Energía en Argentina: a buscar soluciones para la crisis

ARGENTINA // ¿Qué ocurre actualmente con el abastecimiento de energía en el país? Mucho es lo que se ha discutido y hasta trascendieron comentarios de que podría haber cortes en el suministro de electricidad y gas. Algunas industrias con contratos de tipo interrumpible recibieron interrupciones en el servicio de gas que no tenían antecedentes en los últimos años.

Dentro de las principales variables económicas que afectan a la empresa y a la industria, todavía la electricidad y el gas mantienen los precios anteriores al año 2002 con la incertidumbre de por cuánto tiempo se mantendrán en este nivel. El abastecimiento nacional no es ajeno a las turbulencias que la provisión de energía atraviesa en la escena mundial pero agrega condiciones propias que exigen un cuidadoso y profundo análisis para encontrar soluciones satisfactorias.

La situación a fines de la década del 90

Luego de una dinámica etapa de ingreso de inversiones, de mejora tecnológica de los activos existentes y de construcción de nuevas centrales térmicas de tipo Ciclo Combinado, tecnología que combina turbinas de vapor y de gas, a fines de la década pasada se hicieron nulas las inversiones en energía eléctrica (generación) y en gas (gasoductos) ya encontrándose las empresas privadas con crecientes dificultades financieras. El sector eléctrico invirtió u$S 12.500 millones en nueve años.

La nueva generación eléctrica que ingresó entre 1994 y 2000 había aumentado gradualmente el uso de la capacidad de los gasoductos existentes sin que se hicieran las correspondientes inversiones para ampliar la capacidad de transporte y en forma simultánea se tuvo un decaimiento en el crecimiento de la demanda de electricidad y de gas que moderó este efecto. Por otra parte los recursos hidroeléctricos fueron abundantes y proveían el 51% de la producción de la energía eléctrica, beneficiados por el ingreso de Yacyretá (actualmente aporta el 47% de la producción hidráulica) y de nuevas interconexiones eléctricas en el nivel de Alta Tensión (500 kV).

La situación a partir del 2002 y en el 2003

Se produce la ruptura de las reglas de juego y del modelo económico en que se sustentó la etapa previa. A la inversión nula en exploración, transporte, producción y distribución, se sumaron la pesificación, la ruptura de los contratos y el congelamiento de tarifas que hasta ese momento contaban con mecanismos que contemplaban las variaciones económicas y la relación entre la oferta energética y la demanda. La producción de electricidad de invierno entra en crisis debido a que los precios ya no cubrían los costos del fuel y del gasoil que queman las centrales cuando no hay suficiente gas, y que aumentaron a valor dólar.

La diferencia es cubierta por el estado nacional con diversas medidas paliativas para proveer combustibles o los créditos para su compra. El resto de las variables que no depende de estos precios igualmente se vio fuertemente resentida ya que las tarifas pesificadas no alcanzan para cubrir los costos de producción y mantenimiento. Un recurso hidráulico todavía abundante y una demanda deprimida ayudaron a no agudizar la crisis.

Situación en el 2004. Enfoques para las soluciones

La disminución del recurso hidráulico en el Paraná y en la cuenca del Comahue, junto con el río Uruguay por debajo de sus medios históricos (Salto Grande produce cinco veces menos que en mayo de 2003), el aumento de la demanda asociada a la recuperación económica y a los bajos precios de la electricidad y del gas, la sustitución de combustibles líquidos por GNC y el congelamiento de los precios del gas en boca de pozo produjeron una crisis del gas hacia fines del verano, algo sin precedentes.

El gobierno lanzó una batería de medidas para estabilizar la crisis, las que se resumen en el Plan Energético Nacional 2004-2008 (11/05/04) y que incluyen en lo inmediato la importación de Fuel Oil de Venezuela, la importación 500 MW de electricidad de Brasil, la importación de 4 millones de metros cúbicos diarios de gas de Bolivia y un Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica y de Gas Natural. El plan contiene un programa de obras en energía eléctrica que comprende la reparación del segundo transformador de la Central Río Grande (Córdoba), ampliaciones de la capacidad de la tercera y cuarta líneas Comahue-Buenos Aires, elevación de la cota de Yacyretá de los actuales 76 a 83 metros s.n.m., (el primer objetivo es de 77 m.s.nm. en el 2004 y que aportarían 180 MW) las obras eléctricas para mejorar la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y la línea de 500 kV Choele Choel-Puerto Madryn.

