La cera de petróleo está tan refinada que, por lo

común, no presenta ningún riesgo. El contacto de la piel con la cera puede causar

taponamiento de los poros, que se controla con las prácticas higiénicas adecuadas. Para

evitar la exposición al ácido sulfhídrico al abrir depósitos de asfalto y de azufre fundido

basta con utilizar medidas adecuadas de control técnico o protección respiratoria. El

azufre es también fácilmente inflamable a temperaturas elevadas.

EL USO DIARIO DEL PETROLEO

Si el petróleo es desde finales del siglo XIX es la fuente de energía más importante del

mundo, además de servir de base para un número casi infinito de productos derivados,

también puede tener, en consecuencia, un impacto medioambiental, tanto en lo que

respecta a la atmósfera (gases de efecto invernadero y otros) como a la generación de

residuos sólidos (como los plásticos) o líquidos (como los aceites).

La combustión de productos derivados de los combustibles fósiles, para la generación de

energía y para usos más comunes (calefacción, automóvil, etc.) es una de las causas de

contaminación atmosférica.

El uso responsable de todos estos productos, el tratamiento adecuado de los mismos y

los controles de sus efectos, son responsabilidad no sólo de las empresas productoras o

comercializadoras, sino también de las autoridades públicas y del conjunto de la sociedad,

es decir, de los ciudadanos.

Medidas para evitar daños al medio ambiente

Las empresas que operan en el sector del petróleo desarrollan su actividad dedicando

especial atención a la conservación del medio ambiente. Además del cumplimiento de la

normativa internacional y nacional, las propias compañías petroleras aportan iniciativas

de cara a la protección del medio ambiente en respuesta a las propias exigencias del

mercado, que pide cada vez mayor calidad en los productos con el máximo respeto a las

condiciones ambientales.

En este sentido, existe un avanzado desarrollo de tecnologías para la reducción de

emisiones de CO2 a fin de disminuir el efecto invernadero, que produce un calentamiento

de la atmósfera. Por otra parte, se han comenzado a implantar en las estaciones de

servicio, surtidores cuyo objetivo es recuperar los vapores que libera el combustible

(gasolina o gasóleo) cuando se reposta, con lo que se minimiza la emisión de los gases a

la atmósfera.

La industria del petróleo y de sus derivados hace especial hincapié en el cumplimiento de

las normas sobre especificaciones de los productos, las emisiones a la atmósfera y el

control de vertidos líquidos en los centros de producción (refinerías), el almacenamiento y

la venta al público.

Los productos que se comercializan en la UE, por ejemplo las gasolinas, gasóleos o

fuelóleos, están sometidos a una normativa de calidad y a unas especificaciones

determinadas en función del producto, comunes a todos los países. En concreto, en

España se implantó en agosto de 2001 la distribución de la nueva gasolina sin plomo, de

forma que al sustituir este componente tradicional hasta ahora en dicho combustible por

otro, se está garantizando una mejora considerable en el entorno y en la calidad del aire.

Las compañías petroleras se adelantaron al plazo máximo otorgado por la Unión Europea

para retirar la gasolina con plomo y decidieron ofrecer esta gasolina de sustitución antes

del final de dicho plazo (enero de 2002).

La Administración acogió favorablemente la propuesta del sector y estableció las

especificaciones técnicas de la nueva gasolina. De igual forma, en enero de 2003 entró en

vigor la reducción del azufre en los gasóleos y fuelóleos, de acuerdo con las directrices de

la Unión Europea.

Otras medidas adoptadas por las empresas de este sector son la utilización de

tecnologías solares fotovoltaicas (para obtención de energía eléctrica) en muchos de sus

proyectos y la instalación de sistemas en las refinerías que permiten la reutilización de

residuos.

Dichas empresas participan en organismos internacionales cuyo fin es la conservación del

medio ambiente. Así mismo, colaboran en programas de mejora del medio ambiente tales

como reforestaciones.

GANANCIAS MUNDIALES DEL PETRÓLEO

EXXON MOBILE

Es difícil ganarle al año que tuvo Exxon Mobil en 2011. Las acciones subieron un 20% y

las ganancias aumentaron un 35% a 41,100 millones de dólares. Los ingresos crecieron

un 28% a 452,900 mdd, ayudándole a recuperar el primer puesto en la lista Fortune 500.

Exxon ciertamente se ha beneficiado del incremento en los precios del petróleo, en

particular durante el último trimestre de 2011. Pero la empresa también se ha posicionado

para capitalizar la más reciente y controvertida tendencia en la producción de energía

doméstica: el ‘fracking' o fractura hidráulica. Exxon ahora produce aproximadamente la

misma cantidad de gas que de petróleo, gracias a la compra de XTO Energy por 35,000

mdd en el año 2010. Como hace poco dijo a Fortune el CEO Rex Tillerson, ante las

previsiones del aumento considerable en la demanda mundial de energía en las próximas

décadas, el festín del gas de esquisto (shale gas) apenas está comenzando.

Los gigantes petroleros Exxon Mobil Corp y Royal Dutch Shell Plc dijeron que sus

ganancias subieron más de 40% durante el tercer trimestre gracias a precios más altos de

la energía que compensaron bajas de producción.

Los precios del petróleo se han hundido desde sus máximos de mayo, pero siguen por

encima de los de 2010. Las expectativas recientes de que la economía mundial se esté

recuperando han catapultado a los precios del crudo en 20% este mes.

Pero las dos mayores petroleras que cotizan en bolsa del mundo han tenido problemas

para detener una caída en su producción, y el gasto récord de Exxon de 26.700 millones

de dólares para los primeros nueve meses del 2011 todavía no revierte esa tendencia.

La producción de gas y de petróleo de Exxon cayó 4% a 4.28 millones de barriles de

petróleo equivalente por día, lo que no cumplió con las expectativas en Wall Street. La

producción de Shell bajó 2%.

"La producción fue un poco inferior a la que estaban modelando", dijo el analista Pavel

Molchanov, de Raymond James, sobre la producción de Exxon.

"Es un asunto recurrente el que estamos viendo de compañías rivales", añadió.

El hundimiento de los precios del crudo durante el tercer trimestre ayudó tanto a Exxon

como a Shell a impulsar los márgenes de ganancias de sus refinerías y de sus negocios

químicos, en particular en Estados Unidos.

Shell reportó un alza de la ganancia de sus refinerías y negocios químicos de 25%, en

tasa interanual. Exxon, por su parte, vio un salto de 36% en la ganancia de sus refinerías.

Esas ganancias, no obstante, no alcanzan al incremento de beneficio de 54% que Exxon

informó en su división de producción de petróleo y gas y el salto de 58% de la ganancia

de Shell en ese negocio.

Shell, la mayor petrolera de Europa por valor de mercado, dijo que su ganancia neta

sobre la base de costo estructural de suministro, que no considera ítemes extraordinarios

y cargos contables que no sean en efectivo, trepó 42% en el tercer trimestre a 7,000

millones de dólares.

Exxon, la mayor petrolera del mundo que cotiza en bolsa, reportó una subida de un 41 por

ciento de su ganancia a 10,300 millones de dólares.

Exxon Mobil ganó US$41.06 millardos en 2011, un incremento del 35 por ciento con

relación a 2010 (US$30.45 millardos), gracias a los altos precios del petróleo que

compensaron un leve descenso en su producción.

La petrolera más grande de EE.UU. facturó entre enero y diciembre pasado US$486.429

millardos, un alza del 27 por ciento respecto al año previo, cuando ingresó US$383.221

millardos.

“Los resultados fueron sólidos, pese a que la inversión se situó en niveles récord

(US$36.766 millardos) para desarrollar nuevas reservas de energía que serán clave para

satisfacer la demanda mundial”, dijo su presidente, Rex Tillerson.

GAZPROM

El gigante ruso Gazprom por segundo año consecutivo sigue siendo el líder por la cuantía

de las ganancias netas y no solo en el ramo petrogasífero, sino entre todas las compañías

del mundo.

Así lo ha dicho el presidente ejecutivo de la compañía Alexéi Miller. Gazprom tiene

previsto invertir buena parte de los medios obtenidos en la prospección de nuevos

yacimientos y en la construcción de gasoductos.

Durante el último año los ingresos de la compañía se multiplicaron por 2,4 y se cifraron en

casi ochocientos ochenta mil millones de rublos (26 800 millones de dólares). Las

ganancias netas del grupo baten todos los récords históricos –subrayó Alexéi Miller:

—Gazprom ha obtenido en 2011 resultados financieros récords. La entrada anual del

grupo fue de más de 3,5 billones de rublos (más de 106,6 mil millones de dólares), o sea

un 23 % más que en 2010.

Es más, el año pasado Gazprom fue uno de los dos proveedores que consiguieron

incrementar las exportaciones de gas a Europa. El volumen de los suministros ascendió a

ciento cincuenta millardos de metros cúbicos, mientras que la participación en el mercado

fue del 27 %. Por más que los expertos occidentales, particularmente la Agencia

Bloomberg, intenten atemorizar con que la “revolución del gas de esquisto” y el desarrollo

de fuentes alternativas de energía relegarán a Gazprom al último plano del mercado

gasístico mundial, las tendencias reales prueban lo contrario –considera el director del

Instituto de Energía Nacional, Serguei Pravosúdov:

—El coste del gas de esquisto es superior al del gas tradicional. Si el precio del gas

tradicional ronda los veinte dólares, el del gas de esquisto cuesta cerca de ciento

cincuenta dólares. Las fuentes alternativas como el sol y el viento también resultan más

caras que la electricidad que se obtiene a base del gas. La economía mundial no está en

su mejor estado. Por eso no tiene sentido esperar un rápido crecimiento de las fuentes

alternativas. Por lo que toca a EEUU, está claro que ese país extraerá gas de esquisto.

Pero, teniendo en cuenta la actual caída del precio del gas de esquisto a menos de cien

dólares, o sea por debajo del coste de extracción, ésta ya ha empezado a decrecer.

En todo caso, la extracción tan solo en el yacimiento de Bovanenkovsk, en la península

de Yamal, Siberia Occidental, es equiparable a la extracción total de gas de esquisto en

todo el territorio de EEUU. El presidente de Gazprom dijo que las reservas de gas en el

yacimiento de Bovanenkovsk ascienden a casi cinco billones de metros cúbicos. El primer

centenar de pozos estarán operativos en el curso de este año. Gazprom también proyecta

grandes planes en relación a la producción de gas licuado.

Con respecto a los gasoductos de exportación la compañía no tiene problemas. La

segunda línea de Nord Stream, que conducirá el gas ruso a Europa a través del mar

Báltico, entrará en funcionamiento en otoño de este año, o sea antes del plazo fijado,

mientras que ya se han iniciado los suministros comerciales por la primera línea. De modo

que el sistema único de provisión de gas y la red europea de transporte de gas se han

unido directamente por vez primera.

Por lo que importa al proyecto South Stream, que por el lecho del mar Negro unirá Rusia

con los países del centro y este de Europa, se ha firmado el acuerdo de accionistas del

sector marino del gasoducto, se aprobó la fundamentación técnico-económico general y

se obtuvo el permiso para la construcción del gasoducto South Stream a través de la zona

económica exclusiva de Turquía –resumió Alexéi Miller.

Al propio tiempo, las reservas exploradas de gas en Rusia superan en un 40 % el nivel de

extracción. De modo que no existe razón alguna para preocuparse del llenado de las

tuberías viejas y nuevas.

El monopolio gasista ruso Gazprom ocupa el segundo lugar en la lista de las 25 empresas

más importantes de la industria mundial de hidrocarburos, según la revista

estadounidense Forbes.

A la cabeza de la lista, elaborada a partir del volumen diario de producción de

hidrocarburos, se encuentra Saudi Aramco. La empresa saudí genera al día 12,5 millones

de barriles e ingresa más de mil millones de dólares.

A modo de comparación, Gazprom produce 9,7 millones de barriles diarios. Sus

ganancias anuales, según Forbes, superan 40 mil millones de dólares.

Entre las diez primeras empresas del sector global de hidrocarburos figuran también la

Compañía Nacional Iraní del Petróleo, ExxonMobil, PetroChina, BP, Royal Dutch Shell,

Pemex, Chevron y Kuwait Petroleum.

Otras dos compañías petroleras de Rusia, Rosneft y Lukoil, se sitúan respectivamente en

la 15ª y la 18ª posición.

ROYAL DUTCH SHELL

Según revista, petrolera ocupó el primer lugar con más de US$ 484 mil millones en

ingresos y US$ 30,900 millones en ganancias el 2011.

La petrolera Royal Dutch Shell, cuyos ingresos crecieron un 28.1% en el 2011, lidera el

ranking anual de las 500 empresas más grandes del mundo que elabora la revista

Fortune Magazine Global 500.

La compañía con sede en Países Bajos ocupó el primer lugar con más de US$ 484 mil

millones en ingresos y US$ 30,900 millones en ganancias, un incremento de un 53.6%

respecto al 2010.

Según la publicación, Shell continuó teniendo un buen desempeño en los primeros meses

del 2012, y en el primer trimestre del año las ganancias de la compañía crecieron un 11

%.

El segundo puesto de la lista fue ocupado por su rival, Exxon Mobil Corp, con un

incremento de 35% en las ganancias del 2011, haciendo un total de US$ 41 mil millones.

En tanto, el gigante Wal-Mart obtuvo grandes ganancias pero sufrió algunos traspiés en

su natal Estados Unidos, con un descenso de un 4.2% en las ganancias a raíz de

menores ventas y controversias de alto perfil, como las denuncias de soborno en México.

Completan los cinco puestos del ranking, la británica BP y la china Sinopec Group.

Ambas empresas pertenecen al sector energético.

PETROBRAS

La petrolera estatal brasileña Petrobras reportó el martes un descenso de un 16% en su

ganancia del primer trimestre, debido a pérdidas en el área de refinación, así como por

crecientes costos operacionales y de exploración que consumieron el efecto de la mejora

en sus ingresos.

Pese a la caída, las ganancias superaron las estimaciones de analistas.

La ganancia neta consolidada del primer trimestre fue de 9,210 millones de reales (4.610

millones de dólares), comparados con 11.000 millones de reales en el mismo período del

año anterior, dijo Petrobras, con sede en Río de Janeiro, en un comunicado enviado a las

autoridades regulatorias de Brasil.

La estimación promedio de ocho analistas consultados por Reuters era de una ganancia

de 7.830 millones de dólares para la empresa controlada por el Estado, o una caída de un

29 por ciento.

"Los costos subieron con mayores gastos de mantenimiento, arriendos más caros de

barcos y una mayor actividad", dijo el presidente financiero, Almir Barbassa, a periodistas

en una conferencia de prensa en Río de Janeiro convocada para anunciar los resultados.

Las cifras podrían haber sido peores, sostuvo, si no hubiese sido por las crecientes

exportaciones de crudo y la menor diferencia entre el precio del crudo pesado que

predomina en Brasil y el Brent, un referencial del petróleo ligero.

Ambos factores redujeron las pérdidas derivadas de la importación de combustibles.

El Gobierno de Brasil, el accionista mayoritario de la compañía, ha evitado que Petrobras

aumente los precios del combustible durante cerca de cuatro años. La decisión se basó

en preocupaciones de que un aumento de precios produjera inflación y mayores tasas de

interés.

La política contribuyó a una pérdida de 4,600 millones de reales en las operaciones de

refinación y suministro en el trimestre, según el comunicado. Eso equivale a la mitad de

las utilidades de la compañía en el trimestre y es casi 50 veces mayor a la pérdida del año

pasado en refinación y suministro de 94 millones de reales.

