De la nacionalización a la crisis

La importancia de YPF
Por ese entonces, YPF era una organización poderosa cuya participación en la fijación de la política energética nacional permitió construir la casi totalidad de la infraestructura energética y vial actual.
Esa YPF consiguió instalar en el gobierno de 1943 la idea de que era necesario crear un organismo estatal que reemplazara a las compañías extranjeras distribuidoras de gas por redes. Consecuentemente, el 5 de marzo de 1945 se decretó la Nacionalización del Gas y Perón -que ocupaba los cargos de Vicepresidente, Ministro de Guerra y Secretario de Trabajo y Previsión- asistió a la toma de posesión de las instalaciones de La Primitiva de Gas, donde pudo escuchar las explicaciones del Ing. Julio V. Canessa -designado por Y.P.F. como Director de los Servicios de Gas en la ciudad de Buenos Aires- sobre la necesidad de desarrollar el gas argentino y le prometió la concreción de sus proyectos.
El 1º de enero de 1946 se crea, independizándola de Y.P.F., la Dirección Nacional de Gas del Estado (GdE), poniéndose al frente de la misma al Ing. Canessa.
Siendo Presidente, Perón concede una de sus primeras audiencias al Ing. Canessa, quien le explica que la creación de GdE carecía de sentido si no se llevaba la Capital Federal el gas que se venteaba en Comodoro Rivadavia, el que era reemplazado por carbón de hulla importado de Inglaterra, que llegaba a los usuarios a costos altísimos, imposibilitando el desarrollo popular del gas. Ese mismo día se resolvió la construcción del primer gasoducto entre Comodoro y Bs. As.
El 1º de enero del ‘47 Perón y Canessa soldaron el primer caño del gasoducto en Lavallol, localidad que había sido elegida para evitar las interferencias de las compañías extranjeras y asegurar su terminación, pues según razonaba Canessa, si empezaba en Comodoro podía terminar en cualquier parte y no en Buenos Aires, pero, si se iniciaba en Lavallol, para funcionar, inevitablemente, tenía que llegar a Comodoro Rivadavia. La monumental obra fue planeada y construida mayoritariamente por argentinos, aplicando técnicas creadas localmente, concretando triangulaciones externas destinadas a la provisión de materiales imprescindibles, terminada antes de lo planificado e inaugurada el 29 de diciembre de 1949
En esos tiempos, el gasoducto fue uno de los más largos del mundo y colocó a Argentina entre los tres países más avanzados en el aprovechamiento del gas, conjuntamente con Rusia y Estados Unidos.
Hoy en día la Argentina marcha hacia la pérdida del autoabastecimiento y debe recurrir a las restricciones de gas durante los más crudos meses del invierno, mientras no encuentra una salida a la gran dependencia del que tiene la matriz energética.

Fuente: Fundación Arturo Illia para la democracia y la paz - Instituto de la Energía y la Infraestructura.

La exportación de gas cayó un 60% en 2007

Argentina frenó la exportación de gas a Chile para priorizar el abastecimiento de la demanda interna, que se disparó durante el invierno.

En mayo de 2007 el Gobierno del por entonces presidente Néstor Kirchner limitó sensiblemente la exportación de gas a Chile para priorizar el abastecimiento de la demanda interna, que se disparó durante el invierno pasado, cuando se debieron aplicar restriciones al consumo de los grandes usuarios.
La medida, que nunca fue comunicada formalmente a las petroleras y tiene como ideólogo al secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, se mantuvo vigente durante todo el año pasado y provocó una fuerte caída de los volúmenes enviados hacia el otro lado de la Cordillera.
Según datos del Enargas, la exportación hacia Chile desde enero a noviembre de 2007 cayó un 58,1% en relación con el mismo período de 2006. En total, se vendieron 2.530,6 millones de metros cúbicos (m3), menos de la mitad que hace dos temporadas (6.040,3 millones de m3).
Según informa “El Inversor Energético”, las empresas chilenas sintieron el impacto. Methanex, por caso, la canadiense que fabrica metanol a partir de gas natural, debió sacar de funcionamiento en junio tres de sus cuatro plantas, con lo cual su producción cayó a 230.000 toneladas anuales contra las 980.000 que obtiene normalmente.
En los primeros nueve meses de 2007 los envíos de gas para la firma cayeron más de un 50 por ciento.
Según los números que maneja la estatal chilena Enap, de enero a septiembre de 2006 se exportaron 1.575 millones de m3 de gas para Methanex, mientras que durante el mismo período de 2007 se despacharon 766,2 millones de m3.
Desde el Gobierno lanzaron la medida debido a que ante la escasez del recurso para el mercado interno no se podía seguir exportando. Sin embargo, la temporada invernal ya pasó y los envíos siguen sin normalizarse.
La razón, entonces, pasaría por una cuestión de precios. Mientras que la Argentina importa gas desde Bolivia a 6 dólares por millón de BTU, lo exporta a Chile a u$s 3,70.
“Desde Comercio Interior les ordenaron a las petroleras que no vuelvan a exportar hasta que las compañías chilenas acepten pagar 6 dólares por millón de BTU; es decir, el mismo valor al que se importa desde Bolivia”, afirmaron al periódico El Inversor Energético allegados al Gobierno.
La decisión afecta, fundamentalmente a las provincias productoras, sobre todo a Neuquén que es la que tiene más participación, porque dejan de recibir una importante suma de dinero en concepto de regalías. Perciben un 12% del precio de venta, cuyo valor de exportación es mayor al del mercado doméstico.
Según informó el Ministerio de Hacienda, Finanzas y Obras Públicas de Neuquén, en julio los ingresos por regalía se redujeron un 8,5% con respecto a junio y un 15% menos con respecto a julio de 2006.
Hacienda señaló que las regalías gasíferas son las que motorizan estos recursos. En este año, desde abril y mayormente en mayo se observó un incremento de las mismas que se debe al mayor consumo del caudal gasífero, explicado principalmente por las bajas temperaturas que incrementan la demanda de este insumo básico.

