#15 Estrategia Energética

Gustavo LahoudDEL EQUIPO DE REDACCIÓN

La problemática de la energía se ha convertido en los últimos años en un aspecto central de la planificación estratégica de los Estados a los efectos de lograr mayores niveles de seguridad energética, entendi-da contemporáneamente como un concepto multidimensional. Este abarca no solo el suministro de energéticos vitales para el crecimiento económico, sino también la estabilidad en el abastecimiento, la acce-sibilidad al recurso y la sostenibilidad medioambiental implicada en la explotación de los mismos.Precisamente, en las últimas dos décadas, los grandes actores pú-blicos y privados que intervienen en la configuración del sistema energético en todos sus eslabones (prospección, extracción y produc-ción, transformación, transporte, comercialización y distribución de la energía) han protagonizado una creciente puja por el acceso a recursos hidrocarburíferos y el control de estos de forma tal de ga-rantizar un abastecimiento seguro y confiable en el tiempo. En efec-to, las grandes potencias –como los Estados Unidos–, las naciones de creciente peso político y económico –los BRICS (Brasil, Rusia, India, China, Sudáfrica)–, los Estados nacionales con importante in-fluencia regional en el Hemisferio Sur y los grandes conglomerados empresariales en el sector energético –ya sean públicos o privados– conforman en la presente coyuntura una trama de interrelaciones que le confieren a la cuestión energética una centralidad estratégica que no tenía desde la finalización de la Segunda Guerra Mundial y la consolidación de la Pax Americana y del mundo bipolar. Este dato nos habla de que la energía y el pensamiento y la acción políticas en torno a su uso, control y preservación están hoy en el centro de la escena mundial. En esta dirección, Michael Klare1, uno de los analistas más relevantes en materia de geopolítica de la energía en el ámbito mundial, sostiene que todos los Estados nacionales, más allá de su relativa posición en términos de capacidades de poder e in-fluencia en el sistema internacional, asumen la necesidad imperiosa de pensar estratégicamente la cuestión de los recursos energéticos de cara a la elaboración de una planificación de mediano y largo plazo que les permita lograr mayores niveles de seguridad en el acceso a las fuentes de energía, de manera tal de propender a la consolidación de márgenes de autonomía más amplios en el juego geoestratégico y geoeconómico de la energía, lo cual se traduce, en definitiva, en el reforzamiento de la soberanía energética.Este escenario se agrava por lo que se conoce como el fin de la era del petróleo fácil, cuya contracara es el debate sobre el momento en que el sistema llegará al denominado peak oil, es decir, aquella situación configurada por el insuficiente crecimiento de las reservas de hidro-carburos de modo tal que permitan acompañar los crecientes niveles de extracción necesarios para sostener los aumentos persistentes en la demanda de los bienes energéticos. Téngase en cuenta que, en los últimos años, más del 60 % de la creciente demanda de hidrocarburos proviene de la región asiática (China e India a la cabeza), en un con-texto en el que las llamadas Compañías Petroleras Nacionales (CPN), de la mano de la recuperación de la planificación estatal en materia de política energética liderada por países como Venezuela, Brasil, Irán, Rusia, Nigeria, entre otros, tienen el control de alrededor del 90 % de las reservas probadas de hidrocarburos existentes en el mundo. Este es un eje indudable de conflicto que, lejos de mitigarse, se intensifica al compás del aumento de la puja por el control de recursos que son más escasos, lo cual hace que la geopolítica de la energía sea hoy una herramienta vital tanto para países productores como consumidores. De hecho, la vieja fractura tectónica entre ambas categorías de nacio-nes en el orden de la problemática energética (países productores vs.