Si bien los precios de los combustibles en Brasil han permanecido estables, el crudo ha

subido. El crudo Brent tocó un máximo de 43 meses en marzo a 128,40 dólares por barril

y promedió un aumento de un 12,3% en el trimestre frente al año previo.

En tanto, la creciente demanda de gasolina y diésel en Brasil, unida a la falta de etanol,

obligaron a Petrobras a importar cantidades récord de combustible a precios de mercado,

sólo para venderlo más barato en Brasil.

El precio de la gasolina importada es cerca de un 30% menor al del precio mayorista que

Petrobras, la única refinería del país, cobra a los distribuidores locales, dijo Lucas

Brendler, un analista de compañías de crudo y gas de Geração Futuro en Porto Alegre,

Brasil.

"Petrobras sigue siendo golpeada por una política que la obliga a comprar caro en los

mercados mundiales y vender a pérdida en casa", dijo la semana pasada Brendler, quien

esperaba una ganancia de 7,900 millones de reales.

CHEVRON

Las ganancias de Chevron, la segunda mayor petrolera estadounidense, crecieron el triple

en el segundo trimestre, gracias a un aumento de la producción, mayores precios y

sólidos márgenes de refinación, con lo que superaron las previsiones de Wall Street.

Los resultados se ubicaron en línea con las fuertes ganancias que reportaron días atrás

algunas de las grandes petroleras mundiales como Exxon Mobil Corp y Royal Dutch Shell

Plc .

La utilidad neta de Chevron Corp se disparó a US$5.400 millones, o US$2,70 por acción,

en el segundo trimestre, desde los US$1.750 millones, o US$0,87 por acción, del mismo

período del año pasado.

Los ingresos aumentaron a US$53.000 millones y los analistas esperaban, en promedio,

una ganancia de US$2,44 por acción, según Thomson.

PETROLERA BP

La petrolera BP reportó el martes una caída mayor que la prevista en sus ganancias pese

a un aumento en los precios del crudo debido a que la producción se redujo luego de que

se vió obligada a vender campos para pagar por el derrame de petróleo en el Golfo de

México.

La firma con sede en Londres agregó que continuará su programa de eliminación,

poniendo en venta algunos campos más pequeños en el Golfo de México. Un portavoz

dijo que el grupo no se está retirando de la zona, sino que trata de concentrarse en los

campos más grandes allí.

El segundo mayor grupo petrolero de Europa por valor de mercado dijo que sus utilidades

sin contar cambios en el valor de inventarios -comparables a las ganancias netas- fueron

de 4.930 millones de dólares en el trimestre, en comparación con 5.610 millones de

dólares en el mismo período un año atrás.

BP dijo que la producción de petróleo y gas, excluyendo su emprendimiento conjunto

ruso, TNK-BP, se redujo en un 6 por ciento a 2,45 millones de barriles equivalentes de

petróleo por día.

La compañía dijo que las condiciones difíciles en el negocio del refino llevaron a una

caída en las ganancias en su unidad de venta y distribución.

Excluyendo ítemes extraordinarios como el beneficio por la venta de activos, el resultado

declinó un 13 por ciento, a 4.800 millones de dólares, por debajo de un pronóstico

promedio de 5.100 millones de dólares obtenido en un sondeo de Reuters a nueve

analistas.

PETROLERA PDVSA

CARACAS -- La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) registró un aumento de 42 por

ciento en su ganancia neta en el 2011, hasta $4,496 millones, informó el martes el

ministro del ramo, Rafael Ramírez, felicitándose de la consolidación de la soberanía

petrolera en el país, reforzada en el 2007.

La empresa obtuvo ingresos totales por $124,754 millones el año pasado, un 31.4 por

ciento más que lo alcanzado en el 2010, cuando llegaron a $94,929 millones, indicó el

ministro y presidente de PDVSA al presentar el informe de gestión de 2011.

“Pocas empresas en América Latina tienen ese nivel de ingresos”, afirmó Ramírez, cuyo

país alberga las mayores reservas de crudo mundiales, con 297,570 millones de barriles.

El aumento de las ganancias se explica por el incremento de los precios del crudo debido

especialmente a las revueltas en países árabes productores en el 2011, cuando la cesta

venezolana cerró en un promedio de $101, un aumento de 39 por ciento respecto al 2010,

indicó el ministro.

El monto de 4.496 millones de dólares corresponde a las ganancias netas una vez

descontadas las contribuciones a los programas sociales del gobierno del presidente

Hugo Chávez, que totalizaron unos $30,000 millones.

“Somos una empresa del Estado, no somos la ExxonMobil, y por lo tanto le corresponde a

la política petrolera contribuir a la lucha contra la pobreza y a la lucha contra el

capitalismo”, aseguró Ramírez.

Desde el 2007, PDVSA es accionista mayoritario en las empresas mixtas que explotan los

recursos energéticos junto a socios extranjeros. A estos les correspondió un beneficio

neto de $1,856 millones en el 2011.

“Se trata de una ganancia bien confortable” para estas empresas, dijo Ramírez,

recordando que éstas perciben actualmente 6 por ciento del ingreso bruto por barril frente

al 94 por ciento que recupera el Estado.

Por este motivo, el ministro emplazó a las empresas extranjeras a reinvertir parte de sus

ganancias “en mantener los niveles de producción en el país”.

Para Ramírez, la reinversión es una “exigencia” que debe ser respetada por todas las

petroleras y su incumplimiento es “el origen” de la expropiación del 51% de Repsol-YPF,

decidida el lunes por el gobierno argentino.

“Es inaceptable que una empresa que tiene derecho de producción esté exportando y

expatriando dividendos sin atender una situación interna” de caída de la producción, dijo

el venezolano, refiriéndose a la filial argentina de la petrolera española.

Venezuela ya pasó “por esos procesos” de recuperación del control de los recursos

energéticos. “Nos ponemos a la orden” del gobierno argentino “con nuestras capacidades

operacionales y político-legales”, agregó Ramírez, reiterando el apoyo de Caracas a la

“decisión soberana” de Buenos Aires.

Recalcó que la participación de Repsol Exploración --filial de Repsol-YPF-- en la empresa

mixta PetroCarabobo se rige por “condiciones muy claras” y desestimó que la

expropiación en Argentina afecte la actividad en Venezuela.

Por otro lado, Ramírez presentó el plan de inversiones para este año, que llegarán a

18.000 millones de dólares, un 12,1% más que en 2010, para subir la producción de

crudo. Actualmente el país produce casi tres millones de barriles diarios (mbd), según

datos oficiales, aunque la OPEP afirma que la oferta total es de 2,3 mbd.

Asimismo, PDVSA “contempla invertir en los próximos años 236.000 millones de dólares”

para elevar la producción a seis mbd en 2019, principalmente en la rica Faja del Orinoco,

un área de 55.314 km2 en el este del país que guarda 220.000 millones de barriles de

crudo pesado y extrapesado.

La deuda total de PDVSA ascendió en 2011 a 34.892 millones de dólares, superior a los

24.950 millones de 2010, detalló el informe. Sin embargo, el ministro explicó que PDVSA

es una empresa “sólida” por lo que puede conseguir financiamiento para su plan de

expansión.

La renta petrolera representa aproximadamente 90% de los ingresos de divisas de

Venezuela, primer productor sudamericano de crudo.

La OPEP certificó en 2011 que Venezuela tiene las mayores reservas mundiales de

petróleo, con 296.500 millones de barriles, por encima de las de Arabia Saudita. En

marzo, las autoridades venezolanas informaron que esas reservas aumentaron a 297.570

millones.

EL PETRÓLEO UN GRAN CONTAMINANTE

EL PETRÓLEO Y EL MEDIO AMBIENTE

El petróleo tiene el problema de ser insoluble en agua y por lo tanto, difícil de limpiar. Además, la combustión de sus derivados produce productos residuales: partículas, CO2, SOx (óxidos de azufre), NOx (óxidos nitrosos), etc.

La contaminación por petróleo se produce por su liberación accidental o intencionada en el ambiente, provocando efectos adversos sobre el hombre o sobre el medio, directa o indirectamente.

La contaminación involucra todas las operaciones relacionadas con la explotación y transporte de hidrocarburos, que conducen inevitablemente al deterioro gradual del ambiente. Afecta en forma directa al suelo, agua, aire, y a la fauna y la flora.

Efectos sobre el suelo: las zonas ocupadas por pozos, baterías, playas de maniobra, piletas de purga, conductos y red caminera comprometen una gran superficie del terreno que resulta degradada.

Esto se debe al desmalezado y alisado del terreno y al desplazamiento y operación de equipos pesados. Por otro lado los derrames de petróleo y los desechos producen una alteración del sustrato original en que se implantan las especies vegetales dejando suelos inutilizables durante años.

Efectos sobre el agua: en las aguas superficiales el vertido de petróleo u otros desechos produce disminución del contenido de oxígeno, aporte de sólidos y de sustancias orgánicas e inorgánicas.

En el caso de las aguas subterráneas, el mayor deterioro se manifiesta en un aumento de la salinidad, por contaminación de las napas con el agua de producción de petróleo de alto contenido salino.

Efectos sobre el aire: por lo general, conjuntamente con el petróleo producido se encuentra gas natural. La captación del gas está determinada por la relación gas/petróleo, si este valor es alto, el gas es captado y si es bajo, es venteado y/o quemado por medio de antorchas.

El gas natural está formado por hidrocarburos livianos y puede contener dióxido de carbono, monóxido de carbono y ácido sulfhídrico. Si el gas producido contiene estos gases, se quema. Si el gas producido es dióxido de carbono, se lo ventea.

Efectos sobre la flora y la fauna: la fijación de las pasturas depende de la presencia de arbustos y matorrales, que son los más afectados por la contaminación con hidrocarburos. A su vez estos matorrales proveen refugio y alimento a la fauna adaptada a ese ambiente. Dentro de la fauna, las aves son las más afectadas, por contacto directo con los cuerpos de agua o vegetación contaminada, o por envenenamiento por ingestión. El efecto sobre las aves puede ser letal.

Si la zona de explotación es costera o mar adentro el derrame de hidrocarburos produce daños irreversibles sobre la fauna marina.

Casi la mitad del petróleo y derivados industriales que se vierten en el mar, son residuos que vuelcan las ciudades costeras. El mar es empleado como un accesible y barato depósito de sustancias contaminantes. Otros derrames se deben a accidentes que sufren los grandes barcos contenedores de petróleo, que por negligencia transportan el combustible en condiciones inadecuadas. De cualquier manera, los derrames de petróleo representan una de las mayores causas de la contaminación oceánica.

En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la fauna y vida del lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir normas y procedimientos estrictos en materia de protección ambiental.

LA HISTORIA DE LA

CONTAMINACIÓN DEL PETROLEO

1967 EL PRIMER GRAN DESASTRE, EL SUPERPETRÓLEO TORREY

CANYON

La primera gran catástrofe de la historia de las mareas negras fue de tal envergadura que

generó una honda preocupación en todo el mundo, a pesar de que la conciencia social

sobre nuestro medio ambiente empezaba a despuntar, y que los movimientos ecologistas

aún no se encontraban en todo su apogeo, ni gozaban del crédito que se le dan en la

actualidad.

(IMAGEN 6) El superpetrolero Torrey Canyon, de 120.000 t.p.m., viajaba el 18 de marzo

de 1967 a 17 nudos de velocidad cuando golpeó contra los arrecifes de Seven Stones, en

el archipiélago de las Scilly, al Suroeste de Cornwall (Inglaterra), el violento impacto rasgó

y abrió seis de sus tanques, además de dejar otros muy maltrechos.

120.000 toneladas de crudo rápidamente fueron derramadas de sus tanques (unos

860.000 barriles) ayudadas por los golpes de mar, generaron en unos pocos días una

inmensa marea negra, que alcanzó las costas y playas de Cornwall, isla de Guernsey y

litoral francés de la Bretaña, principalmente en la comarca de Treguier. Las bahías y

ensenadas de Cornwall quedaron sumergidas en una negra, espesa, y letal sustancia que

destruyó todo a su paso. Mas de 200.000 aves murieron y la industria de la pesca quedó

completamente arruinada. Nunca antes se había enfrentado la humanidad a un accidente

de este nivel y características.

Las fuerzas armadas se dispusieron a combatir el desastre, mientras las autoridades

locales, con un ejército de civiles, luchaban sin descanso intentando salvar playas y

costas. La mancha de crudo cubría una superficie aproximada de unos 70 kilómetros de

largo por 40 de ancho. En un intento por atajar semejante vertido, se realizaron todo tipo

de trabajos, aunque de forma improvisada y arbitraria. La falta de experiencia en este tipo

de accidentes produjo consecuencias peores que las que se pretendían evitar, al

procederse a la dispersión de ingentes cantidades de detergentes (15.000 toneladas), que

se sumaron al derrame causando una contaminación de considerables proporciones, que

afectaron gravemente a la flora y fauna de la zona. La autoridades, conscientes del

enorme desastre que estaban viviendo, y a la vista de las inmensas proporciones de la

marea negra, que terminaría llevando a la miseria todo lo que tocase, tomaron la decisión

de bombardear el crudo y el buque para que ardieran.

Durante tres días seguidos, ocho aviones dejaron caer 1.000 bombas, 44.000 litros de

queroseno, 12.000 litros de napalm y 16 misiles. Una columna de humo negro y espeso

que ocultaba el sol completamente, podía ser divisada desde cualquier punto como si se

perdiera en el confín de la Tierra, en un espectáculo sobrecogedor. Finalmente, el viernes

21 de abril de 1967 el Torrey Canyon desapareció de la vista, pero las gravísimas

consecuencias del accidente se mantendrían vigentes durante mucho tiempo. El nombre

de Torrey Canyon permanecerá siempre en la historia de las mareas negras como un

símbolo de devastación.

1969.- LOS PRIMEROS VERTIDOS DE POZOS

El 28 de enero , sólo dos años después de la catástrofe del Torrey Canyon, se volvió a

repetir otra catástrofe de características similares, esta vez sobre las costas de California.

Un pozo offshore que trabajaba frente a las playas norteamericanas, derramó una

considerable cantidad de crudo que contaminó una extensa zona del canal de Santa

Bárbara. A pesar de la conmoción en la opinión mundial, particularmente en la

norteamericana, sólo cuatro meses después del accidente el pozo entraba de nuevo en

servicio.

Según el Tanker Advisory Center de Nueva York, en un corto periodo de 5 años

solamente (entre 1969 y 1973), se perdieron en todo el mundo 82 petroleros, con un total

de 3.299.000 t.p.m., derramando en conjunto unas 719.000 tn. de petróleo. Hasta finales

de 1974 se habían contabilizado en todo el mundo, alrededor de quinientos accidentes

con pérdidas de crudo.

El 11 de febrero, el petrolero con 14 años "Julius Schindler", por causas desconocidas

vertía al mar 92.087 tn. de crudo en el puerto de Punta Delgada, Azores, según

Intertanko, otras fuentes señalan que la cantidad derramada fue de 9.000 tn. (IMAGEN 7)

1970.- EMPIEZAN LOS HUNDIMIENTOS

El 4 de febrero, el petrolero liberiano "Arrow" de 97.000 tn. cargado con fuel tipo C,

encalla en medio de una tempestad sobre Roca de Cerberus en Bahía Chedabucto, Nova

Escocia (Canadá), el día 8 se parte por la mitad, a la altura del tanque nº5, y el día 12 se

hunde la popa. Resultado 13.000 tn. vertidas y 300 km. de costa contaminados. IMAGEN

8

El 5 de mayo, embarrancó y se incendió próximo a las islas Cíes (Vigo - NO (noroeste)

de España) el "Polycommander", de 50.380 tn., 230m. de eslora, 95,5 de manga y 12 de

calado, con un cargamento de 49.414 tn. de petróleo de la variedad "Light Arabian",

vertiéndose unas 13.000 tn. (otros informes hablan de 400.000 barriles) de crudo que

afectaron a las localidades de Baiona y Panxón. En la maniobra de salida de la Ría de

Vigo los bajos de la zona de Monteagudo le causan un gran boquete a babor, se incendia

y vierte parte de su carga, durante los días siguientes se trasvasa el crudo restante.

