Noticias de Bolivia y el mundo, relativas al derecho martítimo boliviano, economía, geopolítica y diplomacia. Recopiladas semanalmente, para fines sin fines de lucro: archivo y difusión. Esta sección es mantenida por Daniel Velasquez Espejo.
EL AYUNTAMIENTO DE ZUERA (ZARAGOZA) INICIA CAMPAÑA DE
RECOGIDA DE ALIMENTOS PARA LOS NIÑOS POBRES DE BOLIVIA
Europa Press de España (www.europapress.es)
El Ayuntamiento de la localidad zaragozana de Zuera ha puesto en marcha una recogida de alimentos para enviar a Bolivia, dentro de la campaña iniciada por los municipios del Bajo Gállego para recaudar alimentos y dárselos después a "Los niños de la Calle".
Todos las personas que estén interesadas en colaborar con esta iniciativa solidaria pueden hacerlo entregando comida que no se pase y que sea fácil de transportar, como es el caso de arroz, pasta o conservas en aceite. La campaña de recogida de alimentos estará operativa desde hoy lunes, día 3 de enero, al próximo día 11. Salvo los días 6, 8 y 9.Los víveres podrán entregarse de 16,00 a 18,00 horas, en el Centro Cívico de la localidad.
TURISTAS PREFIEREN LAS CASAS AMOBLADAS
La Estrella de Arica, Chile (www.estrellaarica.cl)
Mientras las cifras de turistas bolivianos aún no se manejan con exactitud, lo cierto es que en Arica igual se nota una importante presencia de estos visitantes durante las últimas semanas.
Con la llegada del verano también se produce un fenómeno que no es menor. Se trata del generalizado arriendo de propiedades de parte de algunos improvisados comerciantes locales, muchos de los que llevan años dedicados al negocio del “corretaje”. La idea de dejar sus propias casas para ser alquiladas comenzó a ser llevada a la práctica hace unos cinco años.
En tanto, los bolivianos también prefieren la opción de arrendar casas totalmente equipadas como una de las mejores alternativas del mercado, por cuanto les da una mayor comodidad, a un precio módico y con todo a la mano.
Durante los últimos cinco años, uno de los sectores más cotizados por los turistas ha sido el sector de Tierras Blancas, Villa Industrial y Villa Pedro Lagos, por su cercanía a los balnearios y la amplitud de sus propiedades.
ARRIENDOS
La señora Teresa Rojas, de Tierras Blancas, lleva varios años en esta actividad, pero no sola, sino que como parte de un grupo de profesores que se turnan para así poder disfrutar sus vacaciones. Muchos prefieren acampar junto a la familia en la playa, mientras sus casas están ocupadas. Otros prefieren salir de vacaciones fuera de la ciudad, pero “lo importante es disfrutar del verano sin encalillarnos tanto”, dijo, aunque reconoció que este año hubo una baja importante de bolivianos a nuestra ciudad, ya que “perdían 250 pesos por dólar cambiado”.
A eso se suma la notoria competencia que existe en el mercado local, con una importante proliferación de propiedades de todo tipo.
Para la señora Teresa “hay casas y casas. Si quieren, pueden pagar 30 ó 40 dólares por un departamento chico, pero no va a ofrecer lo que tiene una de 100 o hasta 140 dólares”.
La más sencilla, con tres dormitorios, cocina, living, comedor, lavadero, dos baños y patio con su correspondiente parrilla, completamente amoblada, cuesta 30 mil pesos diarios, “pero tiene todas las comodidades y sobre todo la limpieza, que es lo principal, porque en eso los bolivianos son muy exigentes”, manifestó. Esto les ha permitido contar con clientes frecuentes, que llegan de todos los años, como algunos médicos de La Paz y otros nuevos, que llegan recomendados.
Asimismo, luego de la retirada de bolivianos a sus lugares de origen, a mediados de enero se reactiva el negocio con los calameños y gente del sur de Chile. “Lo importante es que los turistas estén bien atendidos acá y no tengan que buscar otros destinos”, dijo.
10 por ciento de baja de turistas bolivianos
El concejal UDI José Durana insistió ayer en que esta temporada se produjo una baja en la llegada de turistas bolivianos. Junto al empresario gastronómico Ricardo Vinet, el edil dio a conocer cifras de Aduanas, según las cuales, en diciembre del 2003 ingresaron por Chungará 771 vehículos, con 2 mil 752 pasajeros, mientras que el 2004 lo hicieron 621 vehículos, con 2 mil 468 ocupantes, lo cual significa una merma de 284 visitantes. Esto implica un baja de un 10 por ciento, pero para el edil, más importante que esto son las cifras globales, porque, a su juicio “si tras todos estos años de promociones sólo hemos logrado traer 2 mil 500 turistas de Bolivia, teniendo al lado La Paz, una ciudad de un millón 400 mil habitantes, es que hemos fracasado”. Por su parte, Vinet dijo que uno de los principales obstáculos para la llegada de turistas bolivianos es la exigencia de pasaporte, que tiene un costo de alrededor de cien dólares en el país vecino mientras que a una distancia similar tienen la posibilidad de ir al puerto peruano de Ilo, donde pueden ingresar sólo con carné. Pero además criticó el hecho de que la frontera cierre a las 21 horas en Chungará, ya que esto hace muy difícil que los bolivianos puedan venir a Arica un viernes en la tarde, después del trabajo, impidiendo lo que podría ser un flujo de fin de semana durante todo el año.
Sin embargo, el jefe provincial de Sernatur, Jaime Reyes, reiteró que los datos que tiene de hoteles y residenciales de la ciudad sugieren que no ha habido tal caída y que incluso se observa un leve aumento en relación al año pasado.
BOLIVIA QUIERE AUMENTAR EL PRECIO DEL GAS QUE VENDE A ARGENTINA
Europa Press de España (www.europapress.es)
El Gobierno boliviano estudia la posibilidad de incrementar el precio del gas que vende a Argentina, según reconoció hoy el embajador argentino en ese país, Horacio Macedo.
"Bolivia busca que se aplique un incremento a 2 dólares por millón de BTU (unidad que se utiliza para medir los volúmenes de gas), de manera de equiparar el precio del fluido que actualmente exporta a Argentina con los valores que les está cobrando al resto de los países", precisó.
En declaraciones a la prensa, el diplomático recordó que el miércoles 12 de enero continuarán las negociaciones en el vecino país después del último encuentro realizado a mediados de diciembre.
En la actualidad, Bolivia exporta por día a la Argentina hasta 6,5 millones de metros cúbicos de gas a través del ducto Pocitos-Campo Durán a un valor promedio de 1,35 dólar por millón de BTU, mientras que a Brasil le vende 18 millones de etros cúbicos diarios a 2 dólares por millón de BTU.
"Nosotros le hemos señalado que el precio actual es un precio razonable. Sin perjuicio de esto se seguirá conversando en la búsqueda de soluciones", explicó Macedo.
Asimismo, destacó que "no se puede estar planteando una inversión de 1.500 millones de dólares en el gasoducto y tener vaivenes, sino que se debe tratar de buscar un precio que sea estable en el tiempo y que sea interesant para ambos países. Si no va a ser muy difícil llegar al acuerdo".
Las negociaciones se realizan en base a un convenio bilateral de integración energética firmado por los presidentes Néstor Kirchner y Carlos Mesa en octubre último.
Las exportaciones de gas desde Bolivia a Argentina se incrementaron desde la crisis energética desatada en el país a principios del pasado año 2004.
ECUADOR, COLOMBIA, PERÚ Y BOLIVIA LANZARÁN UNA
INICIATIVA PÚBLICO-PRIVADA PARA LA SOSTENIBILIDAD DEL CACAO
Europa Press de España (www.europapress.es)
Ecuador, Colombia, Perú y Bolivia lanzarán el próximo febrero una pionera iniciativa público-privada para promover la sostenibilidad de la industria del cacao, tanto de su producción como de su comercialización; el objetivo de este proyecto es, esencialmente, ayudar a los pequeños productores de la región andina.
El proyecto Oportunidades para el Apoyo a la Exportación de Cacao de los Países Andinos (ACCESO) será presentado formalmente el próximo 8 de febrero en Lima; cuenta con el respaldo de la Fundación Mundial del Cacao (WCF, que reúne a asociaciones de productores y empresas del sector), la Agencia Estadounidense de Cooperación al Desarrollo (USAID) y la Organización de Estados Americanos (OEA).
Según informa la Fundación, promotora de esta iniciativa, ACCESO pretende ayudar en origen a los productores, con el fin de que se incrementen tanto el volumen de producción como las ventas. Esta alianza regional, a la que USAID aporta 400.000 dólares (unos 300.000 euros) podría extenderse más adelante a Brasil y Venezuela.
Latinoamérica produce más de 400.000 toneladas anuales de cacao al año, un 14 por ciento del total mundial, y el ritmo de crecimiento se estima en un 3,9 por ciento anual. Brasil y Ecuador son los principales productores de la región.
El mercado del cacao, como el de la mayoría de las materias primas de los países en desarrollo, sufre una gran inestabilidad en sus precios, lo que perjudica esencialmente a los productores. Actualmente, el cacao se paga a precios más bajos que en los años setenta, tras sufrir en 2000 la crisis más grave de su historia debido a la sobreoferta.
Precisamente en 2000, la Unión Europea autorizó la sustitución de la manteca de cacao en el chocolate por otras grasas vegetales, hasta un 5% del producto, lo que supuso un revés para los países productores en momentos ya de por sí difíciles; los grandes fabricantes de chocolate, por su parte, se vieron beneficiados, al reducirse su dependencia de la materia prima más cara.
OPINIÓN: SALIDA AL MAR
El Mercurio de Valparaíso (www.mercuriovalpo.cl)
He leído una carta enviada por un estudiante de ingeniería civil bastante documentada históricamente con respecto a la problemática situación en que nos hallamos con nuestra hermana nación, Bolivia, en la que deja en claro que Chile no tiene ninguna obligación política ni histórica al respecto y propone como solución una especie de acuerdo mediante el cual se nos cediera parte de las propiedades gasíferas en ese país. Está claro que Chile no tiene obligación política y los tratados nos respaldan. Cierto es, también, que probablemente esta ofensiva diplomática del gobierno boliviano no sea más que una estrategia para lograr consenso en un país profundamente dividido y en una honda crisis económica y social. Bolivia naufraga en un mar de crisis y revueltas, Bolivia es una de las naciones más pobres del subcontinente y Bolivia es nuestra nación hermana.
Yo creo que hay millones de bolivianos que merecen un atardecer en un océano propio. Costas no faltan en esta larga faja de tierra. Falta voluntad. Quizás si el gobierno boliviano no ha llevado el caso de la mejor manera y ha optado por la confrontación y la imposición en vez del diálogo. Bolivia merece un mar para su gente, para salir de la miseria y para acabar con las divisiones que por años han sido alimentadas entre ambos pueblos. Viva Chile y Bolivia.
BOLIVIA: SUBE POPULARIDAD DE EVO MORALES EN MEDIO DE PROTESTAS
La Nación de Chile (www.lanacion.cl)
El diputado y líder cocalero Evo Morales se consolida como una de las principales figuras de la política boliviana tras conocerse una encuesta donde su popularidad se sitúa en un 40%, seis puntos más que el mes de noviembre. En tanto, el Presidente Carlos Mesa también tuvo un ascenso en la aceptación ciudadana, situándose ésta en un 56%.
El Mandatario mantiene una aprobación a su mandato en las ciudades de Cochabamba y La Paz, con un 74% y 79%, respectivamente, en tanto que en Santa Cruz de la Sierra está el nivel más bajo de aceptación con 36%. Sin embargo, cabe destacar que la encuesta se efectuó antes de que Mesa decretara, el mes de diciembre, el aumento en el precio de los combustibles.
La figura de Morales, que tiene un fuerte sentimiento antichileno, se posesiona así como un referente político importante para una buena parte de la población boliviana, tomando en cuenta que en las pasadas elecciones presidenciales perdió por un estrecho margen ante Gonzalo Sánchez de Lozada, posteriormente derrocado por una revuelta popular encabezada por el dirigente cocalero.
El alza de la popularidad de Evo Morales ocurre en medio de un descontento social por el alza de los combustibles, la cual tendrá su máxima manifestación hoy con una protesta donde participaran transportistas, sindicatos y juntas de vecinos. Dichos organismos exigen al Presiente Mesa que deje sin efecto el aumento en los carburantes decretado por su gobierno.
Según explicó a este medio el Superintendente de Hidrocarburos del país vecino
UNA NUEVA LEY NO PONDRÍA EN RIESGO LA IMPORTACIÓN DE GAS BOLIVIANO
Cualquiera sea el texto final de la Ley de Hidrocarburos que se encuentra actualmente en debate en el país vecino, no tendría capacidad jurídica para limitar las exportaciones gasíferas hacia la Argentina. Eso se debe a que la Constitución Nacional boliviana establece que los acuerdos binacionales tienen mayor jerarquía que las decisiones legislativas.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
De acuerdo con la interpretación de Hugo de la Fuente Virues, titular de la Superintendencia de Hidrocarburos del país del Altiplano, la futura sanción de una nueva normativa que regule la actividad petrolera en esa nación no tendría suficientes argumentos legales para impedir la exportación de gas hacia la Argentina.
A diferencia de lo que ocurre entre Chile y Bolivia, la relación entre este último y nuestro país ha sido históricamente amistosa en diversos aspectos, de manera que el clima social boliviano no debería impedir el intercambio de recursos entre ambos. Sin embargo, la interpretación de Fuente Virues aporta una nueva dosis de tranquilidad al negocio, si se tiene en cuenta que diferentes movimientos en el país vecino sugerían industrializar el gas local puertas adentro, antes que exportarlo.
Los argumentos
Dos son los motivos por los cuales la venta de gas hacia la Argentina no correría riesgo. En primer término, se firmaron recientemente acuerdos binacionales entre ambos países con vistas a asegurar determinados volúmenes del fluido. Esos acuerdos tienen, por criterio constitucional, mayor jerarquía que las leyes nacionales. En diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química, el Superintendente de Hidrocarburos fue claro en relación con ese punto: “Hipotéticamente, si un acuerdo dice algo relativamente diferente a una ley, podría ser aceptado con privilegio de aplicación”.
Por otra parte, el referéndum realizado recientemente en el país vecino lanzó un resultado altamente favorable a la exportación de los recursos hidrocarburíferos.
A decir de Virues, no está en este momento en discusión en Bolivia la conveniencia de la integración a nivel regional, sino que el debate interno se da entre “el Estado nacional y las empresas petroleras”.
Lo anterior no implica que las autoridades estén pensando en exportar gas a Chile ni mucho menos. Cuando se le pregunta sobre el tema a Virues, quien una y otra vez aclara que su área específica de aplicación no es el diseño de políticas sino la regulación de una parte de la actividad hidrocarburífera, explica: “Es evidente que el ideal es la integración energética, pero no es menos importante tomar en cuenta las consideraciones sociales existentes en nuestros países, para tomar decisiones razonables. Si fuéramos en contra de la voluntad de la sociedad podríamos generar una desunión interna que traería luto y dolor en lugar de integración”.