Seguridad y soberanía

Ejes de la geopolítica de la energía en el siglo XXI

países consumidores), que servía sobre todo para explicar las disputas en un mundo Norte-Sur dividido en torno a un conflicto político-ideológico y territorial durante la Guerra Fría, aparece hoy atravesada por una multiplicidad de interacciones y alianzas que hablan de un nuevo juego geopolítico de la energía, con más actores que pujan por acceso y control a los recursos y, por ello mismo, con más tensiones e incertidumbres. En ese contexto de alta volatilidad, no es casual que el debate en tor-no al futuro de la explotación hidrocarburífera esté dominado por el boom del petróleo y gas no convencional, otra de las característi-cas de una época signada por los altos precios, la creciente especu-lación financiera en torno a los commodities minerales y energéticos y la predominante percepción de estancamiento productivo en todo el sector a partir de la declinación constante de los yacimientos de hidrocarburos convencionales. Para poner en marcha este nuevo ci-clo de los hidrocarburos, que el mencionado especialista en política internacional y energía Michael Klare denomina, eufemísticamente, “ir por lo que queda”, se deberían destinar ingentes recursos financie-ros, tecnológicos, humanos y naturales de forma tal de desarrollar una perspectiva de explotación comercial a gran escala que permita –en un mediano plazo– revertir la actual coyuntura de estancamiento. Según la Agencia Internacional de la Energía y el Departamento de Energía de los Estados Unidos, estos potenciales yacimientos de recursos no convencionales están en China, Estados Unidos (único caso en el que la explotación de gas no convencional fue desarrollada en los últimos treinta años y que explica hoy alrededor del 25 % del total de la oferta del fluido en el mercado interno), México y la Argentina (nótese que el Plan Estratégico de la nueva YPF presentado en 2012 está fuerte-mente influido por escenarios de explotación creciente de recursos no convencionales en la cuenca neuquina).Este nuevo “El Dorado” que campea a escala planetaria supondría la utilización intensiva de nuevos métodos prospectivos y extractivos (fracking) para dar con un recurso que está a muchas mayores profun-didades y en formaciones de baja porosidad y permeabilidad, y el uso de toneladas de litros de agua con una enorme variedad de agentes químicos, indispensables para que el gas y petróleo que está en estas formaciones fluya hacia la superficie. Todo ello plantea el interrogante de si es posible sostener un esquema productivo de estas característi-cas, sobre la base de una utilización intensiva y extrema de recursos vitales y estratégicos como el agua –lo cual abre, en principio, un de-bate sobre los usos y disponibilidad del recurso– y de agentes quími-cos que podrían plantear serios desafíos de sostenibilidad en términos medioambientales. Asimismo, el acceso a los recursos financieros y tecnológicos necesarios para el desarrollo de estos yacimientos plantea otro interrogante nada desdeñable, ya que muy pocos países tienen las capacidades suficientes para proveerse de los mismos, lo cual configura una doble barrera financiera y tecnológica que impacta directamente sobre el margen de maniobra y la autonomía relativa, con el conse-cuente deterioro de la soberanía.En definitiva, estamos ante la profundización de un escenario incierto y conflictivo, que requiere de una mirada compleja, sólida e imaginativa que permita planificar una geopolítica de la energía consistente con los intereses vitales de nuestra Sudamérica: disponibilidad, estabilidad en el suministro, acceso igualitario a la energía como derecho humano inalie-nable, uso sostenible y eficiente, diversificación de la matriz energética, aumento del margen de maniobra soberano y consolidación de un proce-so de integración energética sudamericano, como vía privilegiada para el logro de la soberanía energética de cada una de nuestras naciones.

1 Ver Klare, Michael: Rising Powers, Shrinking Planet. The New Geopolitics of Energy, Holt Paperbacks, Metropolitan Books, New York, 2009.

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MAGAZINE #15AÑO 07 · FEB/MAR/ABR 2013

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ESTRATEGIA ENERGÉTICA

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SUM

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Desde Brasil.