Neuquén apuesta a incrementar el precio del gas

La provincia, que volvió a la Ofephi, negocia un incremento del gas en boca de pozo para fortalecer sus ingresos.

Con la intención de sumar nuevos recursos y de implementar estímulos a la producción que reviertan la baja en la extracción de petróleo, Neuquén quiere negociar con la Nación un aumento en el precio del gas en boca de pozo.
Así se denomina al fluido que extrae la petrolera antes de entrar al sistema de gasoductos, sobre el cual las provincias cobran un 12% de regalías. Es por eso que, según reclaman desde hace tiempo en las gobernaciones, el retraso de los valores internos con respecto a otros países de la región les hace perder dinero. Además, las restricciones a las exportaciones que se dieron durante 2007 mermaron los ingresos de las arcas neuquinas.
Neuquén, la principal productora de gas del país, con el 52% de la torta, quiere elevar el precio 4 dólares por millón de BTU (la unidad de medida). Se trata de un número bastante por debajo de los más de u$s 6 que paga la Argentina a Bolivia. Sin embargo, se ubica muy por encima de los u$s 1,3 promedio que cobran las petroleras de las distribuidoras, e implica un ingreso un 60% mayor a los u$s 2,5 que reciben por el gas más caro que hoy venden a industrias.
Según informa El Inversor Energético, “El pedido de las provincias, sin embargo, tiene límites: buscan mejorar el precio que reciben las empresas -y por lo tanto aumentar su base para el cálculo de regalías- a partir del nuevo gas que pongan en el mercado, algo que no afectaría, al menos de momento, la producción actual”.
El periódico informa que esa es una de las posibilidades que tienen las provincias para conseguir que la Nación dé el visto bueno a la medida, dado que permitiría comenzar a liberar el precio que pagan las grandes y medianas industrias -creen que muchas están dispuestas a desembolsar más por el hidrocarburo a cambio de abastecimiento seguro-, pero no afectaría las tarifas de los hogares, la última trinchera del control de precios que viene desde la presidencia de Néstor Kirchner.
Neuquén comenzó a tratar en conjunto con el gobierno de Cristina Fernández alternativas para elaborar compensaciones a las empresas que extraigan el llamado gas de arenas compactas, o tight gas.
“Hablamos con Nación sobre el gas en arenas compactas. Estamos preparando un proyecto de ley”, sostuvo Jorge Sapag.
“Neuquén es la única provincia que tiene yacimientos de gas muy importantes en arenas compactas. Nuestra propuesta es que tengamos un régimen legal promocional para la obtención de ese tipo de fluido, que va a poner al descubierto yacimientos”, indicó en varias oportunidades el gobernador de Neuquén.
En el sector creen que una iniciativa de esa clase podría abrir el camino a proyectos similares en otras provincias.

A favor
La iniciativa cuenta con el visto bueno de la industria, que la considera una opción viable para el repunte de la producción. En promedio, un pozo en una tight sand produce 30.000 m3/día, muy por debajo de los 600.000 que ofrece una perforación en un yacimiento tradicional. “Sin embargo, con un precio acorde esos recursos podrían extraerse y ayudar a paliar la falta de gas del país. Hay muchas formas de hacerlo: una de ellas es poner un precio diferencial más alto que sólo se aplique para el fluido de esas formaciones”, aseguró a Inversor Energético Rubén Sabatini, presidente de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos.
“Además, la explotación de esos yacimientos daría un fuerte impulso a la actividad petrolera, dado que se necesitaría de una gran cantidad de maquinarias y personal capacitado para encarar las obras”.