Los volúmenes comprometidos
Desde hace bastante tiempo Bolivia está atrapada en una paradójica situación: cuenta con una gran cantidad de reservas de gas natural que no puede, por diversos motivos, colocar en los mercados que las requieren. En ese contexto, los problemas de abastecimiento energético que sufrió la Argentina durante 2004 permitieron al país del Altiplano reanudar las exportaciones hacia su vecino, que ya firmó acuerdos entre gobiernos para aumentar los volúmenes durante los próximos años.
Brasil, por su parte, podría seguir un camino similar, y aunque por estos días cuenta con gas natural en su propia tierra, no se descarta que aumente en el futuro las compras a Bolivia.
Uno de los proyectos vigentes entre ambos es la ampliación del gasoducto Bolivia-Brasil, por iniciativa de este último, que requiere de 4 MM de m3 diarios adicionales de gas natural. Para alcanzar esa cifra se necesitan inversiones no demasiado importantes en el lado brasileño, que estarían destinadas a instalar mayor compresión. Pero no ocurre lo mismo en Bolivia, donde habría que tender loops, lo cual encarecería de forma sustancial la tarifa de transporte.
En ese contexto, el volumen de gas requerido por Brasil no alcanzaría a cubrir las necesidades de inversión. En Bolivia, por su parte, creen que si a lo anterior se le suma el consumo que tendrá el polo petroquímico de la frontera, donde también se instalarían dos termoeléctricas, sería viable realizar una ampliación en su propia tierra que alcance los 10 MMm3 diarios. En suma, 8 MMm3 diarios se repartirían en partes relativamente similares entre el emprendimiento industrial y las necesidades adicionales del mercado brasileño. El resto estaría disponible en caso de una potencial ampliación de la demanda de este último.
La realización del emprendimiento necesita que se cierren los acuerdos binacionales, un tema que por estos días están tratando las cancillerías.
Por otra parte, el país del Altiplano se ha comprometido a abastecer un importante volumen de gas natural a la Argentina, con opción a aumentar las ventas en el futuro. En principio, el abastecimiento con producción boliviana del Gasoducto del Nordeste Argentino (GNA) fue planeado en dos fases, cada una de las cuales agregará 10 MMm3 diarios al mercado local.
En tanto, existe la posibilidad de sumar a lo pactado otros 10 MMm3 adicionales, de manera que el intercambio total en el mediano plazo podría alcanzar aproximadamente los 36,5 MMm3, si se tiene en cuenta el fluido que ya llega al norte argentino.
A decir de Virues, todavía es prematuro determinar a qué precio arribará el gas a la Argentina. La operación se está manejando en este momento entre cancillerías, y luego deberá plasmarse en contratos específicos.
Más tarde llegará el tema a la Superintendencia de Hidrocarburos boliviana, que hará una revisión general de lo acordado y prestará especial atención a la cuestión de precios. Tiempo atrás, por ejemplo, hubo algunas complicaciones con respecto a ese tema en las ventas que Repsol YPF y Petrobras realizaron entre las filiales presentes en cada uno de los países. En palabras del superintendente, “parecía que no era muy razonable la negociación, y el precio que en principio estaba apenas por encima del dólar por millón de BTU fue llevado a 1,59”, concluye.
BOLIVIA COMO PROVEEDOR PARA LATINOAMÉRICA Y EL MUNDO
El país del Altiplano podría llegar a exportar a los mercados regionales cerca de un millón de toneladas anuales y convertirse en un jugador importante en la industria de GLP a nivel mundial. El principal escollo que deberá superar para alcanzar ese objetivo es el complejo panorama político y regulatorio que vive actualmente. De acuerdo con especialistas, esa situación pone freno al ritmo inversor en el segmento.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
Algunos de los actores que participan activamente en el negocio del Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Bolivia consideran que las perspectivas para el desarrollo de la actividad en ese país son excelentes. Esa es la opinión, por ejemplo, de Daniel Bustos, ejecutivo de Repsol YPF Gas en el país vecino.
La progresiva expansión de las actividades vinculadas con el gas natural proporciona al segmento una ocasión propicia para asociarse a ese crecimiento.
Pros y contras
Los proyectos de largo plazo para la elaboración del GLP a partir del fluido se diseñan con objetivos que van más allá de las fronteras, y toman en consideración posibilidades tanto a nivel regional como internacional.
Los principales problemas a resolver para seguir adelante con el desarrollo del negocio tienen que ver con la inestabilidad política y el tratamiento de la Ley de Hidrocarburos que está en debate por estos días en Bolivia, ya que aún no hay un marco regulatorio para llevar a cabo las inversiones.
A eso se suman los precios congelados del gas natural y la logística, que resulta compleja, cara y no cuenta con un amplio grado de desarrollo.
“Los ductos están saturados y Bolivia necesita una duplicación de su capacidad de transporte”, asegura el ejecutivo. Otro de los inconvenientes fundamentales tiene que ver con que no es posible estimar cuánto tiempo se mantendrá en vigencia la nueva Ley una vez promulgada. En esa dirección, el país cuenta con un precedente poco favorable: desde el año ’92, ha pasado por tres marcos regulatorios diferentes.
Desaliento
El país del Altiplano está inmerso en una situación paradójica. Por un lado, cuenta con importantes potencialidades para incrementar el negocio del GLP, pero al mismo tiempo no está claro cómo abastecerá su mercado interno en el corto plazo.
En el mes de agosto el consumo superó la producción. Según Bustos, ese dato es una señal de alarma importante para la atención de la demanda puertas adentro. “Algunas proyecciones basadas en cálculos de la Superintendencia de Hidrocarburos señalan que en 2005 podría ser necesario importar el combustible para satisfacer el pico de los requerimientos invernales”, indica. “Por supuesto hay varios factores en juego, pero si uno mira los números concretos existe la posibilidad de que eso ocurra”.
La efervescencia política que se vive en Bolivia, en la que se incluye el tratamiento de la nueva Ley de Hidrocarburos en el Congreso, llevó a las empresas a paralizar sus inversiones y a la fecha no existen plantas de GLP en construcción ni nuevos proyectos en carpeta. “El mercado interno es el principal motivo por el cual el país debería llevar adelante acciones rápidas y de bajo riesgo con vistas a superar la incertidumbre política y regulatoria”, agrega el ejecutivo.
Los tiempos de construcción de plantas nuevas para la elaboración de los contenidos licuables del gas natural en el país se sitúan entre 18 y 24 meses. “Por lo tanto, estimo que el hidrocarburo gaseoso no podrá contener el crecimiento de la demanda de GLP de los usuarios bolivianos en lo inmediato”, reconoce Bustos. Es preciso prestar especial atención al mercado interno porque se presentaría un problema muy grande si falta GLP a los consumidores mientras se diseñan al mismo tiempo programas para incentivar la exportación. “Recordemos que la capacidad de Bolivia de reemplazar combustibles para los márgenes más bajos de la sociedad es realmente muy pobre. En el occidente no existe leña, y el kerosén no es un recurso de consumo popular porque su comercialización esta fuertemente restringida”, explica.
Según el ejecutivo, las industrias tienen que analizar propuestas que apunten a abastecer al mercado interno y, al mismo tiempo, generar excedentes exportables para los países de la región. “La idea es trabajar con proyectos ya desarrollados; es decir, con producción de gas natural existente y con plantas de volúmenes medianos o pequeños que permitan tiempos de elaboración más rápidos”, comenta. En línea con esa propuesta, Repsol YPF estudia juntamente con la empresa estatal YPFB instalar una planta en la localidad de Villamontes (Tarija).
Mayores volúmenes
Bolivia espera incrementar la producción de gas natural en un 100% para el año 2008. Las señales que dejan entrever ese crecimiento son la consolidación de la demanda del hidrocarburo por parte de Brasil y las exportaciones a la Argentina, que este año alcanzaron los 4,5 MMm3/día. Además, está previsto aumentar esos volúmenes en 2 MMm3/d y, también, lo que insuma en el futuro el Gasoducto del Nordeste Argentino (GNA). “Para Bolivia se trata de un dato fundamental porque es el primer mercado nuevo que aparece luego de muchos años”, sostiene Bustos.
Más allá del nuevo comprador, el panorama de 2004 fue bastante complicado.
CHILE RECIBIRÍA LNG A PRINCIPIOS DE 2008
A través de la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), el gobierno de Ricardo Lagos, acelera las gestiones para recibir Gas Natural Licuado en sus costas en un plazo relativamente corto. De esa manera podría abastecer los incrementos en la demanda del fluido, algo que no estaría en condiciones de hacer la Argentina.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
Más allá de las idas y vueltas en la arena diplomática, las restricciones en la oferta de gas argentino a Chile originaron un revés muy concreto por parte de este último hacia su tradicional abastecedor. El plan trazado por los ejecutivos de ENAP establece como uno de los objetivos fundamentales contar para el año 2008 con un abastecimiento seguro y a precios aceptables, algo de lo cual no dispone en la actualidad.
Por estos días, Rusia, Australia, Malasia, Omán, Perú, Nigeria e Indonesia (que tiene las mayores posibilidades) son fuentes potenciales de abastecimiento al mercado chileno, ya que están construyendo plantas de licuefacción o ampliando las existentes, y podrían colocar producción en los plazos que requiere el proyecto del país vecino, que de esa manera encontraría un complemento a la provisión que recibe desde la Argentina.
La percepción actual
Según los cálculos de la petrolera nacional, el país no puede satisfacer sus necesidades energéticas, al menos en el corto y mediano plazo, a partir de los recursos existentes en la región. Muy a pesar de los productores gasíferos, en el país vecino consideran que en el futuro la Argentina sólo estaría en condiciones de brindar volúmenes de gas suficientes para abastecer una nueva central de ciclo combinado además de la demanda actual, pero eso no estaría a la altura de los requerimientos chilenos. Es sintomático el hecho de que durante 2004 no haya habido nuevos permisos de exportación, y se espera que la misma situación se repita durante el año entrante.
Según los cálculos de responsables del área energética, el país no sólo necesitará mayores volúmenes de gas natural, sino también de electricidad, que en gran medida debería ser provista por centrales térmicas que funcionen a partir del hidrocarburo.
Al mismo tiempo, complica el panorama la difícil relación diplomática que el país mantiene con Bolivia, algo que le impide sacar provecho de las ingentes reservas gasíferas que tiene este último. Así las cosas, los directivos y funcionarios chilenos habrían concluido que no tienen más opción que recurrir a productores de ultramar.
Por qué LNG
Durante el Energy Integration Congress, que se llevó a cabo en la ciudad de Santiago durante noviembre, el gerente general de ENAP, Enrique Dávila explicó los motivos por los cuales su país había elegido la opción del LNG. Entre otras cosas, además de ser la única opción viable en el futuro cercano, se estima que no causará grandes aumentos en los precios del hidrocarburo y permitirá a Chile contar con un abastecimiento estable capaz de atender el crecimiento de su demanda.
“La continua disminución de los costos de producción hará al suministro de LNG cada día más competitivo en relación con el transporte por ducto -explicó el directivo-. Asimismo, el negocio está evolucionando hacia un mayor grado de flexibilidad para transacciones de corto plazo. Sin embargo, no se convertirá en un commodity, hecho que hará necesario realizar contratos a largo plazo”.
Según los números que maneja ENAP, el LNG es una opción más rentable que el tendido de un gasoducto submarino cuando la distancia de transporte es superior a 1.126 kilómetros, y en el caso terrestre cuando supera los 3.000 kilómetros.
En tanto, la llegada del gas licuado a las costas chilenas no debería encarecer demasiado el precio del hidrocarburo en el mercado de ese país, dado que se espera que la producción argentina sufra un aumento en boca de pozo, no sólo por la situación interna del país sino por una tendencia internacional. Eso determinaría que el valor del gas en el Cono Sur crecerá de todas formas.
Por otra parte, Dávila prevé que la falta de disponibilidad del hidrocarburo en los países vecinos hará que el LNG y el carbón resulten más determinantes en la configuración de los precios.
A nivel mundial, la tasa de crecimiento del gas licuado durante 2004 será de aproximadamente un 12,5% con respecto a 2003, y se proyecta un crecimiento mundial para el año 2015 de un 233%.
El mercado de LNG actualmente está compuesto por 12 proyectos en operación, 15 en desarrollo y otros 12 posibles, y la demanda supera la oferta de las plantas de licuefacción instaladas. Sin embargo, estudios realizados por especialistas chilenos indican que alrededor del año 2010 se producirá el equilibrio entre la capacidad de licuar y de regasificar.
CHILE NO ESPERA AMPLIAR SU CONSUMO DE GAS ARGENTINO
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile, Luis Sánchez Castellón, sostuvo en diálogo con este medio que su país no contempla aumentar la compra de gas argentino debido a que no se están otorgando actualmente nuevos permisos de exportación. La máxima aspiración del Gobierno que preside Ricardo Lagos es normalizar el abastecimiento comprometido, algo que no está asegurado para 2005.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
Con las cartas sobre la mesa, las autoridades del sector energético chileno intentan reencauzar las relaciones comerciales con su principal abastecedor de gas natural sin que ello implique perder tiempo a la hora de cristalizar proyectos alternativos.
A ciencia cierta, tanto funcionarios como integrantes de empresas públicas y privadas no contemplan en sus previsiones de corto y mediano plazo ampliar sistemáticamente los volúmenes de hidrocarburo importados desde la Argentina. Varios indicios permiten sacar esa conclusión. En primer término, las evidentes limitaciones de la oferta de este último, que se mostró con claridad durante 2004, y lo obligó a importar fluido desde Bolivia.
Otro de los síntomas inequívocos es la suspensión del otorgamiento de permisos de exportación de gas natural por parte de las autoridades argentinas. Esa realidad obligará a Chile a utilizar otros medios para atender el crecimiento de su demanda energética de aquí en adelante.
Luis Sánchez Castellón, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile, quien participó del Energy Integration Congress que se realizó en Santiago entre el 8 y el 10 de noviembre, resume las aspiraciones de su país en relación con el suministro argentino: “No creo que haya una expansión importante en la importación de gas, pero esperamos un normal abastecimiento sobre la base de los permisos otorgados y los contratos firmados. Creemos que lo más importante es eso, y así poner a salvo un proceso de integración que ha sido extremadamente beneficioso. Sobre esa base estamos trabajando. Con respecto a ese punto mantenemos un pleno consenso con el gobierno argentino. No queremos hacer ninguna modificación a los protocolos y a los acuerdos ya realizados”.
¿Cuáles fueron los efectos concretos que causaron sobre la economía chilena los cortes de gas?- preguntamos al funcionario.
Es muy difícil hacer una evaluación. Evidentemente, el hecho de no recibir un suministro comprometido genera daños, e implica un mayor costo de generación para las empresas que no tuvieron acceso al energético. De todas formas, logramos normalizar el abastecimiento en un corto espacio de tiempo. No más de tres meses.
Dos caras de la moneda
El país vecino se encuentra inmerso en una especie de paradoja relacionada con el sector energético: el año que está por terminar registrará, a pesar de los cortes, un aumento en la importación del hidrocarburo de entre un 8% y un 10% con respecto a 2003. Sin embargo, parece seguro que el abastecimiento argentino no podrá atender los requerimientos adicionales del país.
Según el diagnóstico de Sánchez Castellón, esas cifras evidencian el crecimiento de la economía de su país pero también la vocación de cumplir con lo pactado por parte de su vecino.