En el tema gas se homologó con los productores un acuerdo de normalización de precios del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte que establece valores de referencia a julio de 2005 para el metro cúbico de gas y la normalización de precios para usuarios Industriales, Generación y GNC, que son el 80% de la demanda dentro del mismo período. Para el mercado total el fin del período de normalización es el 31 de Diciembre 2006 y los nuevos consumidores directos paulatinamente pasarán a comprar el gas en boca de pozo en forma directa. Se creó el Mercado Electrónico de Gas (MEG) en el que todos los agentes del mercado podrán acceder en tiempo real a la información del despacho de gas natural, a los datos de los contratos firmados entre agentes y todas las operaciones de compra de gas spot en boca de pozo, reventa de capacidad de transporte y otras, deberán negociarse en el MEG.

En cumplimiento de lo dispuesto en la Ley de Hidrocarburos y en la Ley del Gas, sólo se autorizarán las exportaciones que no comprometan el abastecimiento del mercado interno. Se emitieron varias resoluciones para reglamentar las prioridades de interrupciones y cortes de los contratos interrumpibles. Se lanzó el Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte y Distribución de gas que comprenden ampliaciones en los gasoductos San Martín II, Cordillerano y Noreste Argentino. El plan incluye un período de seis meses de negociaciones para reanudar las obras de la central atómica Atucha II de 692 MW y un trabajo de selección entre los proyectos hidroeléctricos existentes mayores de 400 MW como Garabí (con Brasil) y Corpus Christi (con Paraguay).

Infraestructura necesaria

Sobre la elevación de cota de Yacyretá, que es uno de los pilares del plan, hay presiones del gobierno de Paraguay para la renegociación de la Entidad Binacional Yacyretá que debe alrededor de 9000 Mu$s a varios acreedores incluyendo al estado argentino. Por otra parte Argentina exige que previo al elevamiento de cota se completen obras faltantes como la red cloacal de Encarnación, la planta de tratamiento de esa ciudad del sur de Paraguay y el dique de protección del arroyo Aguapey.

Las bajas temperaturas reinantes desde mayo en el país y la recuperación productiva luego de la baja de abril pusieron al abastecimiento energético ante una prueba que hasta el momento se lleva superada con un costo fiscal declarado por el gobierno de alrededor de 2000 millones de pesos y el aumento de cota de las generadoras hidráulicas de la región del Comahue como consecuencia de las fuertes lluvias que ocasionaron inundaciones en la zona en los primeros días de julio.

En la primera quincena de julio pudieron mantenerse exportaciones de gas a Chile, Uruguay y Brasil. Las obras que requiere el plan necesitan decisión política, muchos fondos y coordinación de planes a nivel municipal, provincial, nacional y binacional. Se requiere la recomposición de la capacidad de acceso al crédito internacional de la Argentina para que una parte vaya a la infraestructura de energía y se puedan afrontar los 11.149,80 millones de pesos que requiere el plan y de los que sólo el 3.81 % es para medidas en curso.

Costes necesarios

El reconocimiento de los costos reales de la energía y la recuperación del nivel de precios mayoristas deben atraer inversiones al área energía que es un gran motor de la economía y la industria. A 30 meses desde que se dictó la ley de Emergencia Económica el sector de generación de electricidad espera el inicio de la negociación, parecida al del gas. Para ser efectivos los aumentos de precios deben ser realistas y complementados con tarifas sociales para sectores que no los puedan afrontar. Actualmente el usuario final percibe que el gas es barato porque toda la cadena de valor tiene bajos precios.

En la electricidad persisten asimetrías que generan costos elevados para el usuario final, ya que el costo de la distribución es elevado pese a los bajos precios de la energía generada y del combustible primario, el gas. La integración energética con los países del Cono Sur tiene una gran potencialidad de ahorro. El gas de la Argentina y Bolivia junto con la hidroelectricidad de Argentina, Brasil y Paraguay puede dar un impresionante ahorro en relación con la suma de los planes de cada país en forma individual.

Más allá del plan propuesto por el gobierno, la necesidad de la educación del consumo y de la mejora de la eficiencia energética vista como reducción del consumo por unidad de producción son una meta que excede a la coyuntura actual del país ya que la volatilidad del precio del barril de petróleo (20% en promedio anual años 2000-2004), la contaminación que producen los combustibles fósiles y el costo de transportar la energía presiona en todos los países para el aumento de la producción de energías no contaminantes del medio ambiente y producidas en el lugar de consumo. Entre las tecnologías que tienen mayor impulso están la combustión de carbón con bajas emisiones y el desarrollo del hidrógeno como combustible, que se suman a las ya desarrolladas energías eólica, solar y de la biomasa. Fuentes: Secretaría de energía, Cammesa, Enargas, Revista TECNOIL

Patricio Murphy