IMAGEN 9

El 9 de agosto, embarrancaba en el estrecho de Magallanes el Metula, de 206.700 tn.,

325 m. de eslora, 47 m. de manga y 19 m. de calado. La carga era de 193.472tn.

perdiéndose 53.000 tn. de petróleo y arruinando 150 km. de costa chilena. En la maniobra

nocturna de aproximación al canal de entrada y por un error en las cartas, el Metula

queda encallado con 80 metros de su proa en el Banco Satélite, a la espera de la pleamar

para intentar desencallar, el día 11 entre la corriente y el viento el buque vira y se inunda

su sala de máquinas. El 29 de agosto el Harvellaun pequeño tanque de 20.000tn logra

aproximarse y comenzar la extración del crudo de su interior, ya se habían derramado

40.000tn., en esta acción y tras cuatro viajes logra recuperar 50.000 tn. El día 25 los

remolcadores logran mover al Metula y llevarlo a lugar seguro donde se continuó con el

trasvase. IMAGEN 10

El 23 de octubre, navegando por el Canal de la Mancha y para evitar un abordaje, el

petrolero"Allegro" colisiona con el petrolero liberiano "Pacific Glory" de 43.000tn. ,

rápidamente se incendia y comienza a hundirse, los servicios de salvamento consiguen

llevar a la costa y frenar el incendio. El balance final 13 tripulantes muertos y una gran

marea negra. IMAGEN 11

1980

El 23 defebrero, el petrolero griego "Irenes Serenade" tras sufrir una explosión se hunde

provocando un vertido de 102.000 tn. de crudo a la bahía de Navarin, Grecia.

El 7 de marzo, el petrolero malayo "Tanio" con 26.000 tn. de petróleo tipo 2, se parte en

dos en medio de un fuerte temporal próximo a la isla de Batz (Finisterre francés),

derramando unas 6.000 tn. Una rápida intervención consigue remolcar una de las partes

hasta el puerto de Le Havre donde es vaciado. IMAGEN 12

1983

El 5 agosto, el naufragio del superpetrolero español "Castillo de Bellver" con 252.000

toneladas de crudo ligero frente al cabo de Buena Esperanza, en la costa sudafricana,

provocó el vertido al mar de 50 ó 60.000 tn. La corrosión del petrolero español Castillo de

Bellver, que naufragó en 1983, provocó un nuevo escape en el buque el 25 junio 1994,

once años después, el pecio aún contenía más de 100.000 tn. de crudo en su interior.

IMAGEN 13

1985

El 06 dediciembre, el petrolero "Nova" provoca un vertido de 68.300 tn. de crudo en el

Golfo Pérsico, a 20 millas de Irán. IMAGEN 14

1989

El 24 de marzo , el petrolero "Exxon Valdez" derramó más de 40 millones de litros de

crudo (entre 40 y 50.000 tn.) en Prince William Sound, Alaska, afectando a una de las

más importantes reservas ecológicas norteamericanas. En una sola semana generó una

marea negra de 6.700 km2, poniendo en peligro la fauna silvestre y las pesquerías de la

zona. Este desastre es considerado uno de los más grandes en la historia de las mareas

negras.

Alaska vivió la peor tragedia ecológica de su historia al encallar el petrolero y verter

millones de litros de crudo sobre más de 2.000 kilómetros de costa.

El vertido condujo a la aprobación de nueva legislación medioambiental en los Estados

Unidos de América (Oil Pollution Act 1990).

El 28 de junio, el petrolero de bandera maltesa "Puppy" choca contra otro navío a 1.350

millas de Bombay (India). Se derraman 40.000 toneladas.

El 19 de diciembre, el "Khark 5" de bandera iraní con 185.000 tn. de crudo pesado

explota a 400 km de las islas Canarias y vierte casi 80.000 toneladas de crudo al Atlántico

y a las costas marroquíes, las características de este tipo de crudo con aproximadamente

1 /3 de productos aromáticos volátiles ayudan a su dispersión en el océano.

El 29 de diciembre, el superpetrolero español "Aragón" cargado con 235.000 tn. de crudo

maya mexicano, sufre una serie de averias en el sistema de propulsión debidas al mal

tiempo, cerca del archipiélago de Madeira, y tres días después aparecen unas grietas en

su casco a la altura del tanque nº1, que son taponadas por sumarinistas, vierte 25.000 tn.

y es remolcado al puerto de Tenerife. A las tres semanas comienzan a llegar las manchas

de crudo a las costas del archipiélago.

MEDIDAS ERIKA 1 Y 2

Paquete de medidas Erika I

A raíz del accidente del buque tanque Erika el 12 de diciembre de 1999, a finales del mes

de febrero del

año 20002, la Dirección General de Transportes y Energía de la Comisión Europea, hizo

público un

primer documento de trabajo que contenía tres propuestas normativas referidas a los

procedimientos de

inspección y a las normas de seguridad, aplicables de forma muy especial a los buques

petroleros.

Las citadas propuestas se centraron en:

1. Modificación de la Directiva 95/21 sobre Port State Control (PSC)

El objetivo propuesto por la Comisión, pretende mejorar los procedimientos de inspección

con el fin de

asegurar que:

Se inspeccionan preferentemente los buques con índice de selección (target index,

TI) más

elevados, haciendo obligatorio inspeccionar a todos los buques con TI>50.

Se realiza un seguimiento del desarrollo de las inspecciones y no sólo de sus

resultados.

Aumenta la transparencia de la información sobre deficiencias encontradas y se

identifica a los

fletadores de los buques detenidos.

Se aplica de manera uniforme en todo el ámbito de la UE el procedimiento

denominado

"inspección ampliada" previsto en la citada Directiva.

Se refuerzan las inspecciones a petroleros, y en particular a su estructura.

2. Modificación de la Directiva 94/57 sobre Sociedades de Clasificación reconocidas.

La Comisión proponía principalmente, endurecer las condiciones para el reconocimiento y

facilitar la

suspensión o retirada del mismo y que los Estados miembros realicen evaluaciones del

grado de

cumplimiento, por parte de las Sociedades de Clasificación que hayan autorizado, de sus

obligaciones.

3. Propuesta de Reglamento sobre aceleración de la entrada en vigor de la obligatoriedad

del doble casco

para buques tanque que escalen en puertos de la UE.

De hecho, tras el accidente del petrolero Exxon Valdez en aguas de Alaska y la entonces

muy criticada

iniciativa unilateral estadounidense de la OPA-903, la OMI4 introdujo, mediante las reglas

13F y 13G del

Convenio MARPOL5, un proceso de exigencia gradual de doble casco para los buques-

tanque, en función

de su año de construcción, tamaño y disposición general.

Conforme a dichas normas, los buques-tanque pre-MARPOL (sin tanques de lastre

segregado) podrían en

principio navegar hasta los 25 años o, en algunos casos, hasta cumplir los 30 años,

edades que, contadas a

partir de 1982 nos trasladan hasta el año 2007 o incluso el 2012 en algunos casos.

Además los buques tanque

de casco sencillo que dispongan de tanques de lastre segregado y que cumplan con el

convenio MARPOL podrían navegar hasta el año 2026.

La reglamentación norteamericana (OPA-90), es más dura que los criterios MARPOL y,

entre otros

aspectos, impone obligatoriamente el doble casco a partir de la fecha final de 2010 a los

petroleros de

casco sencillo de más de 5.000 TRB6 (sea cual fuere su edad) fecha que se prolonga

hasta el 2015 en el

caso de que dispongan de doble costado o doble fondo.

La Comisión Europea no considera aceptable que a consecuencia de la mayor rigidez de

la legislación

norteamericana, se produzca un traslado del escenario de operaciones a Europa, de

todos esos buques que

tienen prohibido recalar en los EE.UU; y por esta razón propone imponer en la Unión

Europea unas

normas que resultan ser incluso más rigurosas en algunos aspectos, que la propia OPA-

90.

Por ejemplo, se aplicarían a todos los buques-tanque de más de 600 tpm7 (mientras que

la OPA-90 sólo se

aplica a los de más de 5.000 TRB, que vienen a suponer unas 10.000 tpm, y las actuales

reglas 13F y 13G

del Convenio MARPOL a petroleros de crudo de más de 20.000 tpm y a los de producto

de más de

30.000 tpm).

La prohibición se escalaría según la siguiente relación:

- Para los buques pre-MARPOL, cuando cumplan 23 años o el 1.1.2005. En el caso de

buques entre 600 y

20.000/30.000 tpm, 25 años o el 1.1.2015.

- Para los buques post-MARPOL, cuando cumplan 28 años o el 1.1.2010. En el caso de

buques entre 600

y 20.000/30.000 tpm, 30 años o el 1.1.2015.

Centrándonos en la tercera propuesta, nos encontramos con que la Comisión Europea

sólo se refiere

naturalmente a los buques de pabellón de la UE y a los que escalen en puertos

Comunitarios, porque no

dispone de ulterior capacidad para legislar fuera de su territorio. De modo que no se

evitaría el tránsito de

buques no comunitarios en zonas muy próximas a la UE, y de alta intensidad de tráfico,

como son los

dispositivos de separación de tráfico de Finisterre o del estrecho de Gibraltar.

El contenido cuantitativo de las medidas propuestas (fechas y tonelajes de buques) es

aún más exigente

que la OPA-90 de los EE.UU., además el límite inferior de 600 tpm es excesivamente

bajo. MARPOL

sólo se refiere a petroleros de crudo o productos negros a partir de 20.000 y petroleros de

productos

limpios de más de 30.000 tpm. Hay muchos buques de gran porte, no sólo petroleros, sino

de otros tipos,

que transportan mucho más de 600 toneladas de fuel oil como combustible.

Debe de tenerse en cuenta que, dentro de las normas de la OPA, los petroleros

dedicados al tráfico de

cabotaje entre puertos estadounidenses (reservados a buques nacionales por la Jones

Act), por ser en su mayoría de menos de 5.000 GT, podrán mantenerse en operación

hasta el año 2015 cualquiera que sea su

edad. Los datos de Intertanko8 demuestran que esta flota es de una edad media muy

avanzada y, desde

luego, en su inmensa mayoría no es de doble casco.

Asimismo y con la intención de presentar el documento a la sociedad y a los actores de la

industria

marítima, se convocaron dos reuniones, la primera el 1 de marzo con representantes de

las asociaciones

sectoriales y la segunda, el 2 de marzo con representantes de los gobiernos de los

Estados miembros de la

UE.

De las tres propuestas principales del paquete de medidas “Erika 1”, las dos primeras

fueron acogidas

favorablemente, mientras que la tercera fue objeto de fuertes críticas. No obstante, la

Comisaria de

Palacio decidió seguir adelante sin introducir modificaciones substanciales en sus

propuestas que, junto

con una Comunicación introductoria, fueron adoptadas por el Colegio de Comisarios el 21

de marzo del

año 2000 y sometidas al Parlamento y al Consejo.

Desafortunadamente la propuesta de la Comisión, se aplicará a los buques de pabellón

de la UE y a los

que escalen en puertos de la comunidad, y en consecuencia no evitará el tránsito ni los

posibles accidentes

de buques no comunitarios en aguas de la UE.

De hecho, la disposición del doble casco en los buques tanque, no es la solución para

prevenir todos los

accidentes marítimos, aunque supone una protección en caso de colisiones o varadas, de

menor

intensidad. Por otra parte, se complicarán las tareas de mantenimiento del buque,

comprometiendo la

propia estabilidad en determinadas condiciones de carga.

Paquete de medidas Erika II

De contenido más práctico, el paquete de medidas Erika II,9 se propuso el 6 de diciembre

del año 2000

por parte de la Comisión Europea para complementar las propuestas legislativas del

anterior paquete; en

el que se prevé el establecimiento de un sistema de información y control sobre tráfico

marítimo, la

instauración de un fondo de compensación de daños por contaminación por hidrocarburos

y la creación de

la Agencia Europea de la Seguridad Marítima, siendo aprobada su reglamentación el

pasado mes de

agosto, para ser operativa durante este año 2003.

El segundo conjunto de medidas comunitarias en materia de seguridad, presenta

claramente una tendencia

a la aceleración de los objetivos que en otros foros están aún en debate y en muchos

casos bloqueados,

como es el caso en la OMI del ámbito de aplicación y fechas de implantación de las cajas

negras para los

buques. Insistiendo en el hecho de que en la cumbre de Niza de los días 7, 8 y 9 de

Diciembre del año

2000, los estados miembro se comprometieron a adoptar las medidas aprobadas por los

quince en todos

aquellos aspectos en los que no se exigiera una aprobación internacional.

La primera medida para mejorar la seguridad del tráfico marítimo y la prevención de la

contaminación, se

articula alrededor de la directiva 2002/59/EC10 que propone el establecimiento de un

sistema de

notificación, para mejorar el control del tráfico de recalada o en tránsito; reforzando la

capacidad de

intervención legal de los estados miembros ribereños para actuar, en caso de prever la

posibilidad de un

accidente o contaminación. Esta medida contemplaría la instauración de un sistema de

control

comunitario del tráfico de buques conocido como “SafeSeaNet” que incluye un banco de

datos y una red

de intercambio de información entre los estados miembro, que entraría en vigor en febrero

del 2004,

exigiendo a los buques que entren en aguas Europeas, equipen dispositivos que permitan

su identificación

automática ante las autoridades costeras (quienes podrán comprobar su “historial” y

conocer con

antelación su riesgo potencial), y un equipo respondedor radar o AIS que proporcionaría

los datos del

buque en tiempo real a las autoridades costeras, posibilitando un estrecho control del

tráfico marítimo en

aguas Europeas.

Entrando en detalle, la citada medida contempla las siguientes acciones:

El refuerzo de la obligación por parte de los buques, de identificarse y de notificar

su posición en

el momento en que entran en aguas Europeas; de forma que todo buque que se dirija a

un puerto

europeo, debe de notificar su llegada con 48 horas de antelación, o lo antes posible en

cuanto

conozca su destino. Además se formaliza la obligación de participar en los sistemas de

identificación y de usar los dispositivos de separación de tráfico, allí donde estén

establecidos.

En aguas Europeas, se hace obligatorio el uso de sistemas de identificación

(transponders) y de

cajas negras (Voyage data recorders o VDR’s), haciendo dichos equipos obligatorios para

los

buques que en función de la nueva regla 20 del capítulo V del SOLAS aprobada el pasado

mes de

julio, no lo son. Dichos sistemas de identificación automática se instalarán en los buques

en

función del siguiente calendario:

Todos los buques de más de 300 gt, y los de pasaje de cualquier porte,

construidos a

partir del 1.7.2002.