“Lo que sucedió este año responde a circunstancias extraordinarias que deben ser superadas en el tiempo -sostiene-. De aquí en adelante nos queda normalizar el suministro, y la Argentina se ha comprometido a ello”. En 1997, cuando se implementaron los acuerdos de integración entre ambos países, la participación del fluido en la matriz energética chilena era de un escaso 8%. Años más tarde, en 2003, esa cifra había trepado hasta un 28%.
Según el funcionario, los beneficios que trajo aparejados esa política para su país son evidentes. Entre ellos se encuentran el acceso a un insumo económico que, además, permitió en parte atemperar los efectos de la contaminación.
La situación actual obliga al país trasandino a diversificar no sólo su matriz energética sino también sus proveedores.
Ante las limitaciones que muestra la Argentina y las diferencias diplomáticas que le impiden recibir parte de las ingentes reservas que tiene Bolivia, Chile se lanzó por completo a hallar la respuesta del otro lado del mar. Todavía no ha definido quién será su proveedor fuera del continente, pero la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) analiza diversas posibilidades para disponer de Gas Natural Licuado (LNG, según su abreviación en inglés) lo antes posible.
Asimismo, las autoridades se han fijado el objetivo de incorporar energías renovables no convencionales, como la geotermia. Ya se iniciaron diálogos con diversos inversores internacionales que, según autoridades chilenas, estarían interesados en participar en iniciativas para abastecer los incrementos en la demanda. “Estuve conversando con ejecutivos de distintas empresas interesadas en proyectos de interconexión –asegura el funcionario-. Estamos trabajando en un reglamento de interconexión que regule el ingreso de energía desde un tercer país a Chile, y nos encontramos coordinando el tema con la Secretaría de Energía argentina”.
La administración de Lagos también se encargó de brindar señales regulatorias que, a decir de Sánchez Castellón, estimularán nuevos desembolsos en generación eléctrica sobre la base de energéticos primarios no tradicionales. Además, se espera que el sector de transporte atraiga desembolsos en el mediano plazo debido a los pasos que se dieron para asegurar la rentabilidad de las inversiones en el área.
EL CAMINO HACIA UN MERCADO ELÉCTRICO LATINOAMERICANO
Según Guillermo López Serna, analista de la Dirección de Desarrollo del Servicio de Transporte de Energía del Grupo ISA (Interconexión Eléctrica S.A.), los beneficios que generan las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo pueden considerarse como el primer paso para lograr la conformación de un mercado eléctrico común en Latinoamérica. Alcanzar ese objetivo demandaría –a entender del especialista- una inversión cercana a los 1.300 millones de dólares.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
Los países que integran la Comunidad Andina de Naciones (CAN) atraviesan por un proceso de integración gradual en materia de energía eléctrica, encabezado por Colombia y Ecuador. De acuerdo con la opinión de algunos especialistas, ambas naciones establecieron un sistema de interconexión que se transforma paulatinamente en el camino a seguir para lograr la integración regional.
Al considerar la posición actual de esos países, Guillermo López Serna, miembro del Grupo ISA, asegura: “Realmente no podemos decir que estamos integrados, pero podemos afirmar que trabajamos para lograr ese objetivo. Desde la década del '60 se intentó dotar al sector eléctrico de la Comunidad con una filosofía regional, cuando en el año 1967 se decidió que nos integráramos con un sistema de interconexión”.
El proceso que describe el directivo estuvo basado en tres pilares: los recursos (que involucran la complementariedad del sistema y la universalidad de los precios); las redes (los enlaces físicos) y las reglas.
El trabajo que se hizo para encontrar puntos en común en las reglamentaciones posibilitó que se generaran beneficios que hoy disfrutan ambos países.
Quienes participan en el proyecto entienden que se trata de una iniciativa ambiciosa que no puede construirse sobre la base de soluciones que emerjan de manera espontánea. De hecho, asumen que implica un cambio lento en el que es necesario modificar continuamente las reglas para llegar al máximo objetivo: la integración supraregional.
Algunos progresos
Antes de que los distintos gobiernos de la región se propusieran seriamente llegar a la integración entre los países miembro, los intercambios de energía eran escasos y no se los empleaba con continuidad. Sin embargo, un nuevo enfoque comenzó a instalarse en la política energética de las naciones que componen la Comunidad Andina: “Queremos destacar los avances que logramos recientemente en la relación entre Colombia y Ecuador, que nos muestran el rumbo correcto hacia la integración de mercado”, señala López Serna. “Si bien con anterioridad a que tomáramos conciencia de estos nuevos objetivos teníamos interconexiones, los vínculos entre Venezuela y Colombia llegaban a un total de 336 Mw, mientras que aquellos entre este último país y Ecuador alcanzaban a 36 Mw. Esos recursos, que se utilizaban en situaciones de emergencia o en zonas de frontera, nunca fueron concebidos como una cuestión de integración regional”, asegura el ejecutivo del grupo con sede en Medellín, Colombia.
A partir de 2003 comenzaron a tener un papel fundamental las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE), que desde entonces forman un esquema comercial entre los mercados eléctricos de Colombia y Ecuador, producto de enlaces internacionales y acuerdos regulatorios que permitieron optimizar los recursos energéticos.
“Con Ecuador hablamos ahora de una red de 71 Gw, en tanto que con Venezuela hubo un intercambio de 600 Gw que dependía de la existencia de contratos. En los últimos años, el cambio fue progresivo. Pasamos de pensar en las interconexiones a ubicarnos en el plano de la integración. Asimismo, desde la visión del gobierno y de los entes reguladores se consolidaron las reglamentaciones para que esa línea, que originariamente se planeó construir junto con las vías existentes, se llevara más allá; se transformara en una real integración de mercado. En otras palabras, hubo que establecer un esquema de movilización regulatoria para maximizar su funcionamiento”, explica el analista.
Uno de los resultados obtenidos fue que durante agosto de 2004, Colombia exportó 126 Gw/h de energía eléctrica hacia Ecuador, lo cual representó ingresos por 8,8 millones de dólares.
Por otro lado, entre enero y agosto de este año se exportaron 1.075,7 Gw/h, que equivalen a 73,9 millones de la moneda americana.
En 18 meses que llevan las TIE en pleno funcionamiento, permitieron al sector eléctrico colombiano concretar ventas a Ecuador por 154,6 millones de dólares, lo que convierte a ese país en un mercado muy tentador para sus intereses. De ese total, 82,5 millones se tradujeron en rentas de congestión, de las cuales 53,7 millones se destinaron al Fondo de Energía Social, 28,8 millones al alivio de restricciones asignables al consumo doméstico y 206.844 dólares a la demanda internacional del despacho económico coordinado.
Ecuador, por su parte, ha realizado exportaciones a Colombia por 96,8 Gw/h, que equivalen a ingresos cercanos a los 3 millones de dólares.
Superar barreras
Según entiende López Serna, los inconvenientes que presenta el proyecto podrían ser solucionados con reglas compactas de ejecución rápida y eficiente. Las interconexiones entre naciones son complejas, pero el objetivo común puede remitirse a 1969, cuando se plantó la semilla del proyecto actual.
Fue en la ciudad de Cartagena, Colombia, donde los países del Grupo Andino firmaron un acuerdo por el cual se comprometieron a fomentar la creación del Mercado Común, basados en tres puntos esenciales: eliminar los obstáculos para el comercio regional, establecer una tarifa exterior única y elaborar estrategias para una planificación económica conjunta. El pacto, firmado por los presidentes de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, incluyó a Venezuela en 1973 y desvinculó a Chile en 1976.
La posibilidad de una decisión individual para cada uno de los integrantes del acuerdo podría haber hecho que cada país adoptara sus propias leyes, pero eso supondría más tarde el surgimiento de diferencias. “El Tratado de Cartagena es fundamental”, asevera el directivo. “Se pensó en una reglamentación regional que abarcara a la comunidad Andina de Naciones, con la cual podemos establecer un marco general para la interconexión del sistema. Luego, cada país decidirá sobre la resolución que va a reglamentar, y cómo van a funcionar, a nivel nacional, esos intercambios de energía. También cada nación determinará los componentes operativos y comerciales que regirán esas transferencias. De esa manera, desarrollamos las reglas e implementamos las redes. Después de todo, los recursos nos muestran un potencial importante y estamos preparados para integrarnos con otros países. Y, en ese sentido, los beneficios serán claros para los usuarios de ambas naciones”.
Reglas claras
En septiembre de 2004, la Red de Energía del Perú (REP), empresa filial del Grupo ISA, anunció la concreción del tramo de interconexión eléctrica entre ese país y Ecuador.
La firma culminó la construcción de una línea de 230 mil voltios identificada como Zarumilla-Zorritos (sección peruana del proyecto), que permitirá la integración e intercambio energético entre estas dos naciones. Ese esquema abre la posibilidad para desandar el camino hacia la incorporación de nuevos socios, que se sumarían al Grupo Andino. “Las decisiones de los reguladores establecen las normativas que regirán los acuerdos operativos y comerciales del intercambio de energía”, detalla el especialista. “Para optimizar la utilización de los recursos y las interconexiones debemos contar con un flujo bidireccional. En el caso de Colombia y Venezuela, la capacidad para lograr cierto nivel de intercambio existe, pero no se da porque no tenemos una reglamentación clara. La actual relación entre Colombia y Ecuador, por su parte, es tan sólo un paso. Hay que seguir trabajando con el objetivo de avanzar y mejorar. Dentro de poco tiempo habrá un nuevo intercambio entre Perú y Ecuador, y luego habrá que proponer las normativas que involucren a otros países. Esperamos que también Bolivia, como integrante de la Comunidad Andina, se vincule a este proyecto. Pero sin el desarrollo armonioso de las reglas, no es posible implementar las interconexiones”, concluye López Serna. En suma, un mercado común de energía en Latinoamérica exige, entre una gran cantidad de alternativas a evaluar, la unión de ciertas variables que deben confluir en un punto único entre naciones que presentan diferentes realidades políticas, institucionales y sociales. A decir del miembro de ISA, los primeros pasos ya se recorrieron.
BRASIL INTENTA ACOMPAÑAR SU CRECIMIENTO CON MÁS ENERGÍA
El gigante del Mercosur tiene planes para alcanzar el autoabastecimiento petrolero en 2006 y aumentar su capacidad de procesamiento de crudo en el mediano plazo. A decir del presidente del Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP), uno de los problemas que deberá solucionar es el escaso interés en el negocio de refinación debido a la imposibilidad de transferir de forma automática a los consumidores las variaciones en el precio del hidrocarburo y la cotización del real.
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Los números que manejan el Gobierno, los analistas y los empresarios en Brasil son, en líneas generales, alentadores. A esta altura del año ya se alcanzó un crecimiento de un 4%, tal como había prometido la administración de Lula, y el país va por más. De hecho, algunos aseguran que el ritmo para 2005 podría sumar un punto porcentual al previsto.
Pero las buenas noticias suelen ir acompañadas por los llamados dolores del crecimiento: si el país mantiene su tendencia actual, necesitará mayores volúmenes de energía. En ese caso, el talón de Aquiles del gigante del Mercosur parece ser el sector de refinación.
Según los números que expuso en diálogo con este medio Joao Carlos De Luca, timonel del Instituto Brasileño de Petróleo y de Gas (IBP) y timonel de Repsol YPF en ese país, la capacidad de refinación actual es de 1,8 millones de barriles por día, mientras que la demanda se ubica en los 1,5 millones.
“Estamos prácticamente en el límite de los requerimientos. Si éstos crecen mucho comenzará la preocupación”, adelantó. “Es probable que tengamos que importar producto, a menos que se realice la nueva refinería de la que tanto se habla”.
Aguas abajo
La oferta de refinación en el país vecino presenta una característica particular: aunque el mercado está abierto para cualquier inversor, aproximadamente un 98% es propiedad de Petrobras. El resto de la oferta está compuesta por dos destilerías privadas de menor tamaño, con capacidad para procesar aproximadamente entre 12.000 y 14.000 barriles cada una. A eso se suma una participación de un 30% de Repsol YPF en una unidad en que el resto está también en manos de la estatal brasileña.
La predominancia de esa firma hace que las compañías con menor presencia en el segmento enfrenten algunos problemas. Según De Luca, el más claro de ellos es la política de precios, que ocasiona un quebranto a las empresas que no están integradas verticalmente.
“Dado que Petrobras no pasa automáticamente al consumidor las volatilidades en los precios y las variaciones en el tipo de cambio, los primeros quedan desfasados”, explica. “Actualmente, los refinadores privados no reciben una remuneración correcta, porque los valores del combustible a nivel interno toman como referencia un WTI de 36 dólares por barril, y un cambio de 3,10. Este último está más bajo, pero el petróleo aumentó mucho más”.
Los empresarios del downstream brasileño esperan que para recuperar los ingresos no recibidos los valores del combustible se mantengan al nivel actual cuando el crudo baje. Pero se trata de una opción lejana, al menos en apariencia, dado que el hidrocarburo parece estar encaminado a mantener valores altos.
El esquema que en la práctica rige al sector de refinación demora, a decir de De Luca, la llegada de nuevas inversiones en el área. A pesar de ello existen planes para aumentar el volumen de procesamiento y estar a la altura de los requerimientos futuros. Esas iniciativas son, en su mayoría, planes de expansión de la capacidad instalada a partir de reacondicionamientos y actualizaciones de los activos en operación, pero también incluyen la realización de una nueva unidad por parte de Petrobras en 2010. Asimismo, contemplan la posible participación de capitales extranjeros en esa clase de emprendimientos.
Un buen ejemplo de los trabajos que se llevan por estos días a cabo en el país vecino es la refinería en la que son socios Petrobras y Repsol YPF. Esta recibirá una inversión de 900 millones de dólares para realizar un upgrade que permita llevar su capacidad de los actuales 120 mil barriles diarios hasta los 180 mil, así como también mejorar el proceso.
El upstream
Aguas arriba las cosas en el gigante del Mercosur parecen estar más claras. Petrobras está decidida a alcanzar el autoabastecimiento nacional para el año 2006, y el sector privado cree que esa meta es factible. “Considero que lo vamos a lograr, porque hay una serie de proyectos muy importantes en marcha y cada uno de ellos que resulte exitoso implica sumar entre 100 y 150 mil barriles diarios de producción”, asegura el presidente del IBP.
Por estos días la oferta brasileña responde a casi un 85% de las necesidades nacionales. El desbalance en el upstream no sólo tiene que ver con los volúmenes, sino también con la calidad del petróleo.
Una parte importante de la producción corresponde a crudos pesados, de hasta 19 grados API. La baja performance de ese hidrocarburo, muy difícil de refinar, obliga a exportarlo –corren esa suerte entre 300 y 400 mil barriles diarios- e importar condensados. Esa situación no cambiaría cuando el país alcance el autoabastecimiento, ya que continuaría trayendo del exterior derivados de crudo o condensados para hacer la mezcla que permita procesar a los crudos pesados.
A diferencia de lo que ocurre aguas abajo, en la exploración y producción hidrocarburífera hay una amplia participación de empresas privadas. Más de 40 firmas tienen contratos con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) y adquirieron bloques en las rondas que organiza esa entidad.
En algunos casos las petroleras realizan trabajos de upstream solas o en sociedad con otras privadas. Sin embargo, también bajo esa modalidad se nota la preeminencia de Petrobras, que participa en la mayor cantidad de asociaciones.