Quedan opciones
Daniel Kokogian, asesor de Asuntos Externos de Petro Andina Resources, explicó al Invrsor Energético que existen varias zonas dentro de las cuencas productivas actuales en las cuales no deberían haberse agotado las posibilidades de desarrollo, tales como los niveles profundos de las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge, el sector andino de la Cuenca Austral y su área off shore; y la faja plegada del Noroeste.
“Lo cierto es que con mejores precios se observaría un incremento casi inmediato de entre un 20 y un 50% de las reservas probadas, quizás en un plazo menor a un año”, dispara el ejecutivo.
En el país hay más hidrocarburos para poner en producción, pero el precio no estimula mayores inversiones. Eso sucede, en especial, en los casos donde los desembolsos para extraer recursos son más altos, debido a las características geológicas del terreno, la madurez de los yacimientos o la complejidad de la operación.
Los estados productores estiman que su iniciativa no debería ser rechazada por el Gobierno, dado que no afectaría a los clientes residenciales y contrarrestaría la caída en la producción, una de las grandes preocupaciones que tienen en el Ministerio de Planificación, a cargo de Julio De Vido.
Desde la recuperación económica, a partir de 2003, la demanda de gas sufrió un fuerte incremento, mientras que el nivel de extracción se orientó por el camino inverso. Por caso, la producción de 2007 fue de 50.948 millones de metros cúbicos, según la Secretaría de Energía; un 1,27% menos que el año anterior. Pero el dato cobra más relevancia debido a que la tendencia a la baja fue una constante durante los últimos años, y llevó a la Argentina a sufrir carestías durante el invierno y a importar el producto de Bolivia a un precio mucho mayor al interno.

La producción gasífera Neuquina, estancada

Durante 2007, la mayor productora de gas del país registró una caída por tercer año consecutivo.

La producción de gas en Neuquén no despega. En enero de este año llegó a los 2.124.634,29 metros cúbicos, un 0.56 por ciento menos con relación a los 2.135,9 millones de igual mes del año pasado y un 3,61 por ciento por debajo que en diciembre del 2007.
Además, durante 2007 se registró una caída de la producción gasífera por tercer año consecutivo en Neuquén. El fenómeno se debe principalmente a la madurez de los yacimientos y a la falta de nuevos descubrimientos con reservas significativas.
Además, las empresas petroleras, pese a sus anuncios invierten en nuevos pozos para desarrollar los yacimientos en producción pero muy poco en nuevos pozos exploratorios.
La producción de gas en la provincia durante 2007 alcanzó 26.471 millones de m3 contra los 26.617 millones de metros cúbicos de 2006, lo que reflejó un descenso del 0,5 por ciento.

Loma La Lata, complicado
El yacimiento Loma La Lata, el mayor productor de gas de la Argentina, obtuvo un rendimiento de 651,4 millones de metros cúbicos en enero de este año. Esto representa una baja del 1,1 por ciento con relación a los 681,4 millones de metros cúbicos obtenidos en igual período del 2007.
La producción de este yacimiento está en declinación pero aún está lejos de agotarse, por lo que continuamente se van incorporando compresores para poder inyectar su producción a los gasoductos.
Desde 2003 hasta el año pasado, la producción de gas de Loma La Lata se redujo un 50 por ciento. Hace cinco años la producción fue de 12,093 millones de metros cúbicos, mientras que en 2007 se redujo a 8,3 millones.
Estos datos preocupan a la Gobernación de Jorge Sapag, por eso el mandatario impulsa la exploración de zonas donde existe gran potencial para la extracción de gas de arenas compactas.
Pero esa iniciativa requiere incentivos económicos para las empresas que con el actual régimen de precios del gas que dispone la Nación no están dispuestas a invertir. Ese tipo de gas requiere de mayores desembolsos de dinero para extraerlo y sus pozos son mucho menos productivos que los de otros reservorios.

Aún no hay puerta de salida a la crisis

Las industrias se preparan para enfrentar otro invierno con restricciones. Pese a que la Nación trate de soslayar el problema, se vislumbra un panorama energético similar al de 2007.

Apesar de que la presiden ta Cristina Kirchner aseguró en la sesión inaugural del período legislativo que no faltarán el gas y la electricidad durante el invierno, tanto los analistas como la simple realidad, hacen prever que durante el invierno regresarán las restricciones energéticas que sufrieron en 2007 los grandes usuarios.
Ante la imposibilidad de que Bolivia envíe más gas a la Argentina, es imposible que el país cuente con el fluido necesario para hacer frente a la demanda creciente que registra el país y que se intensifica en invierno. La etapa más cruda de los últimos años se sufrió el año pasado cuando arreciaron las restricciones energéticas dispuestas por la Nación para que el sistema no colapsara.
Así, se debió recurrir al racionamiento del consumo eléctrico de la industria, para que el consumo residencial no sufriera cortes, en pleno año electoral. Lo mismo ocurrió con el gas natural y con el GNC. Se debió echar mano a la importación de energía y al corte de las exportaciones, sobre todo de gas hacia Chile.