Los buques construidos con anterioridad al 1.7.2002:

- Buques de pasaje y buques tanque, antes del 1.7.2003

- Otros buques de >50.000 gt, antes del 1.7.2004

- Otros buques entre 10.000 y 50.000 gt, antes del 1.7.2005

- Otros buques entre 3.000 y 10.000 gt, antes del 1.7.2006

- Otros buques entre 300 y 3.000 gt, antes del 1.7.2007

En cuanto a las cajas negras o VDR, deberán disponer de ellas, de conformidad

con las normas de funcionamiento establecidas en la resolución A861(20) de la OMI y la

norma 61996 de la CEI:11

- Todos los buques de pasaje no cubiertos por la Directiva 1999/35/CE construidos a partir

del 1.7.2002.

- Todos los buques que no sean de pasaje y de un arqueo superior a 3.000 gt construidos

a

partir del 1.7.2002.

- Los buques de pasaje no cubiertos por la Directiva 1999/35/CE, construidos con

anterioridad al 1.7.2002, antes del 1.1.2004. Los buques de carga de más 20,000 gt antes

del 1.1.2007.

- Los buques de carga entre 3000 y 20.000 gt, antes del 1.1.2008.

El refuerzo de los procedimientos relativos a la transmisión y explotación de datos

sobre

mercancías peligrosas, especialmente mediante EDI12, utilizando el formato EDIFACT

contemplado en el Anexo IV de la directiva COM(2001) 592 final, como medio para

facilitar la

comunicación entre las diferentes administraciones implicadas y en el caso de compañías

dedicadas al tráfico regular; éstas podrían recibir un trato más flexible y simplificado, en el

que

bastaría que las mismas tuvieran la información “a disposición” ara el caso en el que la

Administración la solicitara.

Un seguimiento más estricto de los buques que presentaran un riesgo

especialmente importante,

para la seguridad marítima y el medio ambiente. Siendo considerados como buques con

un riesgo

particularmente importante:

- Los buques que hayan sufrido un accidente o incidente en la mar

- Los buques que hayan infringido las obligaciones de notificación previstas en esta

Directiva, o en los dispositivos de separación de tráfico.

- Los buques de los que se presuma, hayan realizado voluntariamente vertidos de

hidrocarburos.

- Los buques a los que se les haya negado el acceso a los puertos de la UE, según Anexo

1-

1 de la directiva 95/21/CE.

Los centros de control costeros, transmitirán recíproca y regularmente, la información

relativa a

estos barcos y la de sus derrotas, vigilando cualquier posible infracción de las normas de

tráfico

marítimo. En el supuesto en el que los barcos sufran un accidente o un incidente, que

pueda

poner en peligro la seguridad del propio buque,, de la navegación en general o del medio

ambiente; deberán notificarlo de inmediato a las autoridades costeras , debiendo estas

adoptar

medidas entre las que se incluyen entre otras:

La restricción de los movimientos del buque o la imposición de una derrota

determinada.

Envío a bordo de un equipo para evaluar el riesgo y asistir al Capitán.

Obligar a l Capitán a tomar refugio en un puerto determinado

Imponer el practicaje o remolque del buque.

La posibilidad de que a los buques de pasaje y los que transportan mercancías

peligrosas, se les

prohíba la salida de los puertos de la UE, cuando las previsiones meteorológicas prevén

condiciones de fuerza Beaufort 10 o superior. Dicha prohibición podrá levantarse en el

caso de

que “...se haya establecido que dichos buques puedan abandonar el puerto sin riesgo

para el

medio ambiente, la seguridad marítima y la de los pasajeros”. Además dispone el

desarrollo de

bases de datos y puesta en red de los centros encargados de gestionar las informaciones

recogidas

en virtud de esta Directiva.

La segunda medida pretende modificar el régimen de responsabilidad y compensación de

los daños por

contaminación. Si actualmente existen dos convenios internacionales, que establecen

reglas detalladas de

responsabilidad y de compensación de los daños al medio ambiente y contaminación

marina, producidos

por buques tanque; siendo los constituidos por los convenios CLC (Civil Liability

Convention, 1991) y el

IOPC (International Fund for Compensation for Oil Pollution Damage, 1971-72).

La propuesta de la comisión se dirige a complementar el actual régimen de dos niveles,

creando un fondo

complementario Europeo, denominado COPE (Fund for the Compensation of Pollution in

Europe), para

resarcir a los contaminados en aguas europeas y cuyas reclamaciones, habiendo sido

consideradas justas,

no hayan podido ser compensadas en su totalidad por los fondos internacionales, dado el

límite existente.

Dicho fondo funcionaría como los ya existentes, pro estableciendo un techo que

supondría una

compensación total efectiva en caso de accidente y a pagar por los CLC, IOPC y COPE,

de cómo máximo

1.000 millones de Euros por incidente. El fondo COPE se financiaría con aportaciones de

las empresas

Europeas que reciban anualmente más de 150.000 tm de crudo de petróleo o fuel oil) con

contribuciones

proporcionales al volumen de su actividad (toneladas importadas en el año de que se

trate).

Las citadas aportaciones se reclamarían sólo cuando ocurriese un incidente que exigiera

la puesta en

funcionamiento del COPE, siendo la cantidad recaudada, determinada por la Comisión

Europea

La tercera y última medida supone el inicio de la reglamentación que establece la Agencia

Europea de

seguridad marítima (EMSA),13 que permitirá a la Unión Europea, controlar el correcto

cumplimiento de la

legislación comunitaria en materia de seguridad marítima. Basada jurídicamente en el Art.

80.2 del

Tratado de la UE, que prevé el establecimiento de una política comunitaria de transportes,

y en la que se

incluye la mejora de la seguridad marítima, se inspira en la Agencia Europea de

Seguridad Aérea. La

Comisión Europea justifica su creación como ente que dé apoyo técnico a la Comisión y a

los Estados

miembros en la aplicación de las normas en materia de seguridad marítima y en la

evaluación de su

eficacia, gestionando una base de datos relativa a la seguridad marítima, auditando a las

sociedades de

clasificación y organizando inspecciones en los estados miembros en concepto de control

del estado

rector del puerto.

La Comisión Europea prevé también que en los próximos años se promulgue un "cuerpo

normativo"

importante sobre seguridad marítima, derivado de sus dos bloques de propuestas, ya que

se calcula que el

número de buques "en riesgo" a controlar pasará de unos 700 en 1999 a unos 5000

cuando estas

propuestas estén en vigor.

El proceso de selección de sus 15 miembros representativos de los quince, y en concreto

el de su director

ejecutivo se ha completado el día 29 de enero, siendo designado para el cargo Willem de

Ruiter y en

mandato de tres años al británico Brian Wadsworth como Presidente y al francés Francis

André Vallat

como vicepresidente. Su primera reunión como director se ha celebrado a final del mes de

enero para

discutir el tema de los puertos de refugio para buques en peligro (punto que la IMO quiere

discutir en la

agenda de la sesión de mayo-Junio próximos).

Concretamente la agencia se responsabilizará de prestar:

Apoyo técnico a la Comisión Europea, en el mantenimiento al día y la preparación

de propuestas

de enmiendas a la normativa comunitaria, especialmente a la vista de la evolución de la

normativa internacional.

Apoyo a los Estados miembros en la puesta en práctica "convergente" de la

normativa

comunitaria e internacional, en particular: organizando acciones formativas, controlando el

funcionamiento global de las inspecciones del Port State Control y la forma en que se

realizan

sus inspecciones por parte de los diferentes Estados miembros, realizando sugerencias a

la

Comisión al respecto cuando sea oportuno.

Evaluación y auditoría de las Sociedades de Clasificación.

Recogida de información y explotación de bases de datos sobre seguridad

marítima que

permitan, entre otras cosas, elaborar y mantener actualizada una "lista negra" de buques

subestándar.

Tareas relativas a vigilancia de la navegación y gestión de información de tráfico

marítimo,

facilitando la cooperación entre los Estados miembros y la Comisión en este campo.

Diseñar, con la Comisión y los Estados Miembros, una metodología común para la

investigación

de los accidentes marítimos y participación en la misma.

Gerencia del Fondo COPE.

Apoyo a los Estados candidatos a la adhesión a la UE, con vistas a evaluar la

forma en que sus

Administraciones marítimas deberán cumplir sus obligaciones como Estados de bandera y

como

Estados del puerto.

Ejecución de proyectos de I+D en el terreno del transporte marítimo, por

delegación de la

Comisión.

Organización de acciones formativas.

Otras que le sean encomendadas por la Comisión.

La Comisión estima el personal necesario en la Agencia de unas 55 personas, siendo los

gastos anuales

necesarios para su pleno funcionamiento, estimados en 7.600.000 Euros. La Agencia se

financiaría

principalmente a través de un subsidio de la Comisión Europea, no obstante, también

percibiría ingresos

procedentes de servicios que pueda prestar como la venta de publicaciones; debiendo los

Estados

miembros de la Unión prestar toda colaboración posible a los funcionarios de esta

Agencia como al

facilitarles el acceso a información o instalaciones.

Reacción de la Comisión Europea, tras el naufragio del Prestige

El día 3 de diciembre del 2002, la Comisión Europea adopta una Comunicación sobre el

refuerzo de la

seguridad marítima tras el accidente del petrolero Prestige, cuyos puntos principales son

los siguientes.

El petrolero Prestige hundiéndose (19/11/2002)

Por parte de la propia Comisión:

La publicación de una lista negra de buques subestándar tras las enmiendas

hechas a la directiva

95/21/EC sobre el Port State Control,17 en la que se pretende vetar la entrada de buques

que hayan

sido repetidamente detenidos en los últimos 2 ó 3 años y que figuren en una lista negra de

banderas que superen en conjunto un número de detenciones estipulado. Dichos buques

hubieran

sido vetados a entrar en puertos Europeos, de haber estado vigentes las nuevas

disposiciones

comunitarias.

Se promueve la creación de la red telemática comunitaria SafeSeaNet, de

seguimiento del tráfico

marítimo, en aplicación de las medidas del paquete Erika II. La UE parte de un bagaje

técnico y

metodológico en materia de seguridad marítima, financiado por sus Programas Marco de

ayuda a

la investigación, cuyos últimos exponentes son visibles en proyectos como el OILWATCH,

ISOLE, THEMES, NAUPLIOS o la propuesta IMBBOS.

Anticipa en seis meses la puesta en funcionamiento de la mencionada EMSA.

Además de presentar el pasado 20 de diciembre de 2002, al Parlamento y al consejo,

Europeos una

propuesta de Reglamento al efecto de:

Acortar el calendario de retirada de los petroleros de casco sencillo, ya adoptado

en la primera

propuesta Erika I.

- Petroleros pre-MARPOL, reduciendo su plazo de explotación del año 2007 al 2005, con

un máximo de 23 años de antigüedad.

- Petroleros MARPOL, reduciendo su plazo de explotación del año 2015 al 2010 (como la

OPA’90), con un máximo de 28 años de antigüedad, volviendo a las disposiciones más

severas del reglamento CE nº 417/2002.

- En el caso de petroleros cuyo peso muerto es inferior a 20.000 toneladas de crudo o

30.000 toneladas de producto se propone el limite de antigüedad de 28 años. Como en el

caso de los petroleros de la categoría anterior.

Prohibir el transporte de hidrocarburos pesados en petroleros de casco sencillo,

hacia o desde

puertos de la UE.

Solicitando la revisión de su texto, para que pueda adoptarse en el Consejo de

transportes de la UE del 27de Marzo de 2003.

Paralelamente, la Comisión Europea ha iniciado conversaciones con representantes de la

industria del

petróleo para la celebración de acuerdos voluntarios con el objeto de reducir el transporte

de fuel pesado

en petroleros de casco sencillo y a la vez, para que los últimos no fleten petroleros de

casco sencillo con

edades superiores a los 23 años.

La Comisión espera que, por parte de los estados miembros:

Se dediquen suficientes recursos para controlar los buques en puerto, en

aplicación de las

medidas incluidas en el paquete Erika I, con la intención de que se pueda inspeccionar

hasta un

25% de los buques atracados o fondeados en puerto.

Se promueva la rápida creación del fondo FIPOL, mencionado.

En el escenario internacional, y en el seno de la OMI, se abogue por la aprobación de

fuertes medidas de seguridad en el contexto del transporte marítimo internacional y de un

replanteamiento del derecho

Internacional, frente a los riesgo crecientes asociados a la navegación de buques en mal

estado y que a

veces transportan sustancias muy contaminantes, en defensa de los interesas legítimos

de los Estados

costeros.

La promoción del papel de la UE como miembro de pleno derecho de la OMI, de forma

que con la nueva

ampliación a 25 miembros; el rol de Europa en esta organización sea más decisivo

Proponiendo una aplicación más amplia y temprana de las normas de inspección

reforzadas para los

petroleros de casco sencillo que aún no hayan alcanzado el límite de antigüedad. De

modo que todo los

petroleros, incluidos los más pequeños descartados inicialmente, se sometan al régimen

de evaluación del

estado de los buques o Condition Asessment Scheme – CAS,20 a partir de una

antigüedad de 15 años.

Tras los sucesos del Baltic Carrier en abril, el Jolly Rubino en Sudáfrica y finalmente el

Prestige,

finalmente los mecanismos legales en materia de seguridad marítima se imponen a

ciertos lobbies.

EL FIN DE LA ERA DEL PETRÓLEO Y

LA ECONOMÍA DEPENDIENTE DE

ELLA

LA INFLUENCIA DEL PETRÓLEO EN LA ECONOMÍA MUNDIAL: URGEN

ALTERNATIVAS MÁS RENTABLES Y NO CONTAMINANTES

Conviene promover energías que puedan ser producidas por todos los países para así

eliminar monopolios

El combustible que emplean coches, aviones o camiones para desplazarse; el gasóleo

que alimenta la calefacción; el asfalto que cubre carreteras, autovías y autopistas; los

plásticos empleados para la fabricación de ordenadores, juguetes, electrodomésticos,

envases, etc. Estos son sólo algunos de los productos que se obtienen directa o

indirectamente del petróleo, y tal variedad de usos hacen que, hoy por hoy, vivir sin el oro

negro sea una quimera.

Del petróleo se dice que es el recurso energético más importante en la historia de la

humanidad; un recurso natural no renovable que aporta la mayor parte, un 40%, del total

de la energía que se consume en el mundo. Según datos de la Corporación de Reservas

Estratégicas de productos petrolíferos (CORES), sólo en nuestro país el consumo de

productos petrolíferos en 2001 fue de 68'9 millones de toneladas, con un incremento de

2'6 millones de toneladas, un 4%, respecto a 2000.

El petróleo se consume de forma mayoritaria en los países donde no se produce. Entre

Estados Unidos y Europa occidental absorben casi la mitad del consumo petrolífero

mundial. Sin embargo, los países del Golfo Pérsico, que sólo representan el 4'5% del

consumo mundial, son los mayores emisores, con el 26% de la producción. Así las cosas,

los países occidentales dependen de la importación, y se ven obligatoriamente sometidos

a los precios que imponga un mercado oscilante e imprevisible, cuyas variaciones pueden

tener graves y encadenadas consecuencias en la economía mundial: caída del consumo,

aumento de la inflación, incremento de los tipos de interés...

Muchos sectores económicos, e incluso de la cesta de la compra, se ven afectados por

los vaivenes del precio del petróleo

Ante este panorama los países dependientes han comenzado a buscar alternativas al

petróleo, centrando sus esfuerzos en la obtención de energías baratas y no

contaminantes que puedan ser producidas por todos los países para así eliminar

monopolios. Un posible sustituto del petróleo como combustible es el hidrógeno, pero su

proceso de obtención resulta todavía demasiado caro, y se presume que han de pasar

varias décadas para que destrone al rey negro de su trono.