En la 6º Ronda, que terminó en agosto, fueron adjudicados alrededor de 150 bloques, de los cuales la estatal ganó más de la mitad, mientras que en otros participó en sociedad.
EL BID FINANCIA OBRAS DE INFRAESTRUCTURA POR U$S 900 MILLONES
Entre los proyectos deprioritaria ejecución que se prevén en la provincia de Salta, se incluyen la interconexión eléctrica NOA- NEA y elmejoramiento de las rutasnacionales 51, 34 y 86 .La inversión que demandan esos emprendimientos supera los 300 millones de pesos.
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El acto tuvo lugar en el Salón Blanco de la Casa de Gobierno y contó con la presencia del titular del BID, Enrique Iglesias y los gobernadores de las nueve provincias del NOA y del NEA. En la oportunidad, se firmó un convenio por el cual se otorga un crédito por 900 millones de dólares para obras prioritarias en esa región del país. Previamente, los gobernadores se reunieron en el Palacio de Hacienda con el ministro de Economía de la Nación, Roberto Lavagna, y definieron las obras públicas que se ejecutarán en cada territorio.
El titular de Salta, Juan Carlos Romero, consideró que se trata de la “primera etapa de una inversión mucho más grande que debe hacerse en la región y para la cual se necesitarán años de gestión hasta lograr el equilibrio”. Asimismo, calificó como avances muy importantes el haber alcanzado el consenso con sus pares, la priorización del acuerdo por parte del presidente Kirchner y que el organismo internacional financie parte del desarrollo del Norte argentino.
Las obras prioritarias a ejecutar en el caso de Salta superan los 300 millones de pesos, e incluyen la interconexión eléctrica NOA-NEA y el mejoramiento de las rutas nacionales 51, 34 y 86. También se contempla la construcción de sendos aeródromos en general Mosconi, Rosario de la Frontera y Joaquín V. González.
Líneas eléctricas
La interconexión de 500 kv NOA-NEA y sus obras complementarias demandarán una inversión de 34,17 millones de pesos que permitirá cerrar el anillo energético de la Argentina y brindar mayor estabilidad al sistema eléctrico de las provincias involucradas. Además posibilitará la exportación a Brasil en condiciones más favorables como también la captura de los excedentes de generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). La línea unirá El Bracho (Tucumán), Cobos (Salta), Presidencia Roque Sáenz Peña y Resistencia (Chaco). Asimismo, desde la localidad salteña se tenderá otro tramo de 500 kv hasta San Juancito (Jujuy), con lo que se alcanza una longitud total de 1.025 km.
Por su parte, la radicación de una planta de generación en la zona de influencia de la ciudad de General Güemes, en el cruce de las rutas 34 y 9, confiere a la provincia la condición de productora de energía eléctrica, con el consecuente beneficio de contar permanentemente con una provisión segura. La turbina de ciclo combinado a instalarse será destinada a abastecer a la primera y segunda región del norte de Chile.
El gas
“Los datos del año 2003 indican que la producción de gas natural fue de aproximadamente 8.093.623 m3. Desde enero hasta agosto de 2004 dicha producción ascendió a 5.073.619 metros cúbicos. En tanto, la de petróleo para 2003 fue de 881 mil metros cúbicos, y la del primer semestre de este año ascendió a 553 mil”, explica Sergio Gorustovich, secretario de Minería y Recursos Energéticos de la provincia.
El Gobierno Nacional, en el marco de lo establecido en el segundo párrafo del artículo 124 de la Constitución Nacional -que reconoce el dominio originario de los recursos naturales de las provincias- promulgó el Decreto N° 546/03 por el cual se transfiere a éstas las áreas libres y/o revertidas que se encontraban en poder del Estado Federal. “Con ese importante logro, nuestra gobernación trabaja actualmente en un próximo llamado a licitación”, indica el funcionario, quien agrega que la provincia también planea la realización de obras de infraestructura de envergadura entre las cuales se cuentan una serie de gasoductos como el conocido con el nombre de Nordeste. Próximo a ser concesionado, el mismo partirá de Campo Durán (Salta) para abastecer el área metropolitana, la región industrial de influencia (Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba) y las provincias del nordeste argentino (Formosa, Misiones y Corrientes). También se proyectan futuras ampliaciones hacia Paraguay y Brasil. El gas será provisto, principalmente, por los yacimientos de Bolivia y del norte salteño.
“Esa obra reforzará el gasoducto troncal existente (TGN), tendrá 1.500 km. de longitud y una capacidad de transporte de 20 millones de metros cúbicos por día. La construcción, desde el punto de vista técnico, es adecuada y auspiciosa para Salta porque estimulará las explotaciones existentes y dejará abierta la formal necesidad de incrementar las operaciones de exploración que aseguren nuevas reservas de gas, tanto en áreas hidrocarburíferas conocidas como en las de mayor riesgo”, señala Gorustovich.
Asimismo, forma parte de la agenda la construcción del ramal Rivadavia – Anta, que abastecerá a las localidades de Rivadavia, Las Lajitas, Apolinario Saravia y Joaquín V. González, entre otras.
Por su parte, el gasoducto Atacama fue el responsable de inaugurar la senda de interconexión entre el norte argentino y el chileno. Con 850 kilómetros de longitud, se inicia en Coronel Cornejo (Salta), atraviesa Jujuy y la Cordillera de los Andes y culmina en el puerto chileno de Mejillones. Su capacidad de transporte es de 8 millones de m3/día y suministra combustible a la mayor mina de cobre del mundo, al tiempo que ha permitido tanto la conversión a gas de varias plantas de energía como la construcción de nuevas centrales térmicas. A su vez, entre Pichanal (Salta) y los puertos chilenos de Tocopilla y Antofagasta se extiende el gasoducto Norandino que, con un recorrido troncal de 880 kilómetros, llega a 1050 km.
“Ese emprendimiento, construido por un consorcio integrado por empresas de Bélgica, Chile y España, provee del fluido a compañías mineras de Chile”, indica Gorustovich.
También desde los campos gasíferos de Salta, y más precisamente desde la destilería de Campo Durán, se provee a las regiones del centro y noroeste de la Argentina a través del ducto de Transportadora de Gas del Norte (TGN). Los 19 millones de m3/día alimentan a las provincias de Salta, Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Córdoba, Buenos Aires, Catamarca, La Rioja, Santa Fe y Entre Ríos.
“Todas esas obras redundarán en el incremento de la actividad económica y en la creación de fuentes genuinas de trabajo. Además, la traza del gasoducto que atravesará el Chaco salteño permitirá potenciar actividades productivas de esa vasta y aislada región. En pocas palabras, facilitará procesos industriales forestales, rurales y urbanos, incluyendo el bombeo de agua subterránea profunda”, detalla el funcionario.
El esfuerzo realizado por el gobierno de la provincia de Salta para la consecución de todas esas obras está motivado por la decisión de apoyar el desarrollo minero a nivel local. Para ello es de vital importancia crear la infraestructura necesaria en rutas, vías férreas y energía. “Los proyectos encarados para el mejoramiento de la ruta nacional Nº 51, así como la habilitación del paso de Sico, son claros ejemplos del compromiso asumido”, asegura Gorustovich.
La construcción del ramal del Gasoducto de la Puna, que se conectará al Atacama en el tramo del Río de las Burras, pasará por San Antonio de los Cobres para abastecer a la población y al parque industrial, continuará por Olacapato (más al sur), vinculará a la estación Salar de Pocitos, donde se instalará un parque minero que por su posición geográfica constituirá un centro de confluencia tanto de rutas como de vías férreas, y finalizará en el área del Salar del Hombre Muerto, donde están ubicados los importantes yacimientos productores de boratos (Borax S.A.) y de litio (Minera del Altiplano, FMC), y varios proyectos mineros metálicos de interés tales como el de Diablillos (Au-Ag).
La obra ya fue adjudicada y se prevé su pronto inicio. La idea es -en palabras del funcionario- “promover inversiones con tarifas de gas competitivas y la minimización del impacto ambiental”.
El costo del ducto es de 25 millones de dólares, y su capacidad de transporte será de 250.000 m3/día.
INTEGRACIÓN, EL COMPLEJO DESAFÍO DE UNIRSE
Según Manlio Coviello, economista de la CEPAL, Latinoamérica tendría que iniciar un proceso de integración regional que apunte hacia la conformación de un mercado energético común. “Las limitaciones son reales -explica-, pero si los gobiernos desean elevar su tasa anual de crecimiento deben construir un proyecto compartido que persiga la complementariedad política y económica”.
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A diferencia de la situación en el año 2001, el Cono Sur atraviesa un período de estabilidad económica y política relativa que es propicio para iniciar un proceso de integración regional que conduzca, entre otras cosas, al establecimiento de políticas comunes que impulsen la conformación de un mercado energético latinoamericano. Así lo entiende Manlio Coviello, experto en energía de la CEPAL, quien participó del Energy Integration Congress realizado en Santiago de Chile durante el mes de noviembre.
“El gran objetivo que deberá afrontar la región en los próximos años será crear las condiciones jurídicas, económicas y culturales que permitan la unificación paulatina de las naciones”, explica.
Para el especialista, la crisis que afectó al sector en 2001 ha sido superada exitosamente. Algunos indicadores permiten notar esa mejoría. Entre ellos, el alza de las exportaciones, la recuperación del PBI, el aumento sostenido de las inversiones y la estabilización de la balanza comercial.
Según la CEPAL, si Sudamérica pretende alcanzar una tasa de crecimiento de un 4% anual, será necesario que el mercado energético se sitúe como un motor comercial y productivo con desarrollo sustentable. En ese sentido, las políticas nacionales deberían perseguir la convergencia regulatoria en pos de una articulación de las economías a fin de insertarse en el mercado mundial como bloque regional. Sin embargo, para el economista, esa empresa ofrece varios obstáculos que comprometen su realización, entre los que se destacan la alta tasa de desempleo y la gran cantidad de conflictos limítrofes entre los países.
Cooperación: el primer objetivo
A decir de Coviello, “la instalación de un marco jurídico en el que converjan los estados latinoamericanos debe ser progresiva”. A su entender, lo más importante en primer término es lograr un acuerdo de alcance parcial entre dos o tres países que se comprometan a coordinar un mecanismo de regulación energética en el marco de la complementariedad.
“En el contexto actual, sería un error pensar en un instrumento legal que por sí solo fomente la integración del mercado continental. La principal dificultad a sortear es el amplio espectro legislativo que se observa en la región como resultado de la yuxtaposición de sistemas normativos nacionales distintos. Por ese motivo, lo primordial es que exista un planeamiento conjunto que, en forma paulatina, se proponga la creación de un tratado económico multilateral que establezca reglas comunes de intercambio y cooperación”, comenta el especialista. En ese sentido, los gobiernos nacionales deberían actuar como ‘facilitadores activos’ y encargarse de estipular un marco de interconexión constante que favorezca la construcción de una cartera de proyectos energéticos.
Además, resulta fundamental, según el miembro de la CEPAL, que la garantía de la inversión de capitales extranjeros esté siempre determinada, en última instancia, por los Estados contratantes.
El aporte del sector privado al proyecto de integración regional es imprescindible, ya que actualmente representa, sin tener en cuenta a Brasil, cerca de un 80% de los operadores del mercado. Sin embargo, Coviello remarca que el ‘mix armónico’ entre la esfera privada y los gobiernos debe estar sustentado en la satisfacción de las necesidades económicas que posee la región y, por esa razón, el poder de decisión tiene que estar en manos de esos últimos.
Es indispensable -según el economista- que los países asuman el desafío de redactar una carta de energía sudamericana tal como ha sucedido en Europa. En un principio, esa herramienta implicaría un compromiso político sin obligación legal, aunque sería un primer paso hacia el establecimiento de un tratado regional que reglamente y promueva la creación de un mercado energético común.
Los postulados principales que debería promover un acuerdo de esa magnitud son -para la CEPAL- la defensa del libre comercio, la libertad de tránsito por ductos de gas y de petróleo y la creación de un marco institucional que favorezca la inversión extranjera. En ese sentido, es esencial lograr un contexto regional que garantice la confiabilidad política y económica, así como también el abastecimiento de energía. “Lo importante es remarcar que la experiencia internacional puede ayudar a trazar el camino. Es necesario comprender que las condiciones socioeconómicas son, en uno y otro caso, muy distintas, pero eso no implica que existan metodologías utilizables en ambos continentes -aclara Coviello-. Por ese motivo, es interesante que los países de la región se conviertan en ‘observadores’ de la realidad europea con vistas a acceder a información pertinente en materia de energía”.
La infraestructura
Para el economista italiano, lo principal es que América latina asuma el compromiso de modernizar su infraestructura, ya que es una región “energéticamente sedienta”. Por esa razón, explica, es imperioso que los gobiernos articulen fuerzas con entidades multilaterales de crédito a fin de financiar la inversión en la red de transporte. Eso supone construir nuevas carreteras y ferrocarriles y ampliar el sistema de telecomunicaciones. “Se precisa un ambiente político-empresarial estable que fomente el desarrollo del área energética. Es importante fortalecer la coherencia de las regulaciones, la no discriminación ente países y la igualdad de tratamiento -explica Coviello-. En líneas generales, hay que proponer proyectos piloto de primera generación que faciliten la concordancia reglamentaria en términos progresivos a efectos de apuntalar la conformación de un mercado sudamericano”.
A decir de Coviello, la región posee importantes reservas de energía eléctrica. Chile, por ejemplo, aumentó un 40 % su capacidad de producción de ese insumo y Perú conserva grandes potencialidades. Además, existe un mercado viable de más de 160 millones de usuarios. En ese sentido, la integración sudamericana es una cuenta pendiente que posibilitaría la complementariedad ‘hidro-termo’, la defensa y el uso eficiente de los recursos naturales, la optimización de costos de producción y transporte, la satisfacción del ‘pick’ de la demanda y el equilibrio de precios.
“La situación macroeconómica de la región es prometedora e interesante, y no hay dudas de que ha ganado en competitividad. Las exportaciones son un gran driver en la recuperación y permiten que algunos países, como Chile por ejemplo, tengan un comportamiento anticíclico; es decir, que puedan resguardar las divisas que facturan durante un pico creciente de la demanda para hacer frente a un posible período de estancamiento”, explica el miembro de la CEPAL.
En la actualidad, tanto la tasa de interés real como la de inflación rondan, a escala regional, un 7%. Se trata de un porcentaje mejor que el que ostentaban ambos indicadores a fines de 2001, período en el cual alcanzaron un 18% y un 25% respectivamente. “Otro dato alentador -agrega- es la estabilización del riesgo país a niveles aceptables en muchos casos. Además, los precios de los productos básicos para la región se han establecido en los valores que tenían en 1995”.
Según explica el especialista, hay dos factores internacionales que la región debe tener en cuenta para planificar su estrategia económica. El primero es entender cómo repercutirá el gran déficit fiscal que posee Estados Unidos en su política hacia Sudamérica, y el segundo es saber qué función asumirá China en tanto gran consumidor y proveedor de productos e insumos a nivel mundial.
El país asiático mantiene una tasa anual de crecimiento que oscila entre un 9,5% y un 12%, y consume cerca de un 9 % del petróleo mundial. Se espera que en el futuro esté obligado a importar un alto porcentaje de hidrocarburos para hacer frente a su demanda interna. Por ese motivo, es importante que Sudamérica se articule de manera sólida con ese mercado en constante expansión.