La matriz dependiente
Argentina presenta un uso de la energía insostenible, debido al alto consumo de gas y a la caída de las reservas, que se ubican levemente por encima de los 8 años. Además, la actividad exploratoria deja mucho que desear. Sucede que las tarifas gasíferas no estimulan a la inversión, y sumado a ello, los campos argentinos se encuentran maduros. Prueba de ello es la caída de la producción que registra Loma La Lata, el mayor yacimiento de gas del país, ubicado en Neuquén.
La elevada dependencia del gas natural en la matriz energética está disociada con la caída que se observa en la relación reservas/producción, que superó la barrera estratégica de los 15 años en 2002 y actualmente está en 8,5 años.
En 2002, cuando se superó la barrera de los 15 años de reservas de gas, se produjo un quiebre en el marco regulatorio del sector y se adoptó un sistema de precios disociado de la evolución del precio del producto en los mercados internacionales. Se mantuvo congelado el precio en boca de pozo hasta 2004, cuando aparecieron las primeras señales de faltantes de gas.
El sistema energético en 2008 seguirá operando al límite, manteniendo la vulnerabilidad a picos de consumo, con lo cual será difícil evitar racionamientos similares a los de 2007, ya que la demanda seguirá en aumento y no se espera un gran aumento de la oferta energética. Y el plan de uso racional de la energía impulsado por la Nación es una gota de agua en el desierto.

Industria, alerta
La industria argentina se prepara para pasar un invierno con poca energía y para ello la mayoría de las empresas ha comprado generadores, cambiado turnos de producción y distribuido lámparas de bajo consumo.
Empresas de sectores tan diversos como el alimentario, el metalmecánico, el automotor y el farmacéutico ya instrumentaron este tipo de medidas, asegura el informe de la Unión Industrial Argentina (UIA).
En declaraciones al diario "La Nación", Juan Carlos Lascurain, presidente de la UIA, negó que el informe haya sido motivado por una preocupación específica por eventuales cortes en el suministro energético.
"Sólo queremos contar lo que la industria está haciendo para ahorrar energía", explicó el dirigente empresarial. Hace unos días, la presidenta de Argentina, Cristina Fernández, criticó a quienes predicen que el país puede sufrir una "catástrofe" energética y dijo que este es un "problema del siglo XXI en todo el mundo y en la región".

YPF vuelve a operar yacimiento clave para el invierno

La compañía petrolera, junto con la chilena ENAP, reiniciaron la producción en la Cuenca Austral. Aportará 2,7 millones de metros cúbicos de gas natural por día.

La empresa Enap Sipetrol Argentina, conformada por la filial local de la estatal chilena Empresa Nacional del Petróleo e YPF S.A., reinició su producción de petróleo y gas off shore en el yacimiento Magallanes, ubicado en la Cuenca Austral.
De esta manera, podrá incrementar su aporte de gas natural a la matriz energética nacional para cubrir las necesidades invernales.
El yacimiento «aportará aproximadamente mil metros cúbicos diarios de petróleo y 2,7 millones de m3 por día de gas natural adicionales de cara al invierno, contribuyendo a satisfacer la demanda energética y acompañando el desarrollo económico de nuestro país», se señaló en un comunicado.
La mayor oferta energética se logrará «una vez que se alcance la plena capacidad de producción», y luego de haberse concretado inversiones por cerca de 70 millones de dólares, indicó la firma.
El reinicio de la producción, agregó el comunicado, «reportará ingresos a las arcas públicas en concepto de regalías para las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, así como también para el Gobierno Nacional».
Enap Sipetrol agregó que a esos montos se sumarán los derivados de «las retenciones correspondientes» en caso de exportaciones de petróleo y gas natural.
Las tareas llevadas a cabo hasta el momento en las instalaciones on shore y off shore frente a la boca oriental del estrecho de Magallanes, incluyeron el cambio total del oleoducto submarino de más de 17 kilómetros de longitud entre la plataforma off shore AM-3 y la batería de recepción Magallanes (BRM).
También se produjo el cambio parcial del oleoducto submarino entre las plataformas off shore AM-2 y AM-3, de más de 4 kilómetros de longitud, explicó la empresa.
A fines de octubre último, las obras de construcción de los nuevos oleoductos fueron visitadas por el gobernador de Santa Cruz, Daniel Peralta, quien manifestó su satisfacción con el avance de los trabajos.
«La decisión de la empresa y su socia YPF de realizar estas inversiones es una señal de gran compromiso con la provincia», destacó Peralta en esa oportunidad.
El reinicio de las operaciones coincide además con avances registrados en el área E2 de la plataforma continental argentina, en la cual Enap Sipetrol Argentina perforará el primer pozo exploratorio off shore en el transcurso de este año, en su condición de representante y operadora de la UTE conformada con YPF y la estatal ENARSA, según Télam.
Este acuerdo «tiene como objetivo ampliar el horizonte de reservas de hidrocarburos, acompañando el desarrollo económico y la creciente demanda energética del país», a partir del «aporte tecnológico y el know-how operativo de Enap Sipetrol Argentina, como principal empresa operadora off shore del país», concluyó el comunicado de prensa.