Por Federico Bernal

EL SECTOR ELÉCTRICOEN LA ARGENTINA

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ELECTRICIDAD “PARA TUDUS” EN BRASIL Y EL ROL

DE UNA VERDADERA BURGUESÍA NACIONAL

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Por Gustavo Lahoud

LA PASIÓN POR CREAR EL FUTURO

Por Viviana Campos

PDVSA E YPFALIANZA ESTRATÉGICA

Por Federico Bernal

AVATARES DEL MAR CASPIO.“EL GRAN JUEGO”

Por Viviana Campos

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MAGAZINE #15AÑO 07 · FEB/MAR/ABR 2013

ELECTRICIDAD “PARA TUDUS” EN BRASIL Y EL ROL

DE UNA VERDADERA BURGUESÍA NACIONAL

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AVANCES DEL PLAN NUCLEAR ARGENTINO EN EL SEGMENTO NUCLEOELÉCTRICO

Por Ricardo De Dicco

MADE IN ARGENTINA, A LA INVERSA DE LA HISTORIA ARGENTINA

Por Diego Rodríguez

MÁS CHICOS, MÁS EFICIENTES

Por Daniel Jatimliansky

INVERSIONES ESTRATÉGICAS

Por Diego Rodríguez

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SEMEJANZAS ENTRE BRASIL Y LA ARGENTINA EN POLÍTICAS ELÉCTRICAS

Desde Brasil*

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ELECTRICIDAD“PARA TUDUS ”EN BRASILY EL ROL DE UNA VERDADERABURGUESÍA NACIONAL

O Globo, Revista Veja, Folha de Sao Paulo, etc., no dejan de despotricar contra el oficialismo, el PT y la presidenta Rousseff. Dicen que el Gobierno federal “se mete demais” en la econo-mía. Coinciden más o menos en esta afirmación: “Al decidir tomar el comando de los engranajes que rigen los precios de la economía, el gobierno aceptó correr riesgos que son bastante conocidos. El mayor de ellos es la pérdida de confianza de los inversores. De los 60.000 millones de dólares en inversiones externas directas que Brasil recibió hasta fin de año [2012], menos del 10 % serán destinados a infraestructura –léase, lar-go plazo y dependencia directa del gobierno–. La mayor parte de los recursos vienen en busca de una ganancia rápida en el mercado minorista, sector sobre el cual las medidas volunta-ristas del gobierno tienen menor impacto” (Revista Veja, 28 de noviembre de 2012). Las críticas básicamente se centran en: control del tipo de cambio (el dólar dejó de fluctuar libremen-te), disminución histórica al 7,25 % anual de la tasa de interés, aumento de subsidios del BNDES (estatal) en 14.000 millones de dólares (en los tres últimos años), aumento de medidas pro-teccionistas sobre centenares de productos importados, recha-zo al incremento de combustibles y reducción del precio de la electricidad. De la misma manera que en la Argentina, el típico exfuncionario noventista sale al ruedo: “El gobierno dice que no está incumpliendo contratos, sino apenas realizan-do nuevas ofertas a las empresas. Pero la percepción es bien diferente. La medida está siendo entendida como una imposi-ción” (Elena Landau, exdirectora del BNDES).

Tarifas más baratas y el discurso neoliberal

Para la consultora Economática, en los últimos dos meses el valor de las acciones de las compañías eléctricas perdió el equivalente a 18.500 millones de dólares. El CEO brasilero del holding inmobiliario japonés Nomura (la principal del país asiático y una de las más importantes mundialmente) señaló al respecto: “El gobierno está creando inestabilidad regulatoria que afectará a los inversores”. ¿Cuáles son las medidas guber-namentales que provocan estas respuestas? El 18 de diciembre, el Congreso aprobó la Medida Provisoria 579 (MP579), que prevé la renovación de las concesiones del sector eléctrico y la reducción de las tarifas de luz a partir de enero de 2013. Esta reducción, que ya había sido anunciada por cadena nacional en septiembre pasado por la presidenta Dilma Rousseff, obedece a una fortísima y exitosa campaña de concientización pública encarada nada más ni nada menos que por la Federación de Industrias del Estado de San Pablo (FIESP) desde 2010. A propósito de la coincidencia del Ejecutivo con la propuesta de la FIESP, su máxima autoridad, Paulo Skaf, afirmó: “El Go-bierno federal elaboró la 579 a los efectos de obtener un des-cuento [...] de energía y beneficiar a todos los consumidores. [...] Fue, por tanto, una victoria de todos los brasileros. Pero también, un paso más en el largo camino de la recuperación de la competitividad de Brasil, marcando el inicio de un proceso de reindustrialización”. Un día después de aprobada la 579, el conservador diario O Globo publicaba: “Ayer, el Congreso Nacional, al aprobar la MP579, demostró su sumisión al Eje-cutivo, y también, mostró su total desconocimiento sobre los problemas reales del sector eléctrico. Fue el mismo Congreso que en 2010 aprobó el nuevo marco regulatorio del petróleo [mayor control y participación estatal], mostrando igual des-