En cuanto a la situación norteamericana, habrá que “encontrar un punto de equilibrio entre el déficit fiscal y la cuenta corriente”, sostiene Coviello. “El precio del petróleo parece haberse normalizado, aunque la situación no deja de ser contingente y compleja a nivel político global”.
Por su parte, Europa sufre problemas fiscales y monetarios, producto de establecer el euro en forma apreciada, hecho que “no permite el desarrollo del mercado interno ni tampoco impulsa la exportación a largo plazo”. Finalmente, el pronóstico para la Argentina es favorable: “Ese país, al igual que Uruguay y Venezuela, precisa recuperarse del impasse que significó 2001. Las perspectivas son buenas y lo serán aún más si la región concreta un proceso de integración económica y política”.
LAS EXPANSIONES PREVISTAS PARA LOS GASODUCTOS PODRÍAN SER INSUFICIENTES
La demanda de gas natural de los grandes usuarios podría no ser satisfecha a pesar de los esfuerzos que se realizan actualmente con vistas a ampliar la capacidad de transporte para el año próximo. Ese es uno de los grandes temores de las distribuidoras, que suponen que ese problema puede afectar su relación con los clientes.
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"Aunque suponemos que no habrá inconvenientes para que las ampliaciones proyectadas para el transporte estén terminadas para el invierno de 2005, estimamos que no van a alcanzar para atender los requerimientos de las industrias”, señaló Horacio Cristiani, director comercial de Gas Natural Ban, durante el III Seminario Estratégico de Sustentabilidad de la Industria de los Hidrocarburos en la Argentina realizado a fines de noviembre y organizado por la Society of Petroleum Engineers.
Para las distribuidoras el impacto de la falta de gas fue grande este año, no sólo en el negocio sino también en la gestión operativa. “Tenemos una relación problemática con nuestros clientes desde el momento en que debemos arbitrar las mayores demandas con las restricciones de oferta. Antes, los usuarios elegían el servicio que querían y hoy le damos lo que tenemos”, afirma el ejecutivo.
Para tomar cualquier tipo de decisión con respecto a inversiones productivas, los industriales deben prestar atención al tema energético. “Lamentablemente, actualmente no podemos ofrecerles un horizonte previsible”, agrega Cristiani.
Asimismo, existen otras preocupaciones que deberían ser atendidas sin más dilaciones para poder lograr que el segmento gasífero mantenga su característica de industria sustentable, tal como lo estiman los actores privados. La renegociación tarifaria y la renovación contractual son los temas más acuciantes.
En cuanto a la expansión residencial, la prioridad hacia el futuro es la ampliación de las redes de distribución para sustitución del GLP. “Quienes trabajamos en el Gran Buenos Aires sabemos que los clientes potenciales poseen medios o bajos recursos, con lo cual el reemplazo de un combustible caro como el GLP por el gas natural es absolutamente importante”, indica Cristiani. “Creo que con respecto a eso las distribuidoras tenemos mucho para hacer junto con las autoridades provinciales, municipales y las organizaciones barriales”.
Escenario
Desde el año 2002 hasta la fecha hubo una serie de hechos y medidas llevadas a cabo por el Gobierno nacional, a través de la Secretaria de Energía, que modificaron profundamente el contexto en el que se desempeñaba la industria del gas natural, y afectaron, entre otras cosas, a la relación de las distribuidoras con sus clientes.
Para Cristiani, el cambio se evidencia en la Ley de Emergencia Económica, la unidad de renegociación de contratos, una serie de medidas coyunturales, otras de largo plazo, algunas orientadas a la liberalización de los mercados y otras a incrementar la participación del Estado.
“El Mercado Electrónico de Gas, por ejemplo, fue establecido por el Decreto 180”, argumenta el directivo. “Sin embargo, aún se plantean algunos interrogantes con respecto a su implementación. La medida favorece a la competitividad y a la liberalización de los mercados pero en un entorno de escasez de recursos energéticos la oportunidad es discutible”.
La evolución de la demanda conjunta de grandes usuarios de gas natural desde 1998 hasta 2001, comparada con el estimador de actividad industrial, muestra una correlación con el desarrollo de la producción fabril. “A partir de 2002, el primer indicador revela un incremento de prácticamente 1000 MMm3 anuales, mientras que el estimador de actividad industrial se mantiene con el mismo nivel”, explica Cristiani. “Con esos datos, estoy en condiciones de afirmar que la demanda no ha sido en forma completa por una reactivación del sector manufacturero sino que también está motivada por los bajos precios”.
A decir del directivo, el impacto de la aplicación del PURE fue significativo para las industrias, que además no tuvieron ningún tipo de contrapartida, ya que no se aumentó la calidad del servicio y no se aseguró el abastecimiento. “Me atrevo a dudar de la efectividad de ese plan. Hay que tener en cuenta también que el invierno fue cálido”, sugiere el ejecutivo.
En líneas generales, la tarifa interrumpible se incrementó un 77% entre mayo y octubre. La de servicio firme aumentó un 78% y, para los clientes comerciales grandes, el cargo variable fue de un 32%.
Un eslabón
Las distribuidoras se posicionan al final de la cadena que constituye la industria del gas. Brinda un servicio público nacional que tiene determinadas características y obligaciones instauradas como la de asegurar el abastecimiento, la disponibilidad a todos aquellos que lo demanden en igualdad de tratamiento, en similares condiciones de suministro y la calidad de la prestación.
Entre 1993 y 2001 se incorporaron 45.000 Km. a las redes de distribución, lo que indica un promedio anual de 4.600 Km. “Después de la convertibilidad, las instalaciones bajaron a 1.600 Km. al año”, comenta Cristiani.
Por un lado, dentro de las responsabilidades de las distribuidoras está la de ofrecer un buen servicio a los usuarios al menor costo posible. Por otra parte, ese compromiso se vincula directamente con la viabilidad económica de las empresas del sector, a decir de Cristiani.
“Las tarifas pueden y deben ser competitivas, pero también tienen que ser sustentables”, señala el ejecutivo. “Los clientes industriales que se aprovecharon de los importes baratos e irrisorios por tanto tiempo, hoy comprenden que es más importante asegurar el abastecimiento”.
LAS AMPLIACIONES EN EL GASODUCTO DEL NORTE ESTARÁN LISTAS PARA EL INVIERNO
Según técnicos vinculados al proyecto, la instalación de tres turbocompresores y la construcción de ocho loops permitirán, para el invierno próximo, ampliar la capacidad del ducto en 1,8 MMm3/d. Las obras demandarán una inversión cercana a los 167 millones de dólares, y se requiere la conformación de un fideicomiso que actualmente gestiona el Gobierno.
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La expansión del Gasoducto del Norte incluye la instalación de tres nuevas máquinas turbocompresoras en las viejas plantas de Lumbreras, Lavalle y Deán Funes (aproximadamente 25.000 HP adicionales), y la construcción de ocho tramos de gasoductos o loops –de los cuales siete son de 30” y uno, en el tramo que se encuentra a la altura del río Bermejo, es de 24”- que suman un total de 230 kilómetros. “Con las obras previstas inyectaremos 200.000 m3/d de gas en Salta, 700.000 en Tucumán y 900.000 en la zona industrial de la provincia de Córdoba”, cuantifica Víctor Pozzo, responsable de la Gerencia Expansión 2005 de TGN.
De ese modo, la empresa sumará 1,8 millones de m3/d a los 22 MMm3/d que conforman la capacidad actual de la tubería
El proyecto de expansión de la compañía, que en principio también incluía obras en un segundo gasoducto –el Centro Oeste- tiene características especiales, ya que algunos aspectos que en otras épocas estaban establecidos antes de comenzar su implementación –como las fuentes de financiamiento- ahora continúan su etapa de definición a posteriori del inicio de las acciones.
En el caso del gasoducto del Norte, que va de Campo Durán hasta la zona industrial de Córdoba, más específicamente hasta la planta Ferreyra, TGN opera como gerente de una obra que será costeada por terceros, mientras que, en otro momento, hubiera sido desarrollada con fondos propios. No obstante, la firma hará un aporte sobre el monto total de inversiones, de 8,7 millones de dólares (sin IVA).
Con relación a la ampliación del ducto Centro Oeste, la Carta de Intención firmada recientemente por las autoridades del Gobierno Nacional con Repsol YPF significan un paso importante en dirección a futuras definiciones. Uno de los anexos del documento establecería que, en caso de no haber novedades luego de la segunda ronda del open season, la empresa de origen español se comprometería a ofrecer un servicio de transporte de 400.000 m3/d para el Litoral, 350.000 m3/d para la zona de Cuyo (con el gas almacenado en el yacimiento de Lulunta) y combustibles líquidos por una cantidad equivalente a 250 mil m3/d.
En estudio
La etapa actual en que se encuentra el proyecto comprende la ingeniería básica y de detalle. Como se trata de un gasoducto que posee plantas con motocompresores que ahora comenzarán a convivir con máquinas de última generación, se deben prever posibles dificultades a nivel operacional. “Poner ambas tecnologías en paralelo podría causar problemas de pulsaciones que se están estudiando, ya que es la primera vez que se implementa en el país una combinación de esas características. Aun así, decidimos avanzar por las ventajas que representa la instalación de turbocompresores, que son equipos muy confiables que permiten mover un mayor caudal, lo que representa el equivalente a tres o cuatro de los otras máquinas”, asegura el directivo.
Por eso a la hora de la adjudicación, la ingeniería de detalle del proyecto, a cargo de TGN, resulta un instrumento valioso frente a la discusión con los oferentes para minimizar incertidumbres. Esa precaución se ve intensificada por la responsabilidad que implica gerenciar dinero de terceros.
Se estima que la adjudicación de las obras se realizará en enero para el caso de los gasoductos, y a comienzos de febrero para la compresión.
Avanzan las obras
El proyecto sigue dos caminos: por un lado, la conformación de la estructura y la preparación de las obras, acciones que se encuentran bajo la órbita de TGN y que, en líneas generales, se están llevando a cabo dentro de plazos razonables. Del otro, la definición de los temas pendientes vinculados al fideicomiso, que son externos a la empresa y que influyen directamente sobre el punto anterior.
Hasta el momento hubo un compromiso claro por parte de Repsol YPF al generar una orden de compra para adquirir 100 kilómetros de cañerías y los turbocompresores.
A eso se le debe sumar la compra de materiales críticos, tales como generadores eléctricos, válvulas de bloqueo, aeroenfriadores y filtros separadores, entre otros, y los contratos para la construcción de los loops, la instalación de las plantas y los servicios de inspección en campo. “Como gerenciadores tenemos la responsabilidad de monitorear el trabajo que hacen los contratistas. Para ello hay que contar con gente destacada en cada frente de obra. Se previó tercerizar tanto esa tarea como la ingeniería, si bien el chequeo final lo haremos con personal propio”, comenta Pozzo.
Un dato novedoso es que a los fines de llevar a buen puerto la implementación del proyecto, TGN armó una gerencia específica conformada por profesionales de distintos sectores. “Creemos que esa organización nos da más margen de maniobrabilidad y facilita la toma de decisiones”, señala el ejecutivo.
La demanda más urgente
El nuevo departamento desarrollado por la compañía está abocado también a la ampliación de la planta que la firma posee en Pichanal, obra que demandará una inversión del orden de los nueve millones de dólares, será financiada con fondos propios y quedará concluida para abril o mayo del año próximo.
Entre las innovaciones del gerenciamiento figura la introducción del concepto de ‘manejo de riesgo’, que no se relaciona con la seguridad industrial sino con la planificación. Prever, por ejemplo, qué pasaría si se demorara el inicio de las obras en gasoductos, implica la posibilidad de manejar alternativas, adelantarse a las eventualidades y contar con planes de contingencia.
Por otra parte, ya está prácticamente terminado el armado de la documentación requerida para poder licitar las obras. En ese sentido, la Secretaría de Energía concedió a TGN la excepción de realizar un concurso privado a condición de que se cumplan ciertos procedimientos propios de las convocatorias públicas. Por ejemplo, la empresa está obligada a publicar el llamado, más allá de poder invitar especialmente a ciertas firmas. Para la preselección de los oferentes, los directivos de la empresa realizarán un análisis que estudiará los antecedentes en obras similares, la disponibilidad de equipamiento y el respaldo económico-financiero con que cuenten.
En cuanto a los plazos previstos para la ejecución de las obras, hay dos estadios clave en la evolución del proyecto: abastecer a la zona industrial de Salta-Tucumán en un primer momento y, posteriormente, a la de Córdoba. “Vamos a poner el esfuerzo para ir realizando las obras de Norte a Sur para ir habilitando tramos y plantas de forma que Salta disponga de gas primero, seguida de Tucumán y por último de la zona de Córdoba”, comenta Pozzo.
Puertas adentro y afuera
El proyecto involucra dos dinámicas: una que tiene que ver con la empresa transportista, y otra que es ajena a ella. Respecto de la primera, Víctor Pozzo enfatiza el importante nivel de intervención de las distintas áreas de la compañía: “La forma compleja en que se lleva a cabo la implementación de las obras requiere de un compromiso muy fuerte por parte de todos los integrantes de la firma”, señala. “La alta dirección trabaja en la definición de las negociaciones y transmite una actitud positiva hacia quienes intervenimos directamente en la ejecución. Los integrantes de nuestra gerencia, por su parte, están plenamente involucrados, con una alta motivación que responde al interés que despierta el proyecto en la gente. Sin esa actitud sería verdaderamente difícil el trabajo, debido a los ritmos intensos que implica. Acá, una hora que se pierde no se recupera más, y eso puede representar un costo muy alto, ya que la red, que en los momentos pico del invierno transportó 55 millones de m3/día, no podría aumentar su capacidad sin este tipo de obras”. En lo que respecta al ámbito externo a TGN, el Estado Nacional lleva adelante las negociaciones para definir las fuentes de inversión del fideicomiso. La última noticia fue la entrada en escena de Repsol YPF como inversor; un actor clave que incide en los tiempos y las formas en que se llevarán a cabo las acciones. A su vez, el hecho de que su participación pueda sufrir fluctuaciones en función del curso que tome el diálogo con el gobierno, demuestra hasta qué punto se entrelazan aspectos financieros, económicos y políticos, en torno al proyecto. De constituirse el fideicomiso, estará regulado por el Banco Nación. Hasta el momento, todo lo que hay, sin embargo, es la Carta de Intención firmada entre el Gobierno y la empresa española.
CÓMO HACER DEL GAS UN RECURSO MÁS SUSTENTABLE
Algunas de las causas que llevaron al sector a la difícil situación que atraviesa actualmente parecen estar muy claras. No sucede lo mismo con las medidas que deberán tomarse para salir de ella. Alfredo Poli, director comercial de Pluspetrol, propone rescatar el juego del mercado, dar señales de precios para moderar el consumo desbocado y pensar regulaciones que fomenten la inversión.