Un mercado muy sensible e influyente

La demanda mundial de petróleo ascendió en 2001 a 76 millones de barriles por día, y se

prevé que antes de 2030 su consumo aumente un 60%, lo que permite comprender la

gran dependencia que la economía mundial tiene del oro negro. Cualquier variación en el

precio del crudo - se trata de uno de los sectores más volátiles e imprevisibles de la

economía mundial- ejerce un efecto dominó sobre el resto de la cadena económica,

provocando una caída del consumo y un aumento de la inflación.

Aparte de los efectos que el aumento del precio del petróleo tiene sobre su demanda, lo

más alarmante es el impacto del precio de los energéticos sobre el índice de precios al

consumo (IPC), uno de los indicadores más vigilados por los bancos centrales de los

países desarrollados. En la medida en que el alza de los precios del petróleo se refleje en

un aumento generalizado de los precios, así será la reacción de los bancos centrales

elevando las tasas de interés, lo cual terminará frenando la expansión económica.

Si el precio del barril de petróleo sube, aumenta el precio de los carburantes, de los

gasóleos de calefacción e industriales (transporte, agricultura, aviones, etc.), se

incrementa el precio del transporte público y privado, e incluso se disparan los costes de

producción de las empresas.

La cesta de la compra también sufre, a su modo, las variaciones del precio del crudo. El

sector agrícola español demandó en 1999 cerca de 190.000 toneladas de plásticos, con el

consiguiente aumento del coste final de la producción. La industria textil y del calzado

necesitó en dicho año más de 133.000 toneladas de derivados del petróleo para la

fabricación de cazadoras, zapatos, y prendas de vestir. Los envases de alimentos y

bebidas son anualmente el destino de casi millón y medio de toneladas del plástico

obtenido del petróleo.

El papel de la OPEP

El precio del crudo está determinado en gran medida por los países que pertenecen a la

OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), y se establece en función de

la cantidad de barriles que dicha organización pone en el mercado. A menos barriles

(recorte de producción), mayor es el precio del petróleo y, consecuentemente, de todos

sus derivados. Por el contrario, si la OPEP decide aumentar su cota de producción

(porque los países productores necesitan divisas o porque el precio sube demasiado), el

precio del barril desciende.

Pero el complicado comportamiento del mercado del petróleo no facilita el trabajo a la

OPEP. Una subida fuerte de los precios es beneficiosa a corto plazo para los países

productores, pero a la larga estimula la investigación de otros campos y el desarrollo de

formas alternativas de energía, con lo que los precios vuelven a bajar.

A su vez, una tarifa demasiado baja para el barril de crudo implicaría reducciones en las

inversiones de infraestructuras, necesarias para mantener el flujo de petróleo en el

mercado mundial. Así, la demanda global seguiría aumentando pero no habría suficiente

crudo para cubrirla, lo que provocaría un nuevo incremento en los precios.

Las causas del alza de los precios

Desde principios de año y hasta el mes de julio, el precio del barril de Brent (mezcla de los

petróleos producidos en el Mar del Norte, que usa como referencia en el mercado

europeo) se mantuvo en el intervalo de 24-25 dólares por barril. Sin embargo, en agosto

éste superó los 26 dólares por barril y en el pasado mes de septiembre se situó en 28'3

dólares por barril de media. El mes de octubre comenzó con 28'65 dólares por barril y

finalizó con 26,35 dólares por barril.

Las incertidumbres políticas internacionales influyen enormemente en el aumento del

precio del crudo. Cualquier tensión existente en el mercado ante las consecuencias de

una intervención militar presiona el precio del petróleo al alza, como el posible ataque a

Irak de Estados Unidos. Esta prima de guerra no refleja temor por la pérdida de la

producción iraquí (apenas unos 2 millones de barriles diarios), sino el miedo a la reacción

del resto de países árabes productores de petróleo. Y, en concreto, de Arabia Saudí, que

produce alrededor del 30% del suministro de la OPEP y es, a su vez, el que presenta

mayor margen para aumentar su producción de petróleo y mantener el abastecimiento de

crudo a los países importadores. La experiencia de la pasada Guerra del Golfo no sirve de

símil ante la situación actual.

La relación entre la oferta y la demanda mundial de crudo también tiene mucho que ver

con el precio del petróleo. Respecto a la demanda mundial, las previsiones siguen siendo

de debilidad y los riesgos son a la baja, tras el deterioro de las perspectivas de

crecimiento para el próximo año. Se espera un aumento de la demanda mundial del 1'1%.

La importancia de los impuestos

El pasado año, la cotización media del crudo del Mar del Norte Brent fue de 24'4 dólares

por barril. Cada barril contiene 159 litros de petróleo, por lo que cada litro costó 13'71

céntimos de euro. Pero el petróleo ha de ser refinado para convertirlo en combustible, y

transportado hasta los países en que será consumido, lo que eleva su coste final. A ese

precio hay añadirle los impuestos (IVA e Impuesto Especial de Hidrocarburos). Las

notables diferencias de precio de los carburantes en los diversos países se explican por

las cargas fiscales, ya que el coste de la materia prima y el refino son similares.

En 2001 los impuestos representaron casi un 60% del precio medio que se pagó en

nuestro país por la gasolina sin plomo, mientras que en los comunitarios esos impuestos

alcanzaron de media el 65,3% del precio.

En al gasóleo de automoción, los impuestos representan en España el 52'4% del precio,

frente al 59,1% de media de la Unión Europea.

De los 80'61 céntimos de euro que costaba de media en nuestro país, 17'7 céntimos de

euro menos que la media UE, el litro de gasolina sin plomo, 48'29 céntimos fueron

impuestos y 32'32 céntimos el valor del litro. En el caso del gasóleo, el gravamen fue

menor, 36'63 céntimos de euro por litro, con lo que el precio medio final también fue

inferior, 69'87 céntimos de euro por litro, 10'3 céntimos de euro menos por litro que la

media de la UE.

Algunos derivados y usos del petróleo

Gasolina motor corriente y extra: de uso común en vehículos.

Gasolina de aviación: para aviones con motores de combustión interna.

ACPM o diesel: lo utilizan los camiones y buses.

Queroseno: para estufas domésticas y equipos industriales.

Gas natural: combustible para uso doméstico, industrial y para generar energía

termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la

petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es

la materia prima de los plásticos.

Gas propano o GLP: combustible doméstico e industrial.

Asfaltos: para producir de pavimentos y como material sellante en la industria de

la construcción.

Ceras parafínicas: materia prima para fabricar velas y similares, ceras para pisos,

fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

Polietileno: materia prima para la industria del plástico en general.

Ácido nafténico: Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de

calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas,

resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y funguicidas.

Xilenos mezclados: utilizados en la industria de pinturas y de insecticidas.

Alquilbenceno: se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar

plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.

Azufre: se usa en la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de

acero y preparación de ácido sulfúrico.

ECONOMÍA MUNDIAL “EL PETRÓLEO”

Nueva York, 28 de enero.- El barril de crudo de Texas continuó hoy con la tendencia

alcista y cerró a casi 91 dólares, ante el aumento de las expectativas de que la Reserva

Federal recortará el próximo miércoles los tipos de interés, lo que ha hecho caer el dólar y

abaratar las compras de materias primas como el petróleo. (www.elfinanciero.com.mx).

El papel de Estados Unidos en la globalización se ha convertido en un importante punto

de discusión. Políticos y expertos comparten la preocupación de que el creciente déficit

comercial y el gran endeudamiento general suponen una amenaza para el futuro del país

y, a su vez, para la estabilidad mundial.

Es evidente que la economía mundial gira en torno a la economía de los países que se

encuentra como primeras potencias en el mundo, y para que un país se considere primer

potencia, uno de sus factores principales es la influencia del manejo de la

comercialización del petróleo.

El petróleo constituye, y constituirá aún durante mucho tiempo, una mercancía vital para

la reproducción del capital en muchos sectores de la actividad económica mundial.

Es por ello que en nombre de los países en vías de desarrollo, se ve la necesidad urgente

de tomar las medidas necesarias para bajar el precio del petróleo esto es sin lugar a

dudas beneficioso para dichos países pero por el contrario resulta perjudicial para países

que cuentan en su mayoría con una economía petrolizada como lo es por ejemplo

México,aun sin embargo seria conveniente estudiar un mecanismo de fijación de precios

favorables a los países en vías de desarrollo en el que se incluyan pagos a plazos,

créditos blandos y otras medidas similares.

Y es que el petróleo seguirá siendo la principal fuente de energía en los próximos años,

hasta alcanzar una demanda de 115 millones de barriles diarios en el 2020, frente a los

76 millones actuales, mencionó el director de la Agencia Internacional de la Energía,

Robert Priddle.

Tras jornadas intensas de negociación, la Organización de Países Exportadores de

Petróleo (OPEP) y los principales consumidores (la UE, EE UU y Japón) no lograron

adoptar al menos una medida concreta para frenar la escalada de los precios del crudo y

los carburantes y aliviar la presión de la inflación sobre los países consumidores.

En resumen, la persistencia del nivel de precios elevado supone una amenaza de

desaceleración del crecimiento económico mundial que no es beneficioso ni interesante

para nadie, por lo que es necesario que los precios recuperen unos niveles y una

estabilidad compatibles con la continuación del crecimiento económico mundial. Sin

embargo, el crudo tiene que mantener un precio “razonable” para incitar a las compañías

a invertir en la realización de las capacidades de producción que se requerirán en el

futuro.

LA IMPORTANCIA DEL PETRÓLEO EN LA ECONOMIA MUNDIAL

La demanda mundial de petróleo asciende de manera exponencial dia a dia, en el pasado

año 2001 aumento a 76 millones de barriles por día, y se prevé que antes de 2030 su

consumo aumente un 60%, lo que permite comprender la gran dependencia que la

economía mundial tiene del oro negro.

El combustible que emplean carros, aviones o camiones para desplazarse; el gasóleo que

alimenta la calefacción; el asfalto que cubre carreteras y autopistas; los plásticos

empleados para la fabricación de computadoras, juguetes, electrodomésticos, envases,

entre otros; son sólo algunos de los productos que se obtienen directa o indirectamente

del petróleo.

El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué

pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la conclusión de que sería una

verdadera tragedia.

El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta la mayor parte, un 40%, del

total de la energía que se consume en el mundo. Según datos de la Corporación de

Reservas Estratégicas de productos petrolíferos (CORES).

Este recurso natural se consume de forma mayoritaria en los países donde no se

produce. Entre Estados Unidos y Europa occidental absorben casi la mitad del consumo

petrolífero.

La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al

mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a

que se investiguen energías alternativas como la energia hidráulica, eolica, solar,

geotermica,etanol, gas natural y asi de esta manera tambien tratar de disminuir tanta

contaminacion ambiental producida por el petróleo, sin embargo hasta ahora no se ha

logrado una opción que realmente lo sustituya.

EL INICIO DEL FIN DE LA ERA DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES

Hasta hace unos dos siglos la humanidad vivió sin combustibles fósiles. A principios del

siglo XIX la población sobre el planeta se situaba en unos 1000 millones de personas, tan

sólo un 3% de ésta habitaba en ciudades, y su base energética era la energía humana y

animal, complementada con el uso domesticado de energías renovables. Y no sería hasta

comienzos del siglo XX, que el uso de energías fósiles (fundamentalmente el carbón

entonces, aunque despuntaba ya el uso del petróleo) desplaza la importancia global de la

matriz energética previa (renovable).

En 1900, la población humana había experimentado un salto discreto (aunque importante

en términos históricos) hasta sobrepasar los 1600 millones de habitantes, y la tasa de

urbanización se había multiplicado por 5 (hasta alcanzar el 15%). La urbanización había

estallado allí donde se estaba produciendo la revolución industrial, especialmente en

Europa occidental, apareciendo las primeras urbes millonarias (aunque Londres había

superado este umbral a finales del XVIII).

Hoy en día, en los umbrales del nuevo siglo y milenio, la población mundial supera los

6.600 millones de personas, más de la mitad de ésta habita en ciudades (por primera vez

en la historia), más de cien veces más que en 1800 (especialmente en grandes

metrópolis), la base energética renovable es claramente residual (6%), y el grueso de las

necesidades en esta materia (un 80%) se garantiza por los combustibles fósiles (crudo,

carbón y gas), aunque es el petróleo la fuente principal que mantiene un mundo

crecientemente industrial, urbano-metropolitano y motorizado en funcionamiento. Un 40%

de las necesidades energéticas globales está garantizada por el “oro negro” (en los

últimos cincuenta años su demanda se ha multiplicado por siete). Sin él, y sin el carbón y

el gas (en ascenso) también, el mundo cada día más globalizado, y enormemente

devorador de recursos naturales que conocemos (no sólo energéticos), sencillamente no

sería viable....

UNA ECONOMÍA DEPENDIENTE DE

LAS ENERGÍAS RENOVABLES

LAS ENERGÍAS RENOVABLES SON LA ÚNICA ALTERNATIVA A LARGO PLAZO AL

CAMBIO CLIMÁTICO

Energías renovables

Producir energía limpia; apostar por las renovables; frenar la dependencia de las

importaciones energéticas, limitar el efecto invernadero... son objetivos a los que es difícil

oponerse. Pero en 1996, el último año en el que hay datos confirmados de los Quince,

sólo el 5% de la energía total consumida en la Unión Europea respondía a estos criterios

ecológicos. La UE defiende duplicar en cada país el peso de las renovables y llegar, en el

2010, a una media del 12% para los Quince.

Las energías renovables podrían solucionar muchos de los problemas ambientales, como

el cambio climático, los residuos radiactivos, las lluvias ácidas y la contaminación

atmosférica. Las energías renovables podrían cubrir un tercio del consumo de electricidad

y reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 20% para el año 2.005. Pero para

ello es necesario invertir unos 90.000 millones de pesetas anuales, de los que 20.000

serían fondos públicos.

Las energías renovables cubrieron en 1996 el 7,2% por ciento del consumo energético

español (1.996 fue un buen año hidráulico, lo que explica tal porcentaje excepcionalmente

alto). En 1996 había instalados en España 320 mil metros cuadrados de colectores

solares (produjeron en 1996 el equivalente a 25,3 ktep), 6,9 MWp de módulos

fotovoltaicos con una producción en 1.996 de 12,2 GWh, numerosos aerogeneradores

eólicos con una potencia global de 211 MW (316,6 GWh en 1996), varios cientos de

centrales hidroeléctricas con una potencia de 17.332 megavatios (41.619 GWh en 1996) y

una decena de instalaciones geotérmicas con una producción de sólo 3.400 tep en 1.996.

El potencial de las energías renovables en España, aún con las limitaciones actuales de

tecnología y costes económicos, es muy elevado. En el año 2005, si la Administración

acometiese una decidida política de empleo de las energías renovables, éstas podrían

llegar a proporcionar 8,1 Mtep. Tal cifra debería crecer rápidamente a partir del año 2.005,

para alcanzar las 14,5 Mtep en el año 2020.

La energía eólica muestra las potencialidades para la creación de empleo de las nuevas

tecnologías energéticas, pues ya emplea a cerca de 4.000 personas en España, entre

empleos directos e indirectos. La propuesta alternativa supondrá la creación de 9.000

empleos fijos en la producción de aerogeneradores y 3.600 en la explotación, y un total de

60.000 nuevos empleos sólo en renovables (34.000 en la producción y obra civil, y 26.000

en la explotación).

España aspira (oficialmente) a que en 10 años el 12% de la energía sea renovable.