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conocimiento, y que desde entonces llevó a un estancamiento de la producción, la pérdida del valor de Petrobras y el ale-jamiento de las grandes inversiones. Este es el escenario que tiende a repetirse en el sector eléctrico. Es increíble que el Con-greso desconozca que el sector de la energía eléctrica precisa de políticas de largo plazo que conjuguen una tarifa accesible para todos con la seguridad en el suministro. Haber aceptado la posición del gobierno y aprobado medidas populistas, como fue para el caso del petróleo y, ahora, para el sector eléctrico, trae ganancias políticas en el corto plazo pero indudablemen-te penalizará a las generaciones futuras”. ¿Suenan conocidos al lector semejantes argumentos? El libreto neoliberal es uno solo y carece de fronteras.

El rol de una burguesía verdaderamente nacional

La energía eléctrica en Brasil proviene de la hidroelectricidad en un 77 %, consecuencia de la construcción masiva de gran-des represas en todo el país durante décadas. Sin embargo, el precio de la tarifa de luz está considerado como el tercero más caro a escala planetaria, a pesar de ser la electricidad una de las más baratas en términos de costos de generación. Como se mencionó anteriormente, la FIESP comenzó su campaña con-tra la desregulación de los precios de la electricidad en 2010. La poderosa federación empresarial propuso que, en el marco de la renovación de las concesiones a las licenciatarias eléctricas, se incluyera en la discusión una fuerte reducción en el valor de las tarifas de luz para grandes, medianos y pequeños consumi-dores. En agosto de 2011 publicaron un informe que habría de marcar el inicio de la MP579. “A partir de 1995, las conce-sionarias de generación migraron para un régimen de precios no regulados, esto es, libres. En ese régimen, ellas practican inversiones no controladas y sin ningún referencial de precios, realizadas por riesgo del concesionario. Inversiones sin control público no pueden tener la pretensión de capturar recursos pú-blicos a título de indemnización de inversiones no amortizadas (al final de contrato). [...] Hoy, el precio medio de venta de la energía practicado por las usinas hidroeléctricas más antiguas, ya amortizadas, es de 90,98 reales/MWh. Entretanto, el costo medio de producción de esa energía es de apenas 6,80 reales/MWh. Los activos más antiguos de generación, transmisión y distribución ya aplicaron precios, a lo largo de décadas, que fueron suficientes para retornar al concesionario sus inversio-nes. Lo que no aconteció todavía fue la eliminación en la cuen-ta de luz del consumidor, de la parte destinada al retorno de esas inversiones en las usinas y activos más antiguos. [...] Por encima del interés de los concesionarios y encima de los inte-reses de los gobiernos, debe prevalecer un interés mayor, el de los ciudadanos del país” (“Vencimiento de las concesiones del sector eléctrico”. FIESP, 15 de agosto de 2011).