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Desde que se rompió la ecuación económica en la Argentina, hace tres años, el sector gasífero no deja de acumular problemas y soluciones imperfectas. Caída de reservas, dificultades para expandir la capacidad de los gasoductos y situaciones de escasez, son apenas algunas de los obstáculos más serios a los que se enfrenta. En el seminario estratégico “Sustentabilidad de la industria de los hidrocarburos en la Argentina”, presidido por Daniel Cameron, secretario de Energía de la Nación, y organizado por la sección argentina de la Society of Petroleum Engineers (SPE), los empresarios del rubro manifestaron su preocupación por la regulación indirecta del upstream y reconocieron algunas señales positivas que hacen posible pensar en una próxima modificación de la situación en que se enmarca actualmente la actividad. “Se nota una mayor conciencia en algunos sectores como el industrial, y un intento de alinear posiciones”, señaló Ernesto Badaraco, presidente de AGEERA, quien también agregó que el gas natural está en un proceso de commoditización y aún no puede competir a nivel global.
La internacionalización de insumos clave, tales como tecnología, recursos financieros, equipos, acero, servicios y hasta talento humano, llevaría a plantear también la necesidad de una internacionalización de los precios. “Hay que encarar rápidamente la readecuación de los niveles tarifarios para, en el menor plazo posible, dejar las inversiones que año a año requiere el sector energético en manos de los privados”, sintetizó Daniel Ridelener, gerente comercial de TGN, quien, aunando las diferentes voces que participaron del debate, agregó que una escala de valores más adecuados daría sustentabilidad al sector.
No se discute la necesidad de apoyo a los más necesitados, sin embargo, se buscan definiciones: ¿quiénes pertenecen, realmente, a esos segmentos sociales?
Reglas de juego claras que transmitan, al menos, cierta sensación de previsibilidad en un entorno donde la seguridad jurídica sea un valor percibible, es otro de los requisitos que se imponen con urgencia en un escenario donde lo que está en juego no es sólo la energía para el consumo residencial sino, principalmente, para los sectores productivos.
En conclusión, “si el modelo de desarrollo energético implementado en la década pasada resultó, en líneas generales, exitoso, sólo habría que modificarlo parcialmente”, coincidieron los participantes.
Los precios determinan la oferta
Una declaración del Concejo Mundial de la Energía presentada en el año 2000 establecía que en un mercado energético bien desarrollado y que apuntara a los clientes, los precios para los usuarios finales serían los elementos más importantes a la hora de determinar el nivel de la oferta y de la calidad del servicio. A tal punto esto era así -continuaba el documento- que su distorsión podría volver insostenible al conjunto de la economía por el comportamiento que suscitaría en cada empresa.
Alfredo Poli, director comercial de Pluspetrol y responsable del proyecto Camisea, relacionó ese manifiesto con la desregulación que se hizo en el país y que demandó, en parte, servicios de los más altos niveles a escala mundial. “Es posible que, sin sacrificar la calidad lograda en esos años, haya en la actualidad márgenes aceptables para la toma de decisiones”, señaló.
El gas natural compite calórica y energéticamente con todos los otros hidrocarburos y combustibles alternativos, del mismo modo que cada país lo hace globalmente por la disponibilidad de servicios, talento y capital. De ahí que esa pugna admita dos facetas: por un lado, el acceso físico a los mercados mundiales y, por el otro, una apuesta de tipo racional, de la que deviene, por ejemplo, la conformación de redes de gasoductos regionales para interconectar diversos países.
“Durante la próxima década, el GNL va a dar otro nivel de conectividad al gas natural. El hecho de que se lo pueda transportar por mar permitirá que forme precio ya no regionalmente, sino a escala mundial”, comentó el directivo.
En cuanto a la competencia económica, remarcó un aspecto que merece ser tenido en cuenta: mientras en las décadas de los ‘80 y los ‘90 una parte importante del equipo y de los servicios que conformaban el costo de la industria eran de origen nacional, ahora muchos son importados. “Hubo una revolución tecnológica, en la cual aparecieron los pozos horizontales y otras importantes herramientas, donde la Argentina no participó. Sin embargo, si adquirir esos insumos en dólares ha resultado un verdadero perjuicio para el empresariado local, también es cierto que se cuenta con ventajas competitivas derivadas del tipo de cambio en algunos componentes pesificados”.
Los incumplimientos
El nivel de riesgo técnico, que en la industria gasífera es muy elevado, hace que las compañías se asocien por medio de joint ventures a nivel regional y global, lo cual conduce a una estructura mundializada de comercio que obliga a quienes participan de ella a competir por los mismos recursos y mercados. Para Poli, es allí donde el país tiene que mostrarse lo más atractivo y competitivo posible en todos los aspectos. “Podría plantearse como un partido entre la Argentina y el resto del mundo”, ironizó.
La pregunta, entonces, es qué pasó en el entretiempo. Porque, a decir del ejecutivo de Pluspetrol, en algún momento existió un marco regulatorio creíble. “En los años ‘90 teníamos leyes de hidrocarburos, y el ENARGAS hacía un trabajo reconocido a nivel mundial. También contábamos con reservas e infraestructura para procesamiento y transporte”, detalló.
Según el diagnóstico de Poli, el proceso de privatización estuvo bien hecho aunque, por supuesto, no fue perfecto. Entre los aspectos que se podrían haber pulido figura, nada más ni nada menos, que el de las expansiones del sistema, en particular de transporte y distribución, tanto para el sector eléctrico como para el del gas natural.
“Luego comenzaron los incumplimientos”, recordó. “Se postergó una discusión acerca de si se debía o no transferir el valor del PPI (Producer Price Index) a los precios mientras éste seguía en alza a nivel mundial. Eso provocó una bola de nieve de la que no pudimos recuperarnos. El ENARGAS, por su parte, desconoció una regulación específica y alteró los valores del hidrocarburo con determinaciones propias: desde llamados a los productores pidiéndoles que se manejen ciertos niveles hasta la no aceptación de los precios de pass through a las distribuidoras. También se reguló indirectamente al upstream por el modo en que se condicionó la voluntad de las distribuidoras. Sin embargo, esos habrían sido incumplimientos menores. En la órbita de los de mayor impacto, en cambio, Poli menciona el vinculado a la normativa que prevé los cortes eléctricos a los usuarios que no pagan y la actuación de CAMMESA al entregar energía a los generadores mayoristas “sin honrar su deber de administrar el mercado en forma apropiada”, según sus palabras.
La misma entidad habría manipulado el precio estacional, manteniéndolo de forma ficticiamente bajo. Esa sería la razón para que, en pocos meses, se consumieran todos los fondos previstos como reserva.
Parche sobre parche
A la etapa de los incumplimientos habría seguido otra cargada de regulaciones: el ahorro forzoso por parte de CAMMESA a través de la Resolución 406, y el redireccionamiento del gas a las distribuidoras en paralelo con la negativa del ENARGAS a aceptar el pass through, entre otras.
Pero el gran evento del año pasado fue la suspensión de las exportaciones a Chile para evitar el corte de suministro temporario de los servicios que serían interrumpibles según el texto de la regulación que figura en algunos contratos. “No se quiso pagar el costo político de hacer lo que estaba fijado por escrito y las consecuencias de ello se parecen bastante al proceso de la mentira, donde se empieza con una pequeña, luego se sigue con una más grande para cubrir la anterior y así hasta que la situación resulta insostenible”, ejemplificó el directivo. “El diagnóstico del país es el de un paciente que se encuentra sobremedicado. Creo que sería bueno retirar, de una forma ordenada, muchas de las restricciones y distorsiones que conforman lo que defino como ‘el corralito energético’”.
Otro efecto no deseado ha sido la disparada de la demanda a consecuencia de los bajos precios de la energía en el plano local. Mientras tanto, en el resto del mundo éstos tendían a aumentar por los conflictos bélicos y por el ingreso de grandes economías emergentes, especialmente de China. Así, la Argentina pasó de importar gas durante la década de los ‘90 a exportarlo en 1997 y a comprarlo nuevamente a Bolivia como ocurre en la actualidad.
Para Poli, no obstante, no habría una ‘crisis del gas’ sino una de previsibilidad, “porque desde hace tres años cualquier persona informada podía intuir que en algún momento íbamos a entrar en una situación de déficit. Lo curioso es que ahora solventemos al país andino un precio que no se quiso pagar en la Argentina a los efectos de desarrollar el mercado local”, lamentó.
Las propuestas
“El gobierno puede hacer un compromiso de inversión con la industria energética para que los desembolsos que hagan falta se realicen fuera del marco de un ahorro forzoso, que sería difícil de explicar tanto a las casas matrices -en el caso de empresas multinacionales- como a los accionistas”, comentó el director comercial de Pluspetrol. Pero para hacer viable dichas inversiones habrá que recuperar la ecuación económica de toda la cadena de valor.
Los industriales, cuya producción depende de la provisión de gas y de energía eléctrica, ya estarían hablando de niveles de precios serios, con los cuales se podría pensar en reinvertir.
Por eso Poli propuso rescatar el juego del mercado, definir qué tipo de usuario posee capacidad de pago y establecer una tarifa social para quienes carezcan de ella. “La idea es dar señales de precio para moderar el abuso del consumo que tenemos hoy, pensar regulaciones que fomenten los flujos de capital y reconsiderar los niveles de calidad del servicio que se le exige a los privatizados”, admitió.
“Aunque para eso –concluyó- debemos despenalizar el fracaso y ocuparnos de retirar algunos de los impuestos recesivos que fueron sigilosamente creciendo durante los ’90, y que hoy, en los años 2000, han matado a la inversión”.
EL TRANSPORTE DE GAS, HOY
Durante su presentación en el III Seminario Estratégico organizado por la filial argentina de la Society of Petroleum Engineers (SPE), Daniel Perrone, director de Asuntos Regulatorios e Institucionales de TGS, reivindicó el funcionamiento del sector con posterioridad a la privatización. También sostuvo que no se realizaron nuevos gasoductos en el país porque la forma más racional de atender al crecimiento de la demanda era la ampliación de la infraestructura existente.
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Desde la privatización, la industria del gas llevó a cabo diversos desembolsos destinados a la adquisición de activos y al cumplimiento de las obligaciones pautadas, mientras que otros corrieron por decisión propia de las compañías, tanto para aumentar la seguridad del sistema como para exportar el hidrocarburo a los países vecinos. De acuerdo con la información que maneja el sector, el monto total alcanzó los 9 mil millones de dólares, que fueron destinados a incrementar la capacidad de transporte en un 73% (pasó de 67 MM m3 diarios a 115.
“Es importante hacer una aclaración con respecto a esas cuestiones. A veces se escucha a miembros del Gobierno decir que en el país no se construyeron nuevos gasoductos. Pero su realización está sujeta al descubrimiento de nuevas reservas, de manera que un yacimiento justifique la ejecución de la obra”, explica Daniel Perrone, director de Asuntos Regulatorios e Institucionales de TGS. “Otros motivos pueden ser la rentabilidad de la inversión o temas de importancia geopolítica. Pero no se han dado desde la privatización hasta ahora ese tipo de cosas. Por lo tanto, la manera más racional es ampliar los ductos existentes en la medida en que el mercado pide incrementos de capacidad. Esto sí se ha hecho. En el transcurso de la última década, TGN y TGS instalaron 2.000 km de gasoducto. Por lo tanto, decir que no se ha invertido es falso”.
La historia
Según los datos que expuso Perrone durante su presentación, hacia fines de los años ´80 el Estado asignaba un 20% del gasto público a la salud, un 15% a la educación y un 18 % a seguridad, defensa y justicia. Sin embargo, la mayor parte se la llevaban las empresas públicas, con un 25%.
“Queda claro que el fisco desviaba recursos de sus funciones principales para asignarlos al funcionamiento de dichas compañías”, asegura el directivo. “Estas, además, sufrían una fuerte desinversión, prestaban servicios de baja calidad, había cortes de suministro y estaban desactualizadas tecnológicamente al momento de la privatización”.
En ese contexto se pensó la privatización de las empresas públicas, entre las que se encontraba Gas del Estado. A los grupos que tenían intenciones de participar en ese proceso se les pidió el cumplimiento de diversas pautas. Entre ellas, la participación de operadores internacionales con capacidad para aportar tecnología y know how.
Otro de los requisitos excluyentes fue la capacidad para hacer inversiones obligatorias que pudieran aumentar la seguridad y la confiabilidad del sistema.
Completaron el proceso la aprobación de un marco regulatorio sancionado por Ley (la 24.076), que también creaba un ente regulador y un reglamento de servicio que fue firmado por el PEN a través del decreto 2255. “Las licencias que fueron otorgadas a las transportistas nunca fueron renegociadas, se dio cumplimiento a las obligaciones contractuales y la primera revisión de tarifas se realizó como establece el marco regulatorio”, recuerda Perrone. “Por lo tanto, se observa que la privatización se realizó de forma lógica y confiable”.
Entre otras cosas, se dejó de importar gas natural y se comenzó a exportar, hecho que requirió de obras de infraestructura. También fue posible reducir los niveles de las tarifas y colocarlas en uno de los escalones más bajos a nivel mundial. Al mismo tiempo, el gas natural resultó una opción muy competitiva frente a sus alternativas, como la energía eléctrica, el GLP y el kerosén, y esa situación fue notablemente intensificada con posterioridad a la devaluación.
La evolución del nivel tarifario desde la privatización muestra una variación total de un 21,9%. Mientras que el componente regulado (transporte y distribución) se modificó en un 1,6% y el no regulado lo hizo en un 38,3%. A lo anterior debe sumársele un 71% de cargas impositivas. “Cuando referimos todos esos precios al índice de importes al consumidor, realmente muestra la realidad de la evolución de esa tarifa: fue negativa”, asegura Perrone. “Existe un informe que dice que su valor se incrementó durante la privatización, pero hace referencia a marzo de 1991, momento anterior a ese hecho. El Estado tuvo que adecuarlas para producir una privatización que no generara dificultades en el control. Por supuesto, las empresas que entraron en la negociación hicieron sus ofertas en relación a las tarifas de enero de 1992, cuando se dio comienzo al proceso”.
Cambio de perspectiva
La crisis social y económica que se manifestó en toda su crudeza a finales de 2001 tuvo entre algunos de sus efectos a la devaluación declarada a principios de 2002, que fue acompañada, asimismo, por la pesificación y el congelamiento de tarifas estipulados por la Ley de Emergencia.
Esas decisiones modificaron instantáneamente los marcos regulatorios y se interrumpió el segundo proceso de revisión quinquenal de tarifas, debido a que se debían renegociar los contratos de los servicios públicos.
La comisión que llevaría a cabo esa tarea fue instituida en febrero de 2002, y a 32 meses de su creación el proceso no registra ningún avance, según entienden los empresarios.
Su fecha de finalización fue sucesivamente prorrogada (la última tuvo lugar recientemente, y le otorga al Gobierno la posibilidad de extender el proceso hasta finales de 2005).
A lo anterior se agrega un proyecto de ley para establecer el marco general de los servicios públicos, que en principio permitiría al Estado variar y modificar modalidades y alcances de la prestación en nombre del interés público. En suma, se trata de una serie de elementos que envían señales confusas al sector privado -según explican algunos de sus referentes- y no estimulan la inversión.
A suerte y verdad
AGENDA ABIERTA PARA LA ENERGÍA EN 2005
No hay coincidencia entre los pronósticos que realizan los referentes en materia de energía a nivel nacional con respecto al comportamiento del sector durante el año entrante. Fuentes del Gobierno aseguran que no habrá problemas de abastecimiento y algunos empresarios apoyan esa afirmación, pero otros actores privados y cuerpos técnicos del Estado sostienen que se trata de supuestos basados en especulaciones. El segmento en su conjunto cambiaría su fisonomía actual hacia 2007.