Cada kilovatio solar recibirá una bonificación de 60 pesetas

Los productores de energías renovables no dependerán de la voluntad de las compañías

eléctricas para vender sus excedentes. Un decreto publicado el 30 de diciembre regula

esa venta, que bonifica con 60 pesetas el kilovatio de energía solar. El efecto del decreto

no se conocerá hasta que se apruebe su reglamento, pero el Gobierno confía en que,

para el año 2010, el 12% de la energía sea de fuentes renovables. El Gobierno ha tardado

más de un año en trasladar a las energías renovables los efectos de la Ley Eléctrica, que

establecía el régimen de libre competencia en el sector. Un decreto aprobado por el último

Consejo de Ministros de 1998 regula los mecanismos e incentivos que hagan posible para

el año 2010 que las energías no contaminantes y sostenibles puedan aportar el 12% del

consumo nacional. Ahora apenas alcanzan el 7%.

Ese objetivo se pretende alcanzar con bonificaciones y la obligación de que las grandes

compañías eléctricas compren a los pequeños productores de energías renovables la

totalidad de su producción a precios qué incentiven su crecimiento.

Podrán acogerse a este régimen especial y vender sus excedentes todas las instalaciones

con potencia inferior o igual a 50 megawatios, siempre que consuman ellos mismos al

menos un 25% de su producción.

Las primas no se abonarán por la compañía eléctrica que distribuya la producción, sino

por el sistema eléctrico y, en definitiva, el usuario final, que pagará en su tarifa no sólo los

incentivos al desarrollo de las energías renovables, sino otras cargas como la moratoria

nuclear; el consumo de carbón nacional y 1,3 billones de pesetas del coste que se le

endosa por el coste de la transición a la libre competencia de las eléctricas.

Estas primas varían en función de la fuente energética que se utilice. La más reducida es

la aplicada a la incineración de residuos urbanos (3,7 pesetas el kilovatio/hora), seguida

de la energía eólica (5,26 pesetas), hasta alcanzar un máximo de 60 pesetas, que se

aplicará a las instalaciones solares fotovoltaicas.

Según Raimundo González, director técnico de Censolar, empresa especializada en la

docencia de esta última especialidad en Sevilla, con estos incentivos se podría "duplicar"

el objetivo del Gobierno para los próximos años. Sin embargo, cree que todo depende de

lo exigente que sea el reglamento. "En Estados Unidos, las exigencias han sido

disuasorias. Sin embargo, en Holanda son todo lo contrario. Cualquier instalador está

homologado.

Diario El País Enero del 99. I. G. MARDONES, Madrid

EFICIENCIA ENERGÉTICA.

Estas cuatro bombillas fluorescentes juntas consumen aproximadamente la misma

cantidad de energía que una sola bombilla incandescente convencional de 70W. Las

bombillas eficientes proporcionan la misma iluminación, pero en el transcurso de su vida

útil evitan la emisión de casi una tonelada entera de dióxido de carbono a la atmósfera.

(Roger Ressmeyer, Starlight/S?L)

Los edificios también desperdician energía a chorros. Esta termografia muestra la pérdida

de calor de un edificio de oficinas. Los diferentes colores indican las diferentes

temperaturas, variando del azul (frío) al blanco (caliente). (Williams y Metcalf/SPL).

Derecha: Esta termografía muestra la distribución del calor sobre la superficie externa de

una casa. La mayor pérdida de calor se produce a través de las ventanas con un solo

cristal. Las áreas rojas en el techo indican cierta pérdida de calor. (Agema Infrared

Systems/SPL)

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

El colector solar plano es la aplicación más común de la energía térmica del sol. Países

como Japón, Israel, Chipre o Grecia han instalado varios millones de unidades, si bien el

momento actual de bajos precios del petróleo no es precisamente el más favorable.

Cada metro cuadrado de colector puede producir anualmente una cantidad de energía

equivalente a cien kilogramos de petróleo.

Las aplicaciones más extendidas son la generación de agua caliente para hogares,

piscinas, hospitales, hoteles y procesos industriales, y la calefacción, empleos en los que

se requiere calor a bajas temperaturas y que pueden llegar a representar más de una

décima parte del consumo. A diferencia de las tecnologías convencionales para calentar

el agua, las inversiones iniciales son elevadas y requieren un periodo de amortización

comprendido entre 5 y 7 años, si bien, como es fácil deducir, el combustible es gratuito y

los gastos de mantenimiento son bajos.

Un objetivo voluntarista, pero posible de alcanzar, sería tener instalados para el año 2.005

un total de 3.230.000 m2 de colectores solares. Tal cifra permitiría ahorrar 210 Ktep de

otros combustibles. La inversión necesaria para alcanzar tal objetivo asciende a 150.000

Mpta, de los que 20.000 Mpta deberían de ser ayudas de la Administración. Alcanzar tal

cifra implica un apoyo decidido de la Administración, y la obligación de instalar colectores

solares planos en las viviendas de nueva construcción, con el fin de cubrir entre el 50 y el

75 % de las necesidades de ACS en las nuevas viviendas.

CENTRALES TÉRMICAS SOLARES

Uno de los complejos de energía sol de Luz International, en el desierto Mojave,

California. En total, las instalaciones cubren más de 750 hectáreas y generan 354

megavatios de electricidad, lo que es suficiente para abastecer 170.000 hogares. Los

espejos curvos siguen la trayectoria del sol, concentrando su luz en unos tubos que

contienen un aceite sintético que se calienta hasta casi 400 grados centígrados. El calor

se usa para producir vapor, que genera electricidad a través una turbina. (Hank

MorganISPL)

ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTÁICA

CÉLULA SOLAR. Algunas células solares funcionan en base a una plaqueta delgada de

silicio monocristalino, que ha sido tratada para poder convertir la luz del sol en corriente

eléctrica. El silicio se obtiene de la arena ordinaria. Dada la eficiencia de la célula solar y

la duración de su vida útil, se calcula que una tonelada de arena puede generar la misma

cantidad de electricidad que se produce quemando más de medio millón de toneladas de

carbón. (Philippe Ilailly/SPL)

La producción de electricidad a partir de células fotovoltaicas en 1.997 es aún seis veces

más cara que la obtenida en centrales de carbón, pero hace tan sólo una década era

dieciocho veces más, lo que permite que el empleo de células fotovoltaicas para producir

electricidad en lugares alejados de las redes de distribución ya compita con las

alternativas existentes, como generadores eléctricos a partir del petróleo. En los próximos

5 años se espera reducir el coste del kWh a 12 centavos de dólar, a 10 para antes del año

2.010 y a 4 centavos para el 2.030. A lo largo de toda la década el mercado fotovoltaico

creció a ritmos anuales superiores al 40%; entre 1.971 y 1.996 se han instalado en el

mundo 700 megavatios de células fotovoltaicas.

La superficie ocupada no plantea problemas. En el área mediterránea se podrían producir

90 millones de kWh anuales por kilómetro cuadrado de superficie cubierta de células

fotovoltaicas, y antes del año 2.005, con los rendimientos previstos, se alcanzarán los 150

millones de kWh por km2. Un país como España podría resolver todas sus necesidades

de electricidad con apenas 900 km2, el 0,2% de su territorio. Todas las necesidades

energéticas mundiales se podrían cubrir ocupando sólo unos 300.000 km2 con células

fotovoltaicas. Por lo que se refiere al almacenamiento, la producción de hidrógeno por

electrólisis y su posterior empleo para producir electricidad u otros usos, puede ser una

óptima solución.

Para el año 2.005 se podrían llegar a alcanzar los 100 MWp, cifra importante si se

comparan con los 6,7 megavatios de 1.996, pero no descabellada, dadas las claras

perspectivas que se abren con las nuevas tecnologías. Tal cifra irá destinada a la

electrificación rural, a señalización y comunicación, y a los usos agrícolas y ganaderos,

aunque deberían igualmente instalarse algunas centrales destinadas al suministro a la

red. En España, con una radiación solar diaria superior en la casi totalidad del territorio a

4 kWh por metro cuadrado, el potencial es inmenso. Sólo en los tejados de las viviendas

españolas se podrían producir anualmente 180 TWh, cifra superior al consumo de 137

TWh en 1.993.

La energía solar fotovoltaica, es decir, los paneles solares para producción de electricidad

tienen ahora un peso estadísticamente nulo entre las renovables y en el IDAE creen que

deberán pasar bastantes años para que despegue. Dicen que es muy cara porque la

tecnología no está suficientemente desarrollada para hacerla rentable. Greenpeace no

está de acuerdo, José Luis García Ortega, experto en renovables de esta organización

ecologista, asegura que "si el billón de pesetas que el Gobierno va a donar a las eléctricas

se destinara a la solar fotovoltaica tendría un presente y futuro asegurado". Este grupo

ecologista mantiene que el futuro de la solar fotovoltaica pasa porque el Ejecutivo,

además de fijar el precio para su trasvase a la red (60 pesetas por kilovatio transferido),

las exigencias de la reglamentación no sean disuasorias sino que la potencien. Las

empresas que fabrican estos paneles confían en que esta nueva norma impulse

considerablemente su industria.

AUTOMÓVIL SOLAR El "Sunraycer" ganó la primera carrera internacional de

automóviles impulsados por energía solar, que tuvo lugar en Australia en noviembre de

1.987. Construido y financiado por General Motors, tardó cinco días y medio en cubrir las

1.950 millas entre Darwin y Adelaide, con una velocidad media de 66 km/h. Uno de los

participantes de la carrera de 1991 marco un nuevo record mundial de velocidad para

automóviles solares, alcanzando 135 km/h. (Peter Menzel/SPL)

Un objetivo viable sería llegar a producir 0,3 TWh fotovoltaicos en el año 2.005, fecha a

partir de la cual la foto-voltaica debería experimentar un rápido desarrollo, para alcanzar

los 32,5 TWh en el año 2.020. Para alcanzar tales objetivos se requerirán unas

inversiones importantes, pero posibles: 104.000 Mpta entre 1998 y el año 2.005, 13.000

millones de Pta anuales, al objeto de superar las actuales barreras tecnológicas y de

economías de escala.

HIDRÁULICA

AGUA. Hay una gran variedad de formas de generar energía por medio de agua en

movimiento. Este prototipo de una central maremotriz fue construido en la isla de Islay,

Escocia, sobre un barranco que encierra una columna de agua marina. A medida que el

mar sube y baja, hace pasar el aire a través de una turbina, accionando un generador

eléctrico. (Martin Bond/SPL) Los sistemas maremotrices podrían abastecer casi tres

cuartas partes de las necesidades energéticas actuales de la Comunidad Europea. Las

posibilidades para las mini-centrales hidroeléctricas son también significativas. En China

hay más de 60.000 de estas centrales en funcionamiento, lo que es sólo una quinta parte

del potencial hidroeléctrico total. En los EEUU, si las 67.000 presas existentes, la mayoría

de ellas construidas para controlar inundaciones, fueran utilizadas para producir

electricidad, seria posible

abastecer a varios millones de hogares.

EnEspaña el potencial adicional técnicamente desarrollable podría duplicar la producción

actual, alcanzando los 65 TWh anuales, aunque los costes ambientales y sociales serían

desproporcionados. La propuesta no considera la construcción de ninguna nueva gran

central, centrando los esfuerzos en la rehabilitación de las minicentrales cerradas, mejora

de las existentes y aprovechamiento hidroeléctrico de los embalses que carecen de él.

Tales acciones permitirían incrementar la producción anual en 3 ó 4 TWh, sin ningún

impacto ambiental adicional hasta alcanzar los 35 TWh en un año medio (ni muy seco ni

especialmente lluvioso). Las inversiones necesarias ascienden a 200.000 Mpta.

ENERGÍA EÓLICA

La conversión de la energía del viento en electricidad se realiza por medio de

aerogeneradores, con tamaños, que abarcan desde algunos vatios, hasta los 4.000

kilovatios (4 MW). Actualmente la capacidad instalada asciende a 7.000 MW, equivalente

a siete grandes centrales nucleares.

En 1.997 ya es competitiva la producción de electricidad con generadores eólicos de 600

kW y en lugares donde la velocidad media del viento supera los 7 metros por segundo. Se

espera que dentro de unos pocos años también las máquinas grandes (entre 1 y 2 MW)

lleguen a ser rentables. La energía eólica no contamina y su impacto ambiental es muy

pequeño comparado con otras fuentes energéticas. De ahí la necesidad de acelerar su

implantación en todas las localizaciones favorables, aunque procurando reducir las

posibles repercusiones negativas, especialmente en las aves, en algunas localizaciones.

Las mejores zonas eólicas en España son las siguientes: Islas Canarias, Zona del

Estrecho, costa Gallega y valle del Ebro.

Alcanzar los 2.500 MW en el año 2.005 es un objetivo ambicioso, pero factible técnica y

económicamente, dadas las ventajas de la energía eólica: reducido impacto ambiental,

recurso renovable, independencia de las importaciones e impacto positivo en la

generación de empleo. Se debe desarrollar una industria capaz de producir en serie y a

costes competitivos. Las inversiones totales para el periodo 1.998-2.005 ascienden a

300.000 Mpta, cantidad equivalente o inferior al de una central nuclear de 1.000 MWe.

Los costes de la eólica son ya casi competitivos con los de las energías convencionales:

150.000 PTA el KW instalado y 9 PTA el kWh.

En el año 2.005 sería factible producir en España 6,3 TWh, y en el año 2.020 se podrían

alcanzar los 25 TWh. La meta a alcanzar es instalar 10.000 MW eólicos en el año 2.020.

Para el año 2.030 la EWEA ha propuesto instalar un total de 100.000 MW en la Unión

Europea.

La consultora BTM Consulting APS pronostica que en Europa se pasará de los 4.794

megawatios ahora instalados a unos 12.500 en el 2002, casi el triple en sólo tres años.

Este aumento obedece, según esta consultora, a motivos medioambientales, pero en

otras zonas del planeta, como China o el norte de África, también hay apuestas por la

eólica como generador de energía a falta de una red aceptable de suministro eléctrico.

La energía eólica aglutina el protagonismo de un espectacular crecimiento en los últimos

años acompañado de un interés también creciente por parte de empresas y comunidades

autónomas.

En instalaciones para parques eólicos se han invertido, en 1998, casi 80.000 millones de

pesetas, el doble que en 1997 y más que en los doce anteriores, es decir; desde que

empezaron a levantarse molinos de viento en 1986. Según el Instituto para la

Diversificación y Ahorro Energético (IDAE), hay medio millar de empresas involucradas en

este sector.

Alemania es el gran líder en energía eólica: diseñan los parques con cuidado para no

tener problemas con los grupos ecologistas locales, pagan una prima de unas 20 pesetas

por el kilovatio de eólica transferido a la red, aquí ese precio es de 11 pesetas, y hay

empresas interesadas en seguir avanzando.

Greenpeace asegura que las compañías eléctricas se resistieron en los primeros años al

desarrollo de la eólica pero después,"cuando han visto que es un negocio, se han

apuntado al carro". El parque eólico de Tarifa, por ejemplo, exigió una inversión de 6.000

millones de pesetas y ahora factura mil millones de pesetas al año.

ENERGÍA GEOTÉRMICA

El potencial geotérmico español es de 600 Ktep anuales, según una estimación muy

conservadora del Instituto Geológico y Minero de España. Para el año 2.005 se pretende

llegar a las 100 Ktep, lo que requerirá unas inversiones de 40.000 Mpta. Los usos serían

calefacción, agua caliente sanitaria e invernaderos, no contemplándose la producción de

electricidad.