Electricidad para todos en Brasil y la Argentina

El 11 de enero pasado, la MP579 fue convertida en ley por la presidenta Dilma Rousseff. Doce días después y por cadena nacional, la primera mandataria anunciaba a la ciudadanía una reducción promedio del 20,2 % en el precio de la cuenta de luz (18 % para hogares y hasta 32 % para industrias). La nueva legislación establece que, para renovar sus concesiones, todas las empresas privadas y estatales de electricidad deberán adicio-nar los descuentos respectivos en las tarifas a partir de enero,

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indexando asimismo aquellas inversiones aún no amortiza-das. Rousseff dejó en claro que la reducción de la cuenta de luz será aplicada en todas las regiones, incluso en los estados donde las concesionarias no acepten renovar sus concesiones de acuerdo con las reglas impuestos por el Planalto. El mensa-je iba dirigido a los gobernadores opositores de Minas Gerais, São Paulo y Paraná. Para la FIESP, “la búsqueda de un menor precio de la energía no debe ser considerada como ‘demagogia tarifaria’, sino como una posición legítima, vinculada con el logro de una mayor eficiencia para el sector eléctrico y rele-vante para el futuro de Brasil” (FIESP. Op. Cit.).

Trasladando la cuestión a la Argentina, el plan de diversifi-cación eléctrica en nuestro país que apunta a aumentar con-siderablemente la participación hidroeléctrica (ídem para la nuclear y renovables) resulta vital para mejorar la competi-tividad y la profundización del proceso de reindustrializa-ción nacional. Cierto es que la Argentina tiene una mayor participación de la termoelectricidad en la generación bruta que Brasil (66,4 %, con la hidráulica en torno del 28 %), y por ende, más cara que la proveniente de las represas. De ahí que se justifiquen los subsidios y el retraso tarifario, tal como el viceministro de Economía, Axel Kiciloff, oportu-namente explicó en noviembre del año pasado, más aún en un país con mucho menor nivel de industrialización que el brasileño. Sin embargo y por encima de lo anterior, importa preguntarse si en la Argentina y luego de la privatización del sector eléctrico en 1992, las empresas privadas invirtieron lo que correspondía entre comienzos de esa década y hasta la actualidad. Ejemplo del lobby neoliberal criollo en materia eléctrica, el caso brasilero juega a favor de la profundización de las políticas del Gobierno nacional en los sectores vitales de la economía. De hecho, el eje de la posición de la FIESP, acompañada y aprobada por la administración Rousseff, apunta en definitiva a la corrección del siguiente problema (común a la Argentina): “El actual marco regulatorio del sector eléctrico está demorado [...] en el planeamiento esta-tal, adormecido desde el proceso de privatización, a partir de 1995”. A diferencia del país vecino y para el caso anali-zado, la ausencia de una burguesía nacional en nuestro país hizo que la decisión de defender al ciudadano consumidor, la competitividad del aparato productivo, el interés indus-trial y la expansión del mercado interno proviniera, como siempre en nuestra historia, del propio Estado nacional bajo un gobierno interesado en la justicia social y la independen-cia y modernización económica.

DE LAS PRIVATIZACIONES DE LOS 90 A LA GRADUAL RECUPERACIÓN

DE LA PLANIFICACIÓN ESTATAL

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I - Introducción: El desguace del subsector eléctrico en los 90

La problemática del subsector eléctrico, como cabe esperarse en el marco del derrotero del sistema energético en las últimas dos décadas, se caracteriza por un cuadro de deterioro perma-nente en todos los eslabones de la cadena eléctrica: generación, transporte y distribución de electricidad. Ello se debe, justa-mente, al carácter estructural de las problemáticas del sector que arrancaron con las políticas de “a-regulación” encaradas a comienzos de los 90, que siguieron una trayectoria similar a las aplicadas al subsector hidrocarburífero. Esta lógica se basó en:

• La fragmentación de la unidad del subsector eléctrico en tres unidades independientes: generación, transporte y distribu-ción.

• La paulatina privatización y fragmentación de los activos pú-blicos estatales en el sector (a principios de los 90 se privatiza-ron SEGBA, Agua y Energía e Hidronor).

• La creciente liberalización en la fijación de los precios de las transacciones internas por parte de los agentes privados (liber-tad de precios dixit);

• La creación de una estructura regulatoria laxa y proclive, por ello mismo, a la no intervención del Estado en la materia. (Los aspectos regulatorios básicos fueron establecidos a través de la Ley 24.065, de 1992). Bajo estos pilares, a comienzos de los 90, la administración menemista desguazó el conjunto del sector eléctrico a través de políticas de privatización graduales en las tres unidades de negocio anteriormente señaladas.