Enarsa y PdVSA se lanzan a producir más gas

La estatal argentina Enarsa y su par venezolana PDVSA se encuentran ultimando detalles del pliego de licitación para construir una planta de regasificación en la Argentina, que se lanzará en los próximos días.
Al parecer, el proyecto demandará una inversión en el país cercana a los u$s400 millones y permitirá, de acuerdo con los planes oficiales, ingresar unos 10 millones de metros cúbicos diarios de gas a la Argentina.
La producción representa cerca del 30 por ciento del gas que se espera traer de Bolivia hacia finales de ésta década.
La propuesta encabezada por ambas compañías busca complementar la oferta local de gas y la que se espera llegará desde Bolivia una vez que esté concluído el Gasoducto del Nordeste Argentino (GNA), algo que no sucederá antes de 2010.
En principio, el proyecto de LNG (gas natural licuado, en inglés), que las estatales de ambos países lideran en conjunto, consiste en la instalación de una planta de licuefacción en Venezuela –saldrá de la cuenca Mariscal Sucre–, que tiene grandes reservas de ese hidrocarburo.
El plan se completará con la puesta en marcha de otra unidad complementaria en la costa argentina, que se estima se emplazará en Bahía Blanca, según consigna El Cronista Comercial.
Con relación al gas, este se transportará en estado líquido desde el país de origen hasta la Argentina, donde una vez que vuelva a su estado natural se inyectará en el sistema de gasoductos.
Por otro lado, se evalúa el desarrollo de otra planta similar, aunque esta última estaría instalada en Uruguay. También se utilizaría para exportar gas al país.
Analistas del sector sostienen que los proyectos de LNG no hacen más que confirmar el fin del proyecto inherente al gasoducto del Sur.
Se trata de la obra que preveía unir a Venezuela con la Argentina, pero que quedó obsoleto a raíz de la falta de apoyo de Brasil.
La misma fuente asegura que la instalación de una planta de regasificación implica reconocer que la Argentina va camino a perder por completo el autoabastecimiento de gas.

Otro capítulo en la novela boliviana

Luego del fracaso de la cumbre entre Brasil, Argentina y Bolivia, una vez más quedó en claro que Evo Morales no puede cumplir con el contrato firmado con nuestro país.

Bolivia volvió a asegurar el suministro de gas para la Argentina, pero sólo después de que se realicen las inversiones para la explotación. El vicepresidente boliviano, Alvaro García Linera, aseguró el lunes pasado que a partir de fin de este año el país estará en condiciones de atender la demanda adicional de gas de Brasil y la Argentina. Sin embargo, este tipo de anuncios, repetidos hasta el hartazgo en los últimos años, no conllevan grandes esperanzas para las necesidades argentinas.
García Linera explicó que se calcula que desde fin de año la producción de gas natural del país comenzará a incrementarse paulatinamente, debido a las inversiones que realizarán no sólo las empresas petroleras, sino el propio Estado a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
«Para fin de año tendremos suficiente gas y esto lo saben los presidentes de Brasil y Argentina, ya para fin de año con inversiones habrá unos 2 ó 2.5 nuevos millones de m3 de gas día. El siguiente año con interconexiones de campos habrá otros 4 ó 5 nuevos millones de m3 de gas día».
García Linera anteriormente había prometido cumplir con el suministro, pero no se había animado a dar una aproximación de la fecha: ahora esa promesa vería la luz a fin de año.
Estas últimas declaraciones, pos fracaso de la cumbre entre Bolivia, Brasil y la Argentina, podrían responder a una necesidad de dejar en claro que Evo Morales tiene la voluntad de cumplir con el compromiso, y de esta forma no obstaculizar las relaciones bilaterales con Cristina de Kirchner, pero que se vio imposibilitado por la reducción de las inversiones por parte de las petroleras que operan en su país a raíz de las nacionalizaciones ocurridas con la llegada del MAS (Movimiento al Socialismo) al poder.
El vicepresidente boliviano anticipó que luego de las inversiones de las petroleras el suministro para la Argentina se restablecerá. Nuestro país suscribió un contrato con Bolivia en 2006 por el que ese país se comprometió a enviar 7,7 millones de m3 diarios, pero en la actualidad solo llegan menos del mínimo convenido en 4,5 millones de m3 (entre 2 y 3 millones de m3 diarios).
García Linera respondió entonces que las petroleras evitaron las inversiones como una forma de defensa frente a las estatizaciones.
El vicepresidente boliviano señaló que actualmente la producción de gas cubre tranquilamente la demanda interna que llega hasta 6 millones de m3 diarios, en atención a la política gubernamental y las normas vigentes de atender como prioridad el mercado interno.
Así también se cumple con el pedido de Brasil que está entre 29 y 30 millones de m3 diarios, y, aunque un mucho menos, se lo hace con el contrato con la Argentina.