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Como sucede siempre que hay pronósticos disímiles a mediano o largo plazo, la respuesta final acerca de quién estaba en lo cierto sólo llega con el paso del tiempo.
En el ámbito del sector energético, ese límite está dado por el invierno próximo, que pondrá a prueba una vez más -ya lo hizo en 2003 y en 2004- el estado real en que se encuentran los diversos puntos que componen la cadena del gas natural y de la electricidad en la Argentina.
A esta altura del año, cuando las temperaturas elevadas hace tiempo que aliviaron los ánimos de quienes tienen algún tipo de responsabilidad en relación con el suministro, no hay consenso generalizado, ni mucho menos, sobre la suerte que correrá el país el año entrante: mientras algunos imaginan un 2005 bien abastecido en términos de gas y electricidad, en parte debido a las decisiones que se tomaron tanto en la esfera privada como en la pública durante este año, hay quienes con las mismas herramientas de análisis ven un futuro complicado.
Unos y otros
“No va a haber problemas con el suministro durante 2005”. Esa afirmación corresponde a un alto funcionario de la Secretaria de Energía de la Nación, quien frente a algunas caras todavía incrédulas repite: “No va a haber cortes el año que viene”.
La confianza de algunas autoridades con respecto al comportamiento energético del país para el corto plazo llevan incluso a poner en duda que exista la necesidad de importar electricidad desde Brasil, tal como sucedió este año.
Aunque la mayor parte de los privados no aseguraría con tanto énfasis la buena salud del sector, hay empresarios que opinan de manera similar. Es el caso, por ejemplo, de Ernesto López Anadón, líder de Repsol YPF en el área de Gas y Electricidad, quien en diálogo con este medio sostuvo tiempo atrás: “El año que viene no habrá tantos problemas como en el que termina. No debería ser más difícil. A menos que haya una explosión del crecimiento, vamos a tener un período razonable sólo con algunos cortes, como ocurrió toda la vida en el mercado de gas. El panorama será más benigno, manejable, e implicará menores costos”. Representantes del sector industrial, por su parte, también están confiados en que las cosas irán mejor en 2005, en gran medida debido a que el esfuerzo conjunto de diversos actores involucrados con la industria permitió tomar a tiempo la decisión de aumentar la capacidad de transporte a partir de la ampliación de gasoductos.
Desde el sector público, otro referente que confirma esa tendencia es Gustavo Lopetegui, ministro de la Producción de Buenos Aires, una provincia que tuvo problemas durante 2004, hecho que le valió varios idas y vueltas en los medios de comunicación con el Gobierno nacional. En diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química, el funcionario sostuvo que “ya se están movilizando las inversiones para poner en marcha todos los gasoductos necesarios a fin de no volver a padecer el mismo problema el año que viene”.
Los generadores de electricidad hacen estimaciones similares y, en principio, no pronostican problemas serios para el año entrante en cuanto al abastecimiento energético. Pero creen que puede haber dificultades en dos años.
Frente a la vereda de quienes guardan cierta cuota de optimismo con respecto al comportamiento del sector energético en el corto plazo se ubican un cúmulo de empresarios, e incluso miembros de la Administración Pública, que creen injustificado ese estado de ánimo.
Funcionarios de segunda línea de la Secretaría de Energía, por ejemplo, consideran que no están dadas las condiciones para asegurar en términos objetivos el bienestar del sistema durante el año que viene, especialmente en el caso del gas natural. En defensa de sus proyecciones sostienen que los pronósticos que dicen lo contrario se basan en una hidrología generosa y en temperaturas relativamente altas. Pero esos cálculos, en última instancia, se apoyarían en especulaciones y en conjeturas sin un fundamento del todo sólido. En el sector de transporte eléctrico tampoco se atreven a despejar todas las dudas. Según explican, la saturación actual del sistema aumenta las probabilidades de cortes. Las zonas más comprometidas son el Norte argentino y localidades balnearias de la provincia de Buenos Aires.
En la misma dirección, algunos industriales sin mucha confianza en el sistema reclaman que no cuentan con la certeza de un suministro energético estable y de alta calidad a largo plazo. Esa cuota de incertidumbre, acusan, obstaculiza el desarrollo de su actividad y resta estímulo a la realización de inversiones en el área.
La descarga de la Secretaría
En el Gobierno rechazan de a uno los reclamos que se le plantean en torno de la cuestión energética, e incluso sostienen que no se puede afirmar que haya habido una crisis sectorial propiamente dicha durante el año que termina.
Ante la falta de previsibilidad que acusan representantes del sector productivo, los funcionarios esgrimen una respuesta tajante: las empresas que se garantizaron el suministro de gas en 2002 no tuvieron dificultades durante 2004, pero las que recién se acordaron de comprar en firme a principios de este año, sí debieron afrontarlas. Se trataría, entonces, de un error de cálculo privado más que de un incumplimiento estatal.
Asimismo, desde la cartera de Energía sostienen que brindaron a la industria todas las herramientas necesarias para que se asegure los volúmenes que requiere. Entre ellas se encuentran, por ejemplo, las ampliaciones de gasoductos en marcha, que se iniciaron en la mayor parte de los casos para abastecer a ese sector, así como también la importación de gas. “Pueden llegar a tener problemas –pronostican- aquellos que no quisieron hacerse cargo de la parte de la inversión que les tocaba”. Y arremeten: “Que las industrias nos digan qué otras medidas necesitan y las vamos a implementar”.
Desde la administración de Néstor Kirchner también cargan las tintas contra los productores de gas, quienes desde hace tiempo piden la actualización del precio en boca de pozo y se suman al reclamo de la normalización de la industria aguas abajo. Aunque los funcionarios están de acuerdo con ir hacia un mercado de precios libres, estiman que las quejas a esta altura no están del todo justificadas. De hecho, aseguran que el precio promedio que recibe por el hidrocarburo una petrolera con ventas importantes y equilibradas entre clientes residenciales, industriales, centrales eléctricas y países vecinos, supera el dólar por millón de BTU. Se trata de un valor que, a su entender, es suficiente para hacer sustentable el funcionamiento del upstream.
Según los cálculos que hace el Gobierno, ese número no está demasiado alejado del precio de importación, ya que el gas boliviano tendría un valor de 1,22 dólares el millón de BTU en frontera. De esa manera, van en contra de lo que consideran un error de apreciación, ya que la mayor parte de la industria entiende que el precio de ese fluido es de poco menos de 1,60 por la misma unidad de medida. Ese valor, de acuerdo con la Secretaría de Energía, haría referencia al gas rico (con componentes líquidos), y no al hidrocarburo seco. Cabe destacar que fuentes del sector privado consultadas por este medio no acuerdan del todo con esa cuenta.
El sector energético a futuro
Más allá de los números que van y vienen en dependencias públicas y en empresas privadas, en el Gobierno reconocen que los desafíos actuales del sistema energético para 2005, e incluso en el mediano plazo, son similares a los que estaban vigentes en marzo y abril de este año. Por ese motivo ya decidieron aplicar paulatinamente una serie de medidas que prometen dar las puntadas finales a la nueva fisonomía del negocio en la Argentina hacia 2007. Y en esa dirección se despachan con platos fuertes.
En primer término, reconocen que los precios del gas y de la electricidad no pudieron corregirse en su totalidad desde la devaluación, y saben de los problemas que esa situación puede traer aparejada en el mediano plazo.
En el caso del hidrocarburo, los hombres de Kirchner quieren que entre un 75% y un 80% de la demanda esté sometida a las reglas de mercado para julio de 2005, y esperan que la totalidad esté bajo ese régimen para 2006, salvo aquellos sectores beneficiados por la tarifa social. Además, estiman que las negociaciones con ese sector ya están encaminadas.
En cambio, el segmento de generación eléctrica es el que desde hace tiempo más preocupa al Gobierno, debido a que no se pudo llegar con sus protagonistas a un acuerdo similar al que se concretó con los productores de gas natural. Entre otras cosas, está en juego la posibilidad de transformar en nueva capacidad de generación el pasivo que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) tiene con ese sector. Al cierre de esta edición, la discusión en torno de ese tema había sido nuevamente prorrogada, y se sabe que el sector privado no tiene una posición uniforme con respecto a la propuesta oficial. También con los generadores, la idea de Energía es liberar el mercado para los medianos y grandes consumos en 2007. De hecho, para el primer semestre de ese año el Mercado Eléctrico Mayorista ya debería estar readaptado.
Es de esperar que en ese negocio se den trascendentes procesos de negociación próximamente, no sólo por cuestiones inmediatas sino también para delinear el formato del sector a largo plazo.
La apuesta del Gobierno en materia de generación no termina allí: además, espera que haya un alto nivel de contractualización, que debería ir en aumento en forma paulatina. Y estiman que en seis años entre un 50 y un 60% de los volúmenes negociados se encuadrarán en esa relación. Así se estaría cumpliendo una de las demandas más vehementes de los productores de electricidad, quienes desde hace tiempo aseguran la conveniencia de esa modalidad para todos los eslabones de la cadena.
Y también tiene planes para los petroleros. Por un lado, los funcionarios aseguran que el principal estímulo a la actividad no provendrá tanto de las reglas de juego que afectan al sector, sino más bien del crecimiento económico que evidencie el país. Así responden a algunos reclamos sectoriales.
Pero más allá de las descargas, las autoridades de Energía tomaron nota de la situación actual, y se aprestan a despedir el año con un plato que debería hacer las delicias en la mesa petrolera del último tiempo: ante la constante caída en las reservas hidrocarburíferas, enviará próximamente un proyecto de Ley para estimular la exploración en áreas de frontera, que incluiría ventajas operativas y fiscales, tal como reclama el upstream desde hace años.
Entrevista con Alejandro Bulgheroni
PAN AMERICAN ENERGY AUMENTÓ LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y DE GAS
A contramano de la tendencia nacional, la empresa liderada por Alejandro Bulgheroni registró un incremento de un 8% en la extracción de crudo y de un 10% en el caso del gas. En diálogo con este medio, el ejecutivo aseguró que esperan invertir aproximadamente 500 millones de dólares el año entrante.
Revista Petroquímica de Argentina (www.e-petroquimica.com.ar)
Los activos petroleros de Pan American Energy en el país, sumados a las inversiones destinadas al upstream y al desempeño operativo de la compañía, dan la nota saliente en el ámbito de la producción hidrocarburífera argentina durante 2004. De acuerdo con los últimos números difundidos por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la producción de petróleo acumulada durante los primeros ocho meses de 2004 fue de 111.496 metros cúbicos/día, y representa una caída de un 6,8% con respecto a la del mismo período de 2003, que fue de 119.061 metros cúbicos diarios. Sin embargo, la compañía timoneada por Alejandro Bulgheroni registró un aumento de un 8%.
También en el caso del gas natural la performance de la firma superó a la media nacional: mientras el país acusó un aumento de un 4,8% para el período enero-agosto, Pan American Energy espera promediar el año con un alza de un 10% en la explotación de ese hidrocarburo.
¿Cuál fue el comportamiento de las actividades de Pan American Energy en términos operativos durante 2004 en la Argentina? - preguntamos al directivo.
La compañía tiene las mejores prácticas de la industria en lo que hace a la gestión de la producción, la administración del riesgo y la certificación de procesos, así como también en materia de salud, seguridad y medio ambiente.
Todos esos factores, sumados al nivel de inversión de capital que llevamos a cabo, permitieron que en el presente año, en un entorno declinante de la producción nacional, Pan American incrementara sus volúmenes tanto en gas como en petróleo.
¿Y en el resto de Latinoamérica?
Fuera de la Argentina, la principal operación de nuestra empresa se desarrolla en Bolivia. La inestabilidad política y los riesgos de inseguridad jurídica existentes en ese país retrasan importantes decisiones de inversión en proyectos de integración energética regional.
¿Cómo se desempeñó la compañía en términos económicos, financieros y comerciales?
Desde el punto de vista estrictamente comercial, en la Argentina hemos vivido fuertes distorsiones que derivan de la lenta recomposición del precio del gas natural en boca de pozo desde sus niveles más bajos de la historia; la fuerte presión para mantener el nivel de precios de los combustibles líquidos en el mercado interno y las altísimas retenciones a las exportaciones de crudo, que en la actualidad alcanzan a un 45% del valor FOB. En tales condiciones no es posible desarrollar políticas comerciales de largo plazo.
Los resultados económico-financieros no guardan relación con el esfuerzo inversor realizado por Pan American Energy en los años precedentes. En esta industria esas iniciativas se recuperan a largo plazo con un balance de ciclos de precios internacionales buenos y malos. Esto resulta especialmente cierto con nuestros yacimientos petroleros, que son los que primero pierden competitividad en los ciclos de precios bajos. Desde el punto de vista estrictamente financiero, la empresa ha hecho significativas contribuciones al reestablecimiento del crédito para inversión con las primeras emisiones de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local después de la crisis de diciembre de 2002, y con la exitosa colocación, este año, de una emisión por 100 millones de dólares en el mercado de Nueva York.
¿Cuál es el nivel actual de reservas de petróleo y gas de la empresa? ¿Tiene posibilidades de aumentar esa cifra en el corto o mediano plazo?
El nivel de reservas probadas es de 1.000 millones de barriles de petróleo equivalente. Pan American Energy está presente en las dos únicas áreas en operación cuyos desarrollos tienen un importante potencial exploratorio. Me refiero a Acambuco y a la Cuenca Marina Austral I.
Asimismo, está comprometida en la exploración de riesgo en el Atlántico (en la cuenca de Malvinas -CAA 40 y CAA 46-), donde se está desplegando una prospección sísmica 3D en 2.200 km2.
La recuperación de un clima de negocios más estable para el sector permitirá realizar mayores inversiones de riesgo en exploración así como también sumar reservas al portafolios del país.
¿Cuál fue el desembolso realizado durante el año que termina? ¿Está en línea con lo que habían proyectado?
Las inversiones de la compañía en exploración y producción de petróleo y gas fueron superiores a los 450 millones de dólares, y se ajustan a planes formulados en el marco de un compromiso a largo plazo de la compañía, aun frente a condiciones coyunturales de incertidumbre generadas a partir de la crisis de fines de 2001 y principios de 2002, que aún no han sido totalmente revertidas.
¿Cuál es el nivel de inversión planificado para el año entrante?
Sujeto a los cambios en las variables macroeconómicas y en los contratos y legislación aplicable, la inversión se prevé en aproximadamente 500 millones de dólares.
¿Cuáles son las mejoras y retrocesos que nota actualmente en el clima inversor del sector petrolero con respecto a los años 2002 y 2003?
La coyuntura de precios internacionales, el acuerdo entre los productores y el Gobierno con respecto a los precios de gas y los fideicomisos para la expansión del sistema de transporte de gas son aspectos positivos.
En cuanto a los retrocesos, hay que destacar el fuerte incremento de las retenciones a las exportaciones, los crecientes reclamos por regalías, la desconexión entre los mercados de crudo y de combustibles (local e internacional), y el congelamiento de los precios del gas a consumidores residenciales.
¿Cuáles son las medidas concretas que se deberían tomar para darle un mayor impulso al upstream local?