Así, en el segmento de generación de energía eléctrica, las cen-trales de origen térmico –que históricamente fueron de pro-piedad estatal– se vendieron con cesión de activos y acciones a sectores privados nacionales e internacionales, mientras que, en el caso de las centrales hidráulicas, el Estado nacional cedió su operación a través de concesiones, que se establecieron por un promedio de 30 años1. Además, es importante recordar que la tercera fuente de generación eléctrica –la nuclear– también había sido puesta bajo un proceso de reformulación, ya que se pretendió privatizar parte del sector –la empresa Nucleoeléctri-ca SA, responsable de la administración de las centrales nuclea-res Atucha I y Embalse Río Tercero–, proyecto que finalmente no pudo concretarse por la fuerte resistencia de los trabajadores del área nuclear.

En lo que respecta al segmento de transporte y distribución, se concesionaron por un plazo de 95 años, con lo cual el Estado nacional transfirió buena parte de la propiedad y el manejo y control del sector eléctrico, constituyendo sociedades anóni-mas en cada unidad de negocio en las que los privados

tuvieron desde el comienzo del proceso el control accio-nario mayoritario2.

En concreto, la desregulación del sector, las privatizaciones crecientes y la fragmentación vertical de las unidades de gene-ración, transporte y distribución, junto con la separación hori-zontal de las empresas de generación, fueron las características más notorias en la reorganización integral en todo el sector que, solo en el rubro generación, pasó de 7 empresas a 33 entre los años 1992 y 19963. Hacia fines de los 90, en el sector de dis-tribución, también se había configurado una situación similar, con actores privados conviviendo con empresas provinciales que, en buena medida, también fueron privatizadas.

II - El marco regulatorio vigente en el sector eléctrico: La consolidación de la ausencia del Estado

Pasemos ahora a describir brevemente los principales aspec-tos del marco regulatorio creado a través de la Ley 24.065, de 1992. Los objetivos fundamentales de la norma están estable-cidos en el Art. 2:

a. Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios.

b. Promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro en el largo plazo.

c. Promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instala-ción de transporte y distribución de electricidad (principios de funcionamiento).

d. Regular las actividades del transporte y la distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables.

e. Incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifa-rias apropiadas.

f. Alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.

Estos objetivos fueron complementados con un conjunto de normas, reglamentaciones y decisiones que regulan el funcio-namiento integral del sector, lo cual incluye un actor decisivo: CAMMESA, que es la compañía coadministrada por el Estado y los operadores del sistema, encargada de regular los despachos de energía eléctrica y de la fijación de los precios en el sector. Vale aclarar que, en los últimos ocho años y al compás de los crecientes desequilibrios en las estructuras de precios de las dis-tintas unidades de negocio en el sector eléctrico, CAMMESA se ha convertido en una especie de “fondo compensador” a tra-vés del cual el Estado nacional resuelve coyunturalmente las

1 Ver Romero, Carlos Adrián: “Regulación e inversiones en el sector eléctrico argentino”, Serie Reformas Económicas 5, Centro de Estudios Económicos de la Regulación (CEER), UADE y Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), Naciones Unidas, Santiago de Chile, septiembre 1998.

2 En los pliegos de licitación se habían incluido requisitos que los operadores debían cumplimentar, entre ellos, el de acreditar experiencia en la operación de otros sistemas similares. Además, el plazo de concesión estaba dividido en los contratos en períodos de gestión, el primero de los cuales era de 15 años y luego sucesivamente de 10. Al término de cada período el organismo regulador (ENRE) debía llamar a licitación nuevamente y si no se igualaba la oferta del concesionario que tenía la operación de la unidad, el esquema seguía funcionando normalmente. Ocurre que, años más tarde y con el advenimiento de las crisis institucionales, el ENRE fue intervenido sine die. Ver Romero, Carlos Adrián, Op. Cit.