La herencia
La autoridad explicó que esta situación obedece a que en anteriores gestiones los gobiernos no se ocuparon de garantizar inversiones de las empresas petroleras, más aún cuando como el ex presidente Jorge Quiroga aprobó un decreto que eximía a las transnacionales de la obligación de perforar un pozo por parcela.
El gobierno boliviano se despegó de su responsabilidad recurriendo al muy trillado argumento de la herencia recibida.
Al echarle la culpa a las petroleras Alvaro García, explicó que «les dimos golpe a las petroleras (nacionalización en 2006), les dimos un garrotazo y ellas se resintieron, nos boicotearon en algunos casos, nos estorbaron en otros, no nos ayudaron en otros casos y nos amenazaron».
«Las petroleras se defendieron dejando de invertir», razón por la cual, la producción del carburante se estancó, según García.
En Bolivia operan 12 multinacionales, entre brasileñas, españolas, británicas, francesas y holandesas.
García defendió la nacionalización de los hidrocarburos -riqueza estimada en 1,36 billones de metros cúbicos de gas, la segunda de la región- porque la medida permitió a Bolivia triplicar a 900 millones de dólares sus ingresos fiscales al año.
«Hemos modificado las reglas del juego con los extranjeros y lo hemos hecho sabiendo que había un riesgo», dijo el vicepresidente, quien también reconoció que el Gobierno no fue capaz de generar mayores inversiones privadas.
«Asumimos nuestra cuota de responsabilidad, pero no nos arrepentimos, fue buena decisión haberles quitado a las petroleras la mayor cantidad de las ganancias para que se queden en el país», complementó.
Tras largas negociaciones, el Gobierno logró en 2008 que las transnacionales inviertan unos 960 millones de dólares que recién comenzarán a dar frutos plenos a partir de 2009 y 2010.
El retraso en las inversiones, que originan un déficit de producción, obliga al Gobierno a gestionar en Buenos Aires un nuevo contrato de compra-venta de gas, respecto del firmado por los presidentes de Bolivia y Argentina en octubre de 2006.
«Hay que renegociar el traslado del cumplimiento total del abastecimiento a la Argentina del 2011, quizá al 2012 o mediados del 2013, hay que variar un año o año y medio las fechas y los topes», declaró García a la radio católica Fides, consigna la agencia AFP.
Ese entendimiento establece que Bolivia debe subir sus volúmenes enviados por un antiguo ducto binacional hasta 2010 a 7,7 millones de metros cúbicos diarios (MMCD) de gas y comenzar a suministrar 16 MMCD desde 2011, una vez que esté concluido el nuevo Gasoducto Nordeste Argentino, para llegar a un tope de 27,7 MMCD.
García también expresó su deseo de que acaben las limitaciones bolivianas el próximo año, cuando se mejore la capacidad productiva del país, que a la fecha alcanza a unos 40 MMCD que le sirven para bombear 30 MMCD a Sao Paulo, 1,5 a Cuiabá, 6,5 MMCD para su mercado interno y un saldo fluctuante que es despachado a Argentina.

A fines de 2008
El vicepresidente reveló que recién a fin de año Bolivia podría aumentar su producción de 2 a 2,5 MMCD y en 2009 en otros 4 a 5 MMCD adicionales, si prosperan las inversiones de la brasileña Petrobras y ésta logra un acuerdo con la francesa Total para explotar un rico yacimiento del hidrocarburo en la región de Itaú (sureste).
Chile, que necesita con mayor urgencia aún de ese gas, está fuera de la ecuación por razones políticas: cualquier negociación para que La Paz le venda gas a Santiago pasa por una salida al mar para Bolivia.
Para Brasil el gas responde por el 10% de su matriz energética. Actualmente su consumo está entre 52 y 54 MMCD. El 70% del gas que consume Sao Paulo, corazón económico de Brasil, viene de Bolivia.
A largo plazo, la salida de Brasil parece estar en el yacimiento de gas encontrado recientemente por Petrobras en aguas profundas. La empresa no hizo estimaciones sobre su potencial, pero se cree que puede conducir a Brasil a la autosuficiencia en materia de gas.