BIOMASA

BIOMASA. La biomasa - la vegetación empleada para energía - puede llegar a ser uno de

los combustibles más importantes en el futuro. En los próximos veinte años podría

suministrar un octavo del presupuesto energético mundial. Una gran variedad de

desechos agrícolas y madereros y de cultivos energéticos, simbolizados por el campo de

maíz (fondo: Alex Bartel/SPL) pueden transformarse para suministrar una gama de

combustibles para el transporte, o pueden ser quemados para generar electrici dad. Un

ejemplo de esto es la conversión de las astillas de madera en un gas rico en metano.

(Izquierda: US Dept. of Energy/SPL) Al igual que los combustibles fósiles, este gas puede

quemarse en centrales eléctricas efi cientes que maximicen el contenido energético del

combustible, generando electricidad al mismo tiempo que utilizan el calor sobrante.

La utilización de la biomasa es tan antigua como el descubrimiento y el empleo del fuego

para calentarse y preparar alimentos, utilizando la leña. Aún hoy, la biomasa es la

principal fuente de energía para usos domésticos empleada por más de 2.500 millones de

personas en el Tercer Mundo.

La combustión de la biomasa es contaminante. En el caso de la incineración de basuras,

tal y como se viene haciendo con los residuos urbanos en la mayoría de las ciudades

europeas y norteamericanas, la combustión emite a la atmósfera contaminantes, algunos

de ellos cancerígenos, como las dioxinas. El reciclaje y la reutilización de los residuos

permitirá mejorar el medio ambiente, ahorrando importantes cantidades de energía y de

materias primas, a la vez que se trata de suprimir la generación de residuos tóxicos y de

reducir los envases.

En España actualmente el potencial energético de la biomasa asciende a 37 Mtep, pero

tal cifra incluye 19,6 Mtep de cultivos energéticos y 3,8 Mtep de residuos forestales y

agrícolas. La producción de biocombustibles y un uso energético excesivo de los residuos

forestales y agrícolas no es deseable, dadas sus repercusiones sobre la diversidad

biológica, los suelos y el ciclo hidrológico, sin olvidar que lo más importante es producir

alimentos, y no biocombustibles para los automóviles privados. El objetivo de alcanzar las

4,2Mtep en el 2.005 en la práctica supone duplicar el consumo oficial de biomasa. La

obtención de biogás en digestores a partir de residuos ganaderos reducirá las emisiones

de metano, y debe ser promocionada, con el fin de reducir la contaminación, obtener

fertilizantes y producir energía.

SITUACIÓN ESPAÑOLA

España será uno de los países más perjudicados por el cambio climático: para el año

2.050, según el Hadley Center, habrá un aumento general de las temperaturas (unos 2,5

grados centígrados), más acusado en los veranos, las precipitaciones se reducirán en un

10 por ciento y la humedad del suelo en un 30 por ciento, y la práctica totalidad de los

3.000 kilómetros de playas desaparecerán, debido a la elevación del nivel del mar y a

procesos erosivos. El cambio climático supondrá más incendios forestales, más erosión y

desertificación, y más sequías, inundaciones y fenómenos tormentosos en el área

mediterránea, como la llamada gota fría.

La producción agrícola disminuirá sensiblemente, al igual que la producción hidroeléctrica,

y nuestra principal industria, el turismo de sol y playa, se verá seriamente afectado, tanto

por la desaparición de playas como por el aumento de las temperaturas en los países

emisores. Todas las poblaciones costeras se verán afectadas por la subida del nivel del

mar. Numerosas especies de fauna y flora podrían desaparecer.

Dadas las consecuencias del cambio climático en España, cabría esperar una política

beligerante por parte de la Administración. Y sin embargo ésta deja traslucir la mayor de

las indiferencias, cuando no el más trasnochado desarrollismo, reclamando el derecho a

contaminar más (un aumento del 17% entre 1.990 y el 2.010). Si todos los países

asumiesen los argumentos defendidos por el gobierno español, las emisiones mundiales

de gases de invernadero habrían de crecer en un 65 por ciento para el año 2.000.

El objetivo del gobierno español para las emisiones de CO2, según las últimas

proyecciones, es aumentarlas en un 14% para el año 2.000 (258.247 miles de toneladas,

kt) respecto a 1.990 (226.422 kt), y en un 24,74% para el 2.010 (282.440 kt) respecto a

1.990. Entre 1.990 y el 2.010 las proyecciones del gobierno, por sectores y para el CO2

de origen energético, son las siguientes: disminuirán un 3% en la industria, crecerán un

73% en los transportes, aumentarán un 42% en servicios y usos domésticos y sólo un 5%

en el sector transformador de la energía (por la sustitución de carbón por gas natural). Las

emisiones de CO2 de origen no energético en principio no se espera que aumenten, pero

se carece de todo tipo de proyecciones.

El gobierno proyecta para el conjunto de los gases de invernadero (CO2, CH4 y N2O) un

aumento del 11,78% para el 2.000, y del 20,10% para el 2.010, en equivalente de dióxido

de carbono, según los potenciales de calentamiento global a 100 años. La diferencia entre

el 20,1% para el 2.010 y el 17% de incremento, en el marco del acuerdo del Consejo de

Ministros de la UE de marzo de 1.997, significa el esfuerzo adicional que está dispuesto a

hacer el gobierno español.

UN LIBRO BLANCO PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES.

El principal objetivo del Libro Blanco es duplicar la aportación de las energías renovables,

de forma que en el año 2010 el 12% de la energía que se consuma en la UE proceda de

fuentes renovables, frente al actual 6%. Es la primera vez que se establece un objetivo de

estas características, que obligue a una aportación concreta de las renovables, más allá

de los tradicionales buenos deseos de hacer "lo que se pueda". Además, en España ese

compromiso está explícitamente recogido en la Ley del Sector Eléctrico.

El plan de acción del Libro Blanco tiene también otros objetivos esenciales:

• Eliminación de 402 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año mediante el uso

de energías renovables.

• Aumentar en más de 100 veces la capacidad solar fotovoltaica instalada.

• Aumentar en 20 veces la capacidad de producción eólica.

• Aumentar en 15 veces la capacidad de producción solar térmica.

• Triplicar la energía producida a partir de biomasa.

Se estima que para realizar este plan se requerirá una inversión neta de 6.800 millones de

ECUs, que es mucho dinero, pero que es menos de la mitad de los subsidios concedidos

en Europa al uso de combustibles fósiles y a la generación nuclear.

Para acelerar la ejecución del plan, se han identificado cuatro acciones clave, que forman

la llamada "Campaña para el despegue":

* Un millón de sistemas fotovoltaicos, la mitad para instalar en los países de la Unión

(tejados y fachadas solares conectados a la red eléctrica) y la otra mitad para países en

desarrollo (sistemas autónomos). En España nos corresponderían proporcionalmente

cerca de 50.000 tejados solares, pero para conseguirlo será necesario eliminar las fuertes

barreras políticas que obstaculizan la conexión a la red de sistemas fotovoltaicos.

* 10.000 MW de energía eólica, incluyendo parques mar adentro.

* Integración de fuentes de energía renovable en 100 comunidades, regiones, ciudades o

islas, con el objetivo de obtener un 100% de su suministro energético a partir de

renovables.

Un aspecto muy destacable del plan es la creación de empleo:esta estrategia aseguraría

más de un millón de nuevos puestos de trabajo en la Unión Europea. Y es que, según

cifras de British Petroleum (BP) y Shell, para una misma inversión, la fabricación de

equipos solares fotovoltaicos genera seis veces más empleo que el petróleo.

El primer paso está dado. Pero ahora corresponde a los gobiernos llevarlo a cabo: algo

que en nuestro caso debemos exigir al Ministerio de Industria y Energía y al de Medio

Ambiente, así como a los organismos responsables de las comunidades autónomas.

¡Las energías renovables son la única alternativa a largo plazo al cambio climático!

PERSPECTIVAS MACROECONÓMI

CAS RELACIONADAS

CON LAS ENERGÍAS

RENOVABLES

En un contexto donde las la fuentes tradicionales de energía, el petróleo y el carbón se

están agotando; en especial en nuestro país donde las reservas energéticas caen año

tras año, provocando la necesidad de realizar importaciones cada vez mayores, es útil

reflexionar brevemente sobre algunos temas macroeconómicos relacionados con las

“nuevas” energías, en particular, la eólica y la solar. La baja actual del precio de las

fuentes de energías tradicionales, básicamente explicada por la baja de la

actividad económica, no es una barrera para el desarrollo de este campo, puesto que,

dado el marco de agotamiento de los recursos la baja de precio sólo puede ser

circunstancial; dada la cantidad demanda, a mayor escasez mayor el precio. De lo que

se trata aquí es del desarrollo a largo plazo, que no puede depender de fluctuaciones de

precio de corto plazo, por demás volátiles, de las fuentes tradicionales. La

diversificación de la matriz energética permitirá entre otros beneficios independizarse

de la volatilidad mencionada. Y una estructura de precios finales, donde los costos

energéticos sean más estables, permitirá mejorar la previsibilidad tanto para los

consumidores finales, que conseguirán acceder a bienes de consumo final mas baratos

en promedio; como para los inversionistas, que contarán con costos energéticos más

previsibles y podrán planificar mejor las inversiones a largo plazo.

En particular; dadas las condiciones de producción actuales, estaremos hablando de

la producción de electricidad, que es lo que estas fuentes permiten. La Argentina

cuenta con importantes ventajas naturales para ello, las condiciones para la producción

de energía eólica en la patagonia y en el noroeste argentino para la producción de

energía solar son excelentes. Con una demanda creciente de energía y el agotamiento

de las fuentes no renovables no existirá el problema de colocación del producto.

Podemos advertir, en un principio, que el costo de las nuevas energías tiene una clara

tendencia a descender (a modo de ejemplo, el costo de los paneles solares, tiene una

clara tendencia a bajar, debido a la mayor producción de silicona con la cual se hacen

los paneles).

Como es un sector en pleno desarrollo, es de esperar que se produzcan innovaciones

tecnológicas de importancia, el descenso de los precios indica eso; puesto que este

fenómeno se suele producir en casos donde existen estos avances tecnológicos de

importancia. Sin pretender entrar en detalles técnicos se habla de tres generaciones de

paneles solares. La primera generación es de unos altos niveles de trabajo y energía,

con lo cual era difícil bajar los costos; la segunda se centró en un uso de materiales

mas eficiente, y la tercera busca manteniendo bajos los costos, mejorar la performance

de los equipos de segunda generación. En este sentido es importante que se evalúe la

posibilidad de trabajar sobre los avances de este tipo de tecnología localmente.

También, se plantean interesantes cuestiones vinculadas al empleo. Por un lado se

puede trabajar en el desarrollo de la tecnología misma (en la innovación), por otro lado,

se debe trabajar en la implementación local de la tecnología y en mantenimiento. Todos

estos tipos de empleo necesitan un conocimiento de la tecnología que se usa y, por lo

tanto, son empleos de calidad. Un informe de la Asociación Europea de Energía Eólica

(EWEA, sus siglas en inglés) indica que de aquí a 2020 se doblará el número de

empleos en este sector en la Unión Europea (UE). Así, en ese año habrá 325.000

personas trabajando en el sector, frente a las 154.000 a finales de 2007. En USA creen

que se puede crear 4,2 millones de puestos de trabajo a los largo de 3 décadas, en la

actualidad trabajan en el sector alrededor de 750000 personas, desde científicos

investigadores hasta trabajadores que producen las turbinas de viento, según un informe

de la US. CONFERENCE of MAYORS de septiembre de 2008. No poseemos datos

sobre la incidencia en Argentina, pero las cifras dadas son un indicio que puede ser útil

para proyectar cual seria su impacto. Por otra parte, es de destacar también que dadas

las características técnicas de producción de las energías renovables; la cantidad de

empleos “verdes” que absorbe el sector energías alternativas es mayor al de las

energías tradicionales.

Los incentivos que provienen del régimen tributario no son óptimos. La regulación de

la minería, ley 24196; tiene por ejemplo

30 años de estabilidad fiscal y exención del impuesto a los activos, así como beneficios

en el impuesto a las ganancias; mientras que la estabilidad fiscal da a los

emprendimientos del sector de nuevas energías goza de estabilidad fiscal sólo por 15

años y se otorgan solamente diferimientos en el pago del impuesto al valor agregado

que la ley 25019 menciona. Esta es una cuestión de suma importancia a trabajar

puesto que este tipo de incentivos suele ser decisivos a la hora de invertir en un sector

o en otro y pone de manifiesto la necesidad de implementar políticas públicas.

En cuanto al efecto sobre el gasto público a futuro aparentaría ser relevante. La clave

esta en que la implementación de las energías renovables reduciría la necesidad de

gastos futuros relacionados con la descontaminación del medio ambiente. Estos gastos

son de importancia considerable y tienen un peso importante en la estructura del

presupuesto. Por ejemplo, en 2007 un informe del Banco Mundial señala que China

pierde 5,8 % de su PIB debido a la contaminación atmosférica e hídrica. La variabilidad y

amplitud en los cálculos de descontaminación son considerables. En el año 2006, en

relación a la limpieza del Riachuelo; técnicos oficiales hablaban un plazo de 10 años y

un gasto de US$ 3000 millones, en cambio una propuesta del PRO planteaba un plazo

de 4 años y un gasto de US$ 400 millones. Pese a ello, se advierte fácilmente que los

gastos son considerables, cualquiera que sea el método que se utilice para su cálculo.

Nótese además que en el caso de la contaminación, estamos en el caso de lo que en

economía se conoce como externalidades negativas, es decir que el que provoca la

contaminación en general no se hace cargo de los costos que ello genera, por lo cual

en última instancia es el estado el que debe afrontar los costos que devienen de la

contaminación de la zona de influencia, sea que la fuente sea interna o externa.

También el efecto sobre el sector salud es de mencionar puesto que la implementación

de este tipo de energías favorece la prevención de enfermedades que tienen origen en

la contaminación. Lo cierto es que los gastos en descontaminación y en salud tenderán

a ser menores si es que la implementación de las energías renovables es exitosa.

Hay otros aspectos de particular interés en la política energética y el desarrollo de

nuevas tecnologías sobre las cuentas públicas. Dada la ya mencionada caída de

nuestras reservas de combustibles fósiles, como los cuellos de botella en el sector

eléctrico, la continua caída en la producción tanto de gas como de petróleo, con la

consiguiente pérdida de independencia energética, se presenta un escenario que

provoca una doble presión sobre las cuentas públicas.

Por un lado sobre la balanza de pagos, a partir del creciente nivel de importaciones

necesarias para cumplir con el abastecimiento interno en el marco de un inédito periodo

continuo de crecimiento que hizo aumentar el requerimiento energético tanto en

industrias como en hogares. Estas importaciones tanto de gas, fuel oil como de

electricidad significaron el desembolso de magnitudes crecientes de divisas en los

últimos años (según datos del INDEC durante el 2007 representaron US$ 2800

millones, mientras que en solo tres trimestres del 2008 -último dato - supera los US$

4000 millones). Este proceso de necesidades crecientes de importaciones agrava aún

más nuestro crónico problema de sector externo dado por la escasez de divisas para el

financiamiento de nuestras importaciones. El otro aspecto que ejerce presión sobre las

cuentas públicas es el peso de la política de subsidios en el superávit fiscal. La

evolución en nivel de gasto destinado a subsidios al sector energético derivado de la

política llevada adelante, parece difícil de sostener en el mediano plazo. En el año 2006

se destinaron en este concepto $ 4000 millones, mientras que en el

2007 supera los $ 8300 millones, siendo mas de $ 19.000 millones los erogados

durante el 2008 (ASAP, informe febrero 2009). Cabe señalar que por un lado la caída

en el nivel de actividad de la economía, como así también la caída de los precios

internacionales de los commodities, hagan que durante el 2009 ésta doble presión a la

que se hace referencia podría ser menor, lo cual no aleja la necesidad de analizar

cambios estructurales en el actual sistema energético argentino. Para que estas

restricciones no afecten las posibilidades de desenvolvimiento de la estructura

económica de largo plazo de toda la economía, es interesante analizar la

implementación de las nuevas energías como remedio para ello; por un lado bajando las

necesidades de importación, y por otro lado proyectando una menor presión sobre las

cuentas públicas vía subsidios.

El replanteo de la actual matriz energética, a través del desarrollo de nuevas

alternativas de generación de energía, no solo seria una de las salidas a la actual crisis

en el sector energético, sino que descomprimiría la doble presión presente y futura

sobre cuentas fiscales, por el lado de reducción de importaciones y por la posibilidad

de generar nuevas exportaciones a través del desarrollo tecnológico.

Con lo cual vemos que la problemática excede de lo que es el ámbito del sector

energético y afecta de múltiples maneras a diversos sectores, siendo temas que vale la

pena analizar más en profundidad.

EL PAÍS QUE LIDERE LA

TECNOLOGÍA RENOVABLE LIDERARÁ LA

ECONOMÍA MUNDIAL

La economía de un país depende de la actividad que generen sus sectores productivos y

en la actualidad, en un mercado global en el que las energías renovables se han

convertido en una de las industrias con mayor potencial de desarrollo, puede resultar más

que acertado decir que “los líderes del desarrollo tecnológico lo serán también de la

economía mundial”.

Lo apuntaba con anterioridad el propio presidente estadounidense Barack Obama, y lo

suscriben expertos y analistas del sector como la profesora titular del Departamento de

Economía de la Universidad Carlos III de Madrid Natalia Fabra, quien no duda en confiar

al sector energético renovable las llaves del progreso de la economía mundial en los

próximos años.

El crecimiento de la industria renovable se enmarca en un proceso de cambio del modelo

energético europeo iniciado en 2008 y que persigue unos objetivos concretos, a fin de

reducir un 20% las emisiones, aumentar el porcentaje de consumo eléctrico procedente

de fuentes alternativas e introducir un 10% de energía renovable en el sector transporte.

En el horizonte de 2050 las metas son aún más ambiciosas y esto hará que el sector

eléctrico juegue un papel clave en las próximas décadas en la economía de todos los

países, entre ellos España, donde “el desarrollo económico, político y social debe pasar

sin duda por el apoyo continuado a las renovables”, ha subrayado Fabra durante su

participación en el ciclo ‘Energías renovables. Competitividad. Empleo' organizado por la

Fundación Focus-Abengoa y la Universidad Internacional Menéndez Pelayo en Sevilla.

Desde 2005 en España se ha materializado una gran apuesta por las fuentes renovables,

lo que ha permitido incrementar en todos estos años los niveles de producción y la

cobertura en el suministro con este tipo de energía. Sin embargo, la situación es ahora

distinta tras la reciente moratoria para el sector adoptada por el Gobierno español, una

decisión que a juicio de la experta de la Universidad Carlos III “frustra la senda de

crecimiento prevista”.

En esta línea, Fabra defiende el apoyo a las renovables basándose en la teoría

económica de que “toda tecnología necesita ser respaldada hasta que alcance la

suficiente madurez”, ya que “si cortamos o abandonamos algo por lo que hemos apostado

antes de recoger sus frutos, no estamos haciendo nada”, afirma. Por el contrario, lo que

necesita este mercado son nuevos mecanismos e inversiones que permitan mejorar la

eficiencia productiva, más aún en un país como España que depende energéticamente en

un 90% del exterior y cuyas únicas fuentes autóctonas son actualmente las renovables.

Externalidades positivas asociadas a las energías renovables

Las ventajas de la producción eléctrica a partir de fuentes renovables vuelven a quedar de

manifiesto en los datos correspondientes al presente año, cuando según un reciente

informe de Deloitte este tipo de energía cubre el 20% de la producción eléctrica, evitando

32 millones de toneladas de emisiones, propiciando un ahorro de 467 millones de euros y

evitando también la importación de grandes cantidades de toneladas de equivalentes de

petróleo.

Tal y como apunta Fabra, otros valores añadidos de las energías renovables son la

contribución al PIB; el fomento de la I+D; la alta capacidad industrial y la correspondiente

ventaja competitiva; la garantía de suministro a largo plazo; la propensión exportadora de

las empresas de este sector (con el 27,5% de sus ingresos procedentes de esta actividad

frente al 13,8% de las firmas de otros ámbitos); la creación de empleos directos e

indirectos (se cifran en 130.000 para 2020, con un crecimiento del 83%), especialmente

en un sector con gran potencial como el termosolar; y la posibilidades de entablar

acuerdos de reciprocidad con otros países en materia tecnológica.

Sin embargo, para la consecución de estos objetivos es necesario “materializar una

apuesta mayor y constante” por las renovables dentro de un “marco normativo estable y

una regulación eficaz” que contemple “retribuciones flexibles, propicie el aprovechamiento

de la curva de aprendizaje y con ello la futura reducción de costes en cada tecnología, y

comprenda dicha evolución de costes”.

En este sentido, Fabra propone la celebración de una serie de subastas periódicas que

sirvan de vía de información y comunicación entre el Estado, que “no conoce realmente ni

el estado ni el costo de los sectores”, y los inversores, que “verdaderamente son los que

ponen el dinero, conocen por dónde va el mercado y pueden por tanto reconocer las

tarifas idóneas y ajustadas al coste de la tecnología en cada momento”, explica.

Sin embargo, para que dichos empleos no se vean amenazados por las nuevas medidas,

el liderazgo tecnológico de España no sea puesto en entredicho, se alcance la producción

electrica libre de emisiones en 2050, y sea posible una reducción de precios en el

mercado eléctrico como resultado de la evolución tecnológica, “es fundamental y

totalmente necesario dar al sector el impulso continuado que requiere y hacerlo de un

modo mejor mediante retribuciones ciertas y no a base de medidas que desincentivan a

futuros inversores por temor a la aplicación de recortes retroactivos”. “Tenemos que

seguir invirtiendo hoy para que esto se traduzca en aprendizaje y en precios muy

inferiores en 2020 o 2030”, ha agregado la profesora de Economía en la Universidad

madrileña Carlos III.

Por el contrario, “si nos detenemos a medio camino, en el futuro nos costará mucho más

desarrollar las tecnologías renovables y hacerlo a menores costes. El futuro será más

caro que el presente si cesamos ahora en renovables, ya que las inversiones presentes

se traducen en menores precios en el mercado eléctrico en el futuro".

Durante su intervención en las jornadas, Fabra también ha introducido otros posibles

mecanismos de mercado para la incorporación de la nueva potencia renovable tales como

la introducción de cambios en la regulación de las instalaciones que pertenecen al parque

histórico de antes de 2007, y que las retribuciones para las centrales nucleares e

hidroeléctricas sean recuperadas y reorientadas para las energías renovables actuales, a

fin de poder hacer sostenible el sector eléctrico en los años venideros.

Todos estos instrumentos permitirían mantener el “inseparable binomio sostenibilidad

económica y ambiental” e impulsaría un escenario global sostenible con “menos nuclear y

más renovables” de aquí a 2030. Además, la apuesta por sistemas energéticos

alternativos puede llegar a suponer un ahorro de 100.000 millones de euros para el

consumidor en las próximas décadas, apunta Fabra.

En cuanto al factor internacionalización, Fabra estima que este componente es

“fundamental” para las empresas porque “genera empleo y consolida liderazgo”, pero

advierte de que “debe existir previamente una sólida y potente infraestructura industrial

dentro de España para, a partir de ahí, tener éxito fuera”.

Hacia la competitividad en nuevos sectores

El ciclo sobre energías renovables organizado por Focus-Abengoa y la Universidad

Menéndez Pelayo ha contado asimismo con la participación del profesor de Teoría

Económica en la UPO José María O´Kean, quien apunta que los principales “fallos y

carencias” de España radican en la “regulación del mercado laboral” y los “métodos de

financiación”. “La crisis ha destruido el tejido productivo anterior y hay que buscar otro

para ir situándonos en nuevos sectores competitivos”, señala.

“El problema es el miedo que le tenemos a la tecnología siendo ésta la clave del futuro

para la industria renovable y para prácticamente todos los sectores”, agrega. “Debemos

acceder a los mercados internacionales para que nuestras empresas sean competitivas,

por ahí empieza todo, pero esto dependen en gran medida del entorno institucional, de

cómo se utilicen los recursos y también del coste de las energías”, ha puntualizado. De

cualquier forma, “debemos aprovechar los centros, grupos de investigación y empresas

de referencia mundial con los que cuenta España y Andalucía”, ha afirmado el

economista.

O’Kean apuesta asimismo por avanzar hacia un modelo de regulación “pensando en el

consumidor y no regulado por la propia oferta con grandes lobbies de producción”. "El

lobby está arrasando al sector de las renovables y algo pasa porque no se regula con

eficiencia económica”, ha finalizado.

Por último, el catedrático de Termodinámica en la Escuela Superior de Ingenieros de

Sevilla y presidente del Centro Tecnológico Avanzado de Energias Renovables (CTAER),

Valeriano Ruiz, ha apostado por dar continuidad a la industria renovable para que “no

haya una constante fuga de cerebros” en el área de Ingeniería de las Universidad

españolas y por reorganizar bien los recursos existentes para que el modelo energético

sea sostenible y eficiente.

LAS ENERGÍAS RENOVABLES

COMO CREADORAS DE

EMPLEO

Según el IRENA los costes de extracción de la solar han caído un 60% en dos años. Las

renovables crearán 4 millones de empleos en los próximos años.

Los costes de generación de la energía procedente de fuentes renovables son cada vez

más baratos según un estudio publicado por el Organismo Internacional de Energía

Renovable (IRENA), desafiando desde hace mucho tiempo los mitos que la tecnología de

energía limpia es demasiado caro para adoptar.

Según el estudio realizado, los costes asociados a la extracción de energía de los paneles

solares se han reducido hasta en un 60 por ciento en los últimos dos años.

El precio de la generación de energía de fuentes renovables, incluyendo eólica, la

hidroeléctrica, la solar y la biomasa, también ha caído. Adnan Amin, director general de

IRENA declaró que “uno de los mitos perpetrados por grupos de presión de la industria es

que la energía renovable es demasiado caro”.

Estos costes están bajando de manera exponencial y la generación de electricidad por

estos medios limpios tienen ahora un coste competitivo comparado con muchas

tecnologías tradicionales de combustibles fósiles.

Desde el IRENA se completa los resultados del estudio afirmando que “la inversión en

energías renovables ya no es un nicho, sino más bien representa la mayor parte de las

inversiones en la generación de energía global”.

Los mercados de generación de energía renovable están creciendo muy rápido lo que

favorecerá nuevas reducciones de costes y que ya en 2011 superó la inversión en las

mismas superó los 257.000 millones de dólares.

Un segundo estudio publicado por el IRENA estima que las energías renovables van a

crear en el mundo un mínimo de cuatro millones de puestos de trabajo sólo en el sector

eléctrico en las zonas rurales del mundo en desarrollo.

En la actualidad, hay cinco millones de empleos en todo el mundo en el sector de las

energías renovables y más de 1,3 millones de personas, principalmente en África y Asia,

que no tienen acceso a la electricidad.

Fundada en 2009, IRENA es una organización intergubernamental creada para promover

el uso generalizado de las fuentes de energía renovables. Cuenta con más de 155

estados miembros y tiene su sede en Abu Dhabi.

ENERGÍA RENOVABLE GENERADORA DE EMPLEOS

Las energías renovables garantizán 20 millones de empleos verdes a nivel mundial

El Observatorio de la Sostenibilidad en España (OSE) sugiere cuatro recomendaciones

principales de cara a esta Conferencia Internacional, que se recogen en la publicación

Retos para la Sostenibilidad: Camino a Río+20

Este es uno de los resultados que se lograría si se optara decididamente por una

economía verde e inclusiva, tal como se plantea en el informe del OSE "Retos para la

Sostenibilidad: Camino a Río+20" de cara a la Conferencia Río+20

El Observatorio de la Sostenibilidad en España (OSE) sugiere cuatro recomendaciones

principales de cara a esta Conferencia Internacional, que se recogen en la publicación

Retos para la Sostenibilidad: Camino a Río+20. La Cumbre de Río+20 tendrá lugar del 20

al 22 de junio de 2012 en Río de Janeiro, Brasil.

I) Asumir el reto político y social para impulsar la economía verde en un modelo de

desarrollo más sostenible ambiental y socialmente con creación de empleos verdes y

como respuesta estratégica a la crisis sistémica y el cambio global.

Una transición justa y generalizada a una economía verde permitiría obtener ingresos per

cápita más elevados que los de los modelos económicos actuales, al mismo tiempo que

reduciría la huella ecológica casi en un 50% en el 2050, con un ahorro de recursos y

liberación de espacio ambiental.

Si se invirtiera cada año el 2% del PIB mundial, la economía mundial mantendría niveles

de actividad semejantes a los actuales, o incluso mayores, pero sin agravar los riesgos de

las crisis asociados al modelo actual de alto consumo de recursos. En 2030 las energías

renovables podrían generar 20.400.000 empleos verdes a nivel mundial (PNUMA y OIT:

Informe Empleos Verdes).

II) La economía verde permite reforzar una economía hipocarbónica con políticas de

mitigación y estrategias de adaptación al cambio climático y la restructuración del modelo

energético con energías renovables que favorezca las actuaciones de progreso de los

países más vulnerables.

El desafío consiste en aumentar el acceso de los pobres a la energía sin aumentar las

emisiones de carbono. Especialmente a los 1.500 millones de personas que no tienen

acceso a la energía eléctrica y a los 3.000 que siguen dependiendo de la biomasa.

Otro tema de interés es la “pobreza energética”. La pobreza energética de los hogares se

produce cuando las familias son incapaces de pagar una cantidad de servicios

energéticos suficiente para satisfacer sus necesidades domésticas y/o se ven obligadas a

destinar una parte excesiva de sus ingresos a pagar la factura energética. Se estima que

la pobreza energética afecta al 10% de los hogares españoles.

III) La economía verde se basa en el desacoplamiento del desarrollo y las presiones

ambientales, refuerza la gestión sostenible de los servicios ecosistémicos, y fomenta la

revalorización del capital natural, al tiempo que plantea una contabilidad de los servicios

de los ecosistemas.

También es fundamental fomentar la asignación de precios correctos mediante la

aplicación de instrumentos económicos, fiscales y mecanismos de mercado que

complementen y refuercen los sistemas de regulación normativa.

El sistema de contabilidad tradicional excluye los cambios cualitativos y cuantitativos del

medio ambiente, lo que imposibilita una visión real del estado del bienestar de las

sociedades. La medición más allá del PIB, con la evolución hacia un conjunto de

indicadores que midan el stock y los flujos de los recursos naturales, es fundamental para

contabilizar el desarrollo humano.

IV) Apoyar la transición justa hacia una economía verde potenciando esquemas de

Gobernanza local y global para la sostenibilidad.

Los gobiernos desempeñan un papel básico para hacer posible la transición hacia el

desarrollo sostenible, modificando leyes y políticas e invirtiendo dinero público en riqueza

pública.

Es necesario plantear una reforma más amplia del marco institucional para el desarrollo

sostenible, y dentro de ese contexto queda patente la necesidad de reforzar la

gobernanza ambiental en todos los ámbitos (local, nacional y mundial).

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ANEXOS

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