3 Ver Romero, Carlos Adrián, Op. Cit.

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Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y las redes de me-dia y alta tensión entre 200 y 500 kV en todo el territorio nacional, a partir de lo que fueron dos procesos simultáneos: la unificación de la red en un solo sistema –antes operaba en la Patagonia un subsistema autónomo del resto del país– y la am-pliación hasta la región más austral del país, Tierra del Fuego. Como resultado de todo ese proceso, se han construido más de 10.000 km de redes en estos años8.

III - El porqué de un esquema regulatorio en el sector eléctrico: Hacia la recuperación de la planificación estatal

Ciertamente, a la luz de los requerimientos permanentes en términos de renovación de plazos de inversiones que el sector eléctrico necesita, el marco normativo y regulatorio actualmen-te vigente, tal como lo ha demostrado la crisis de los últimos 15 años, a la que se ha sumado el desequilibrio intra e intersec-torial en lo que respecta a precios y tarifas, no ha sido el mejor instrumento para promover un esquema gradual y permanente de inversiones con los objetivos de mejoramiento de la calidad de las prestaciones del servicio, el logro de mayores niveles de eficiencia energética y la garantía de acceso universal.

En efecto, la intervención del Estado mediante mecanismos institucionales normativos o distintos procedimientos técnicos estandarizados es fundamental en un sector como el eléctrico, en el que la imposibilidad de almacenar electricidad, los altos costos que tiene la energía no suministrada, la misma aleatorie-dad y variabilidad de la demanda y las problemáticas asociadas a las condiciones de las redes a través de las cuales se transporta la electricidad y se la distribuye en las líneas de alta y media y baja tensión respectivamente, constituyen aspectos centrales que hacen a las particularidades del funcionamiento de todo sistema eléctrico en el mundo y que, desde ya, hay que tratar de mantener a raya a través de fuertes mecanismos de control y coordinación intrasistémicos9.

En definitiva, luego de veinte años de un modelo eléctrico sur-gido al calor de la desarticulación y desintegración propuesta por el esquema privatista de los 90, nos encontramos con si-tuaciones de marcado deterioro en las tres unidades de negocio del sector, tanto en lo que respecta a carencia de inversiones, descalce de precios entre las unidades de negocio, situaciones patrimoniales comprometidas –fundamentalmente entre las distribuidoras de energía eléctrica–, todo lo cual se ha visto agravado por la alta dependencia del gas natural para la ge-neración de electricidad, que ha sido una marca indeleble del modelo, indicando un derrotero similar al que hoy sufrimos en el sector hidrocarburífero.

Así, en lo que respecta puntualmente a la generación de oferta eléctrica total, el coeficiente está hoy en el orden de los 30.000 MWh de capacidad instalada, con una estimación oficial de res-puesta efectiva a posibles aumentos de demanda que está en el or-den de los 22.000 MWh10. Es decir, de todo el parque de poten-cia instalada en la Argentina, hay alrededor de un 30 % –lo que

problemáticas tarifarias y de precios relativos no resueltas en los últimos años.

Estimamos importante detenernos en un aspecto central de todo esquema regulatorio, que es el vinculado a la facilitación de los procesos de inversiones, cuyo carácter estratégico es más que elocuente en un sector como el eléctrico. A partir del es-quema creado hace ya dos décadas –y que no ha sido modifica-do en lo sustancial– el Estado nacional no parece haber preser-vado un papel estratégico y de Primus inter pares en lo que hace a las políticas de inversión. Así, “en generación la decisión (de inversión) está enteramente en manos del sector privado, en transporte existe un complicado mecanismo para decidir am-pliaciones de capacidad por parte de los agentes del sistema y en distribución hay obligación de suministro y requerimientos mínimos de calidad”4.

Sin duda, el aspecto más llamativo en lo que respecta a la cali-dad de la regulación establecida es el relacionado con la activi-dad de generación. En el primer artículo de la ley se caracteriza a esta actividad como de “interés general” y es regulada solo en aquellos aspectos que