En primer término, eliminar las retenciones y crear un marco legal sólido que elimine incertidumbres tales como el régimen de sellos, la liquidación de regalías y las restricciones a las exportaciones. En segundo lugar, es preciso reestablecer un clima de negocios apropiado para atraer inversiones de alto riesgo.
También habría que ampliar los plazos de las concesiones para incentivar la exploración y el desarrollo de nuevos proyectos.
¿Cómo fueron afectados por la alta cotización del crudo las retenciones a las exportaciones y el precio del gas natural? ¿Habían previsto situaciones de ese tipo?
El impacto del alza del crudo fue prácticamente neutralizado por el incremento de las retenciones y por el cambio en el mercado a partir de la penalización con descuentos elevados al crudo pesado que producimos. Otro impacto negativo es la inflación internacional en materiales, equipos y servicios petroleros.
El precio de gas natural, al ser pesificado 1 a 1, no permitía desarrollar ningún proyecto de inversión económicamente rentable en el sector. Consideramos que el sendero de precios establecido por el Gobierno es una herramienta útil para el regreso al libre mercado.
¿Cómo cree que se comportarán esos factores durante el año entrante?
La recuperación de la economía de EEUU, el crecimiento de China y la debilidad del dólar frente al euro, sumados a las restricciones de oferta de Medio Oriente, Rusia y Venezuela, nos hace pensar que el precio del crudo permanecerá en niveles superiores al promedio de los últimos años.
SALTA ESPERA DEFINICIONES QUE ESTIMULEN AL UPSTREAM
En diálogo con este medio, el gobernador de Salta, Juan Carlos Romero, sostuvo que las reservas y la producción de hidrocarburos, tanto a nivel nacional como en su provincia, continuarán decayendo mientras el Gobierno nacional no defina el futuro de las retenciones. También criticó los cortes de gas a Chile, la importación desde Bolivia a precios internacionales y el estancamiento de la OFEPHI.
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La historia argentina del último tiempo parece estar empeñada en enfrentar al gobernador de Salta y a la cúpula del Gobierno nacional que, dicho sea de paso, pertenecen al mismo partido: el Justicialismo. En efecto, la principal figura política de la provincia, Juan Carlos Romero, fue el segundo de la fórmula que con Carlos Menem a la cabeza ganó la primera vuelta de las últimas elecciones presidenciales y no se presentó al ballotagge, hecho que permitió finalmente a Néstor Kirchner llegar a la presidencia de la nación.
Ahora el foco de las diferencias es otro. En diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Química, Romero fue categórico a la hora de calificar a la actual política hidrocarburífera que lleva adelante el país: “Las condiciones macroeconómicas en que se desenvuelve el sector energético son para lamentar. Me refiero tanto a los incumplimientos en materia gasífera como a la falta de una proyección suficientemente atractiva que estimule el crecimiento del área”, comentó.
La realidad
Por estos días, la extracción petrolera salteña continúa decreciendo al igual que el promedio nacional. De acuerdo con los últimos números difundidos por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), la producción de crudo acumulada entre enero y agosto de 2004 fue de 111.496 m3 diarios, lo cual equivale a una caída de un 6,8% con respecto al mismo período del año anterior (119.061 m3 diarios).
La explotación de gas natural durante los primeros ocho meses del año, por su parte, alcanzó los 144,928 MMm3 diarios. Esas cifras establecen un aumento de un 4,8% con respecto a 2003. Sin embargo, la mala noticia es que las reservas a nivel nacional continúan cayendo, y sólo alcanzarían para abastecer las necesidades de los próximos 12 años.
Para Romero, está claro que esa tendencia se mantendrá e incluso se intensificará a nivel nacional a menos que se establezcan “reglas de juego claras para la inversión”.
¿Cuál es su propuesta para modificar la tendencia que afecta al sector? - preguntamos al funcionario.
En primer lugar, es necesario que haya coordinación entre tres partes: el Gobierno Nacional tiene que fijar cuáles van a ser las reglas de juego y garantizar la seguridad jurídica en materia comercial, de exportación, de retenciones y, en general, de todo aquello que afecta a la inversión.
Las provincias deben encargarse de llamar a licitación y adjudicar las áreas.
Finalmente, es preciso que las empresas se dediquen a explorar.
Si llegamos a juntar esos tres factores, puede haber un crecimiento de la producción. Es una verdadera pena que ésta decrezca cuando el precio del petróleo llega a los niveles en que se encuentra actualmente.
¿Puede la gobernación mejorar el marco en el que se desarrolla el negocio a través de las atribuciones que tiene el Ejecutivo provincial?
No, porque no es un problema local o impositivo, sino que tiene que ver con cuestiones macroeconómicas; es decir, con cuáles van a ser las retenciones, las limitaciones a la comercialización y los niveles de precios a nivel interno.
¿Tiene su provincia posibilidades de incorporar nuevas reservas?
Salta tiene la oportunidad de convocar a exploración si hay reglas de juego claras en todo el territorio nacional.
¿Cómo influyó en Salta el corte de gas a Chile?
Nos afectó porque dejamos de recibir regalías por exportación a precios internacionales. Pero más que eso, hay que lamentar el incumplimiento de los contratos establecidos.
¿Y la importación de gas de Bolivia?
Tendría que haber sido una cosa transitoria, pero lamentablemente el hidrocarburo de Salta se vende a precios congelados y el del país vecino a 1,50 dólares el millón de BTU.
No me opongo a que se compre gas si hace falta, pero creo que debería pagársenos a nosotros lo mismo. De lo contrario, las compañías petroleras que se encuentran a ambos lados de la frontera tienen un estímulo diverso para invertir en exploración, y la provincia es la perjudicada.
¿Cómo evalúa el vínculo que mantienen con las empresas?
En general tenemos una buena relación; madura. Pensamos que tiene que afianzarse en el futuro, cuando las provincias tomen el control de los hidrocarburos.
¿Tiene actividad la OFEPHI?
La organización pasa por un muy mal momento, porque no puede cumplir con su principal objetivo: definir una Ley de Hidrocarburos para las provincias. Da la impresión de que muchas de ellas, salvo dos o tres, están más preocupadas por otros temas. Eso lleva a la institución a una especie de punto muerto, que en mi opinión es lamentable.
Este es el año decisivo para que se trate la nueva normativa, al menos en una de las cámaras. De lo contrario, en 2005 el rol de la organización va a quedar muy desdibujado.
¿A qué provincias se refiere?
He visto cierto interés por parte de Mendoza, Neuquén y Salta, y en menor medida de otras provincias. El secretario de Energía, Daniel Cameron, y el Presidente, tienen ese compromiso. Pero sucede que todos los días hay una crisis coyuntural, y a veces no hay tiempo para planificar.
¿Queda tiempo todavía este año para contemplar una nueva normativa?
Si los legisladores tienen voluntad, sí.
“BRASIL PODRÍA CONSTITUIRSE EN EL MAYOR MERCADO DE GAS PARA AUTOMOTORES”
Según anticipa Oswaldo Colombo Filho, director ejecutivo de la Asociación Brasileña de Gas Natural Vehicular (ABgnv), para marzo de 2005 se prevé la entrada en operación de un centenar de estaciones adicionales, que contribuirán a abastecer a un mercado de más de un millón de vehículos alimentados por ese combustible.
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Un millón de vehículos a GNV, más de mil puestos de venta y 10 millones de metros cúbicos de gas por día estarán disponibles en el mercado brasileño a partir del año entrante. Además, el país cuenta actualmente con alrededor de 600 talleres instaladores.
Una política viable de conversión de motores, una mayor presencia de puestos de venta y la volatilidad del precio de la gasolina figuran entre los incentivos para el aumento de la demanda de GNV en el país, donde Petrobras lidera el mercado en cantidad de estaciones, seguida por Ipiranga, Shell y Esso.
Los directivos de la firma que se posiciona en el segundo lugar manifestaron recientemente su apuesta por los combustibles alternativos al petróleo, al anunciar inversiones por 24,5 millones de dólares en el sector.
A su vez, otra empresa distribuidora, Comgas, con fuerte presencia en el estado de San Pablo, tiene planes para doblar el número de puestos de gas en los próximos meses. Desde la privatización de la firma en 1999, controlada por British Gas y Shell, el gas natural distribuido en el estado pasó de 3,3 a 7,7 MM de m3/día.
Los recientes descubrimientos de gas en Brasil contribuyeron también a aumentar la confianza de la sociedad y de los inversores en la evolución de ese mercado. “El país tiene reservas que ascienden a aproximadamente 650 mil millones de metros cúbicos y recientes estimaciones muestran que esa cantidad será duplicada para el 2010”, indica Colombo Filho, director ejecutivo de la ABgnv. “Incluso Petrobras tiene un contrato que le permite explorar, vender y transferir gas boliviano”.
Ese horizonte de crecimiento, sumado al hecho de que al día de hoy menos de un 3 % de la flota de coches brasileña ha sido convertida a gas natural, explica las optimistas previsiones que despierta el futuro del GNV. También lo hacen, de alguna manera, los programas de control de emisión que el vecino país utiliza, y que toman como parámetro los que fueran desarrollados en Europa. “Esas medidas marcan una clara diferencia respecto de la Argentina, que a pesar de liderar el sector en materia de demanda (con más de medio millón de vehículos que operan a GNV), una tasa de conversión mensual de 4.000 automóviles y alrededor de mil estaciones de carga instaladas (que venden cerca de 130 millones de m3 al mes), aún no tiene legislaciones o políticas ambientales con relación a ése ni a otros tipos de combustibles”, comenta el ejecutivo.
El programa brasileño no sólo se ocupa de verificar la flota existente sino también la calidad de los vehículos ensamblados por empresas locales. Las principales marcas de automóviles del mercado mundial, tales como Ford, General Motors, Daewoo, Honda, Nissan, Volvo, Chrysler y BMW, entre otras, ofrecen modelos de vehículos livianos con diseños de fábrica que permiten operar con gas natural o gasolina indistintamente. Tal es el caso del reciente lanzamiento del modelo Astra (Opel) de General Motors, preparado para tres combustibles: gasolina, alcohol (etanol) y GNV, donde la decisión por uno u otro queda en manos del usuario.
El ejemplo paulista
“En Brasil, el metro cúbico de GNV tiene un precio muy competitivo: 0,36 dólares, frente a los 0,40 del litro de alcohol y a los 0,80/litro de la gasolina”, cuantifica el directivo de ABgnv.
Sin embargo, esa es sólo una de las ventajas que se vislumbran. Frente a los combustibles tradicionales, el gas natural presenta una temperatura de ignición superior, mayor densidad que el aire atmosférico (lo que en caso de pérdidas asegura su rápida disipación), no es tóxico ni irritable al contacto y su combustión es más lenta, lo cual permite una significativa reducción del ruido del motor e inhibe la formación de residuos de carbono, aumentando su vida útil. Además, el GNV es comercializado dentro de estrictos marcos de seguridad y es un combustible limpio y seco que no emite humo u olores ni produce ácido de azufre o partículas. Dentro de los hidrocarburos es, de hecho, el que produce una menor cantidad de monóxido de carbono. Todo eso contribuye a que el creciente uso del GNV sea una tendencia irreversible que demanda disponer de un mayor número de estaciones de servicio y viabilizar su utilización en el transporte de pasajeros, especialmente de las grandes ciudades.
En concordancia, el Gobierno del Estado de San Pablo aparece como responsable por la ampliación de su empleo en dicha urbe (que aglutina a 7,3 millones de habitantes), y para ello estudia una norma que promueve la conversión a GNV en la flota de autobuses de la ciudad, compuesta por 8.000 vehículos que se suman a los 5.000 de carga y servicios urbanos que actualmente utilizan gasoil. Ese programa, que cuenta con el total apoyo de ABgnv, también se ampliará a otras regiones populosas en un radio de acción de 250 kilómetros. “De esa forma, los vehículos pasibles de conversión ascienden aproximadamente a 15.000 autobuses y 10.000 vehículos de carga”, concluye el directivo.
Antecedentes
A comienzos de la década de los’90, el precio internacional del gasoil y de otros combustibles estimuló la utilización del gas natural en el transporte brasileño de pasajeros. En aquel momento, no obstante, la experiencia de conversión de varios autobuses de la ciudad de San Pablo culminó en fracaso. La falta de estaciones de servicio que pudieran facilitar el suministro para las flotas y el precio que el gas alcanzó en el país no sólo favorecieron al gasoil sino que dañaron la viabilidad económica y logística de la iniciativa.
Cuando en 1995 la Conferencia Mundial de la Energía celebrada en Tokio declaró al gas natural como el combustible alternativo con mejores opciones de desarrollo para su masificación a futuro debido a su abundancia, comodidad, seguridad, bajo costo de extracción, transporte y distribución, así como por ser una fuente que genera menos contaminación, el proyecto cobró nueva fuerza y desde 1997 -nueva legislación mediante- el crecimiento de la demanda ha sido continuo.
Según explica Colombo Filho, “en menos de siete años Brasil ha ocupado el segundo lugar del ranking internacional del sector, y hay claras señales de que esa tendencia se va a mantener durante las próximas décadas. De hecho, su potencial permite pronosticar que en el futuro podría constituirse en el mayor mercado de gas metano para automotores”.
En ese cambio también han influido las grandes inversiones realizadas por los distribuidores de gas y de combustible que hicieron posible que hoy Brasil cuente con más de 882 estaciones de servicio para abastecer a 114 ciudades (cerca de 80 millones de habitantes). “Para marzo de 2005 se prevé la entrada en operación de 100 estaciones adicionales”, comenta el directivo. Actualmente, 771.750 vehículos ligeros o de pasajeros funcionan con GNV, y el promedio de conversión asciende a los 13,5 mil vehículos anuales. Por otro lado, el consumo diario de ese combustible representa alrededor de 4,4 millones de metros cúbicos; es decir, un 12 % del consumo total brasileño de gas.
Más seguridad
Un cilindro de gas presurizado constituye probablemente el componente más firme del vehículo. De hecho, automóviles totalmente destruidos en colisiones mostraban, como única parte discernible, el cilindro de gas intacto. Con respecto al peligro de fuego derivado de un cilindro con filtraciones, la experiencia hasta la fecha parecería indicar que tal evento es poco probable. En Estados Unidos hubo un problema con un fabricante específico que tenía filtraciones, pero nunca se produjo un incendio. Además, como el gas natural es más liviano que el aire, ante la eventualidad de una filtración de tubería o de un contenedor, tendería a disiparse rápidamente hacia arriba. Eso no sucede en el caso de las naftas y del LPG, donde el vapor emitido es más pesado que el aire y tiende a acumularse cerca del suelo. Ahí es donde existe un fuerte riesgo de ignición.
En términos generales, el petróleo diesel es calificado como excelente en materia de seguridad, seguido por el gas natural.
Los cilindros se fabrican y prueban de acuerdo con normas muy estrictas y han superado ensayos de resistencia severa bajo condiciones mucho más exigentes que los estanques para almacenar gasolina. Distintas pruebas con fuego y dinamita han llevado a los cilindros hasta temperaturas y presiones que exceden los límites especificados y demostraron su durabilidad. De todos modos y naturalmente, como todo sistema de combustible, esos cilindros no son indestructibles y deben ser inspeccionados periódicamente.
7 years ago
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