El laberinto argentino

En Argentina la demanda global de gas natural es de unos 130 millones de metros cúbicos diarios (MMCD), con una producción levemente superior a esa cifra que se destina a la demanda local, lo que le deja un escaso remanente para compromisos de exportación de unos 25 MMCD hacia Chile, Brasil y Uruguay.
En 2007 el déficit se profundizó y el gobierno suspendió las exportaciones de gas.
«El problema es que Argentina ha tratado el gas como si fuera un recurso renovable», dijo Jorge Lapeña, ex secretario de Energía y directivo de Instituto Argentino de Energía, a la AFP en Buenos Aires.
Lapeña remarcó que «el gas boliviano es la columna vertebral de la ecuación energética argentina. El 50% de la generación de toda la energía eléctrica depende del gas».
«Los yacimientos llegaron a un máximo productivo en 2004, y a partir de entonces la producción de gas está en retroceso. Por eso el suministro de Bolivia juega un rol decisivo. Decir que se va a reducir el envío de gas boliviano o que su volumen no es seguro es un problema grave para Argentina», afirmó.
Para el ex secretario de energía y consultor Daniel Montamat «el problema es que para recomponer las reservas de gas se necesitan de 8 a 10 años. ¿Cuál es la solución? Importarlo de Bolivia. Pero Bolivia ya admitió que no hizo las inversiones necesarias y no tiene gas disponible y el que tiene es caro e inseguro».
La situación paradójica para Chile es tener tres vecinos con gas sin poder abastecerse con ninguno de ellos. Bolivia por el tema del mar; Perú por razones políticas y Argentina porque no le garantiza los volúmenes requeridos.
En 2007 Chile recibió los menores volúmenes de gas desde 2004, el año en que Argentina comenzó a recortar sus envíos del hidrocarburo para satisfacer su mayor demanda interna.
Hasta 2004 Argentina enviaba a Chile unos 22 MMCD de gas, con los que se generaba 47% de la energía eléctrica que consumía el país. Los envíos actuales se sitúan entre 1,5 y 2 millones MMCD suficientes solamente para satisfacer el consumo residencial y comercial de la zona central de Chile.
Las reducciones en los envíos de gas argentino repercutieron en el plano diplomático, tensionando las relaciones entre Santiago y Buenos Aires.

Habrá que alimentar las nuevas centrales

Este mes se habilitarán las dos turbinas de la Central General Belgrano, que incorporarán 400 MW al sistema eléctrico. El interrogante pasa por el gas para su funcionamiento.

La termoeléctrica Central Manuel Belgrano (CMB), en construcción en la localidad bonaerense de Campana, comenzará a generar electricidad este mes y permitirá sumar unos 400 MW (megavatios) al sistema eléctrico nacional (SIN) e incrementar la oferta energética.
Además, en Salta se construirán dos centrales térmicas que, en conjunto, aportarán alrededor de 80 megawatts (Mw) y sumarán una importante oferta para la región del NOA. Esa parte del país requiere de electricidad adicional para abastecer a las nuevas industrias que se instalaron en la zona.
Los proyectos están a cargo de la distribuidora local Edesa y de la empresa privada Tabacal (dueña de la marca Azúcar Chango). El primero estará emplazado en las cercanías de la localidad de Tartagal y quemará gas natural para generar 40 Mw.
Sin embargo, esas centrales aún no tienen el gas garantizado para que puedan entrar en funcionamiento.
La CMB de ciclo combinado, que será inaugurada por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, tendrá una capacidad de potencia total instalada de 827 MW cuando funcione a pleno el próximo año, que serán transportados a través de una red de 500 Kv (kilovolts).
Esta es una de la obras que el gobierno lleva adelante, junto con los programas de Energía Plus para que las empresas generen su propia energía, y el de Energía Suministrada que comprende la instalación de usinas móviles en puntos estratégicos del país.
Este mes se habilitarán las dos turbinas a ciclo abierto de la Central General Belgrano y posteriormente se instalará la turbina de vapor que es lo que cierra el ciclo para que genere su máximo de 827 MW, previsto para el primer trimestre de 2009, según confirmaron fuentes gubernamentales.
La alimentación de la generadora puede hacerse indistintamente con gasoil o gas natural, por lo que en las inmediaciones de la CMB se construye una planta de almacenaje del combustible, pero la prioridad es que opere con gas natural que recibirá a través de un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro y 17 kilómetros de extensión.
La construcción de ese gasoducto demandó 15,6 millones de dólares y su traza une al Sistema Troncal de Transmisión de Gas operado por la Transportadora Gas del Norte (TGN) con la Ruta provincial 193, en Capilla del Señor, provincia de Buenos Aires.
La alimentación se hará a través de una conexión al Gasoducto San Gerónimo (Santa Fe), en la localidad bonaerense de General Rodríguez.
Para reponer el agua consumida para enfriar las turbinas se construye también una toma sobre el río Paraná y en los acuíferos Puelche y Tipo Puelche, que conectarán con la planta.

1600 MW
Esta Central junto con la General San Martín que simultáneamente se construye en Timbués, en el sur de Rosario con un costo total estimado en 1.300 millones de dólares, entrarán en servicio en forma parcial (ciclo abierto) durante el primer semestre de este año, con un aporte al SIN de 800 MW.
En el transcurso de 2009, concluidas las obras, las dos centrales estarán en condiciones de generar un total de 1.600 megavatios.
El gerenciamiento, operación y mantenimiento de la CMB está a cargo de Endesa, mientras que la francesa Total tiene a su cargo la Central San Martín.
Las obras se ejecutan bajo el sistema «llave en mano», en el que la adjudicataria tiene a su cargo el diseño, fabricación, suministro, transporte, construcción, montaje, puesta en marcha, ensayos de puesta en marcha y pruebas finales de ambas centrales.
En julio de 2004 las empresas de generación fueron invitadas por el Gobierno nacional a integrar un fondo (el FONINVEMEM) con las acreencias que hubieran acumulado con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), entre enero del 2004 y diciembre del 2006, para financiar la construcción de dos generadoras e incrementar así la oferta de energía eléctrica.
A esa convocatoria respondieron afirmativamente generadoras como AES, Endesa, Petrobras Energía y Total, entre otras.
El Ministerio de Planificación Federal, a través de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, fue el encargado de llevar adelante esta negociación, a la que se adhirió la casi totalidad de los grupos empresarios del sector, incluso algunos que no tenían acreencias, como CMS y Generadora Córdoba.
Las turbinas, tanto de esta Central como las de la General San Martín son provistas por la alemana Siemens.
Las turbinas para la central que se levanta en Campana -dos- arribaron al puerto de Zárate, provenientes de Berlín, Alemania, en agosto de 2007.

El abastecimiento estará en el centro del debate

Será uno de los principales temas la 3º edición de “Energy Forum Argentina”.

Las perspectivas del abastecimiento de gas para el próximo invierno, así como la integración energética de Argentina con otros países serán los principales temas debatidos durante la 3º edición de “Energy Forum Argentina”. El evento organizado por IBC se llevará a cabo en Buenos Aires entre los días 28 y 29 de abril, con la participación de ejecutivos de IAE, Acigra, Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, Gas Energy, C.R.E.E., Standard&Poors, entre otros.
Con un análisis inicial sobre la planificación del nuevo gobierno para el sector argentino, para el abastecimiento de gas natural y la generación de energía para el sector industrial, el foro sigue con discusiones acerca de la diversificación de la matriz energética Argentina, considerando alternativas como la energía eólica, los biocombustibles y la expansión del etanol.
El congelamiento de tarifas, el programa Energía Plus, la contratación de energía para consumidores industriales, así como los acuerdos y las relaciones de Argentina con otros países para importación de gas también serán temas presentados por los oradores confirmados.
El listado incluye al vicepresidente del IAE, Jorge Olmedo, la presidenta de CIER – Secretaría Ejecutiva del CACIER, Ester Fandiño, el director ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, Claudio Molina, el socio-director de Gas Energy, Marco Aurélio Tavares, el consultor de Sigla, Patricio Murphy, el director del Centro Regional de Energía Eólica, Dr. Héctor Fernando Mattio, y el consultor y gerente de Acigra, Jorge Mario Facciuto.
Para hablar de la eficiencia energética, los organizadores han invitado al prosecretario del IAE, Gerardo Rabinovich, que tratará de las formas de seguimiento para reducción del consumo y los costes con energía, además de implementar medidas de eficiencia, sustitución de equipamientos y otras formas de ahorro energético.
La tarde del día 29 acogerá a un taller sobre el financiamiento de proyectos de integración energética y sobre los contratos internacionales para el suministro de gas. Los trabajos de dicha sesión serán conducidos por el director asociado de Standard&Poors, Pablo Lutereau, y por el gerente peral financiero de Basto Tigre Coelho da Rocha Abogados, Heller Redo Barroso.
La tercera edición del “Energy Forum Argentina» se realiza con el apoyo de Acigra y de Interame – Asociación Interamericana de Grandes Consumidores de Energía. Se puede obtener informaciones del evento en el sitio www.informagroup.com.br.

AGENDA

3º “Energy Forum Argentina»
Fecha: 28 y 29 de Abril de 2008
Local: Hotel Sheraton Buenos Aires – San Martín, 1225 – Buenos Aires

Organizado por IBC
Informaciones: +55-11-3017-6888 o imprensa@informalatin.com.br
Website: www.informagroup.com.br

Jornadas y congresos 2008

Jornadas Técnicas Comahue 2008
Del 19 al 21 de mayo
Lugar: Neuquén

VI Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad
Del 19 al 21 de agosto
Lugar: Colombia

2º Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento del Gas Natural
Del 30 de septiembre al 3 de octubre
Lugar: El Calafate

VII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos
Del 5 al 8 de noviembre
Lugar: Mar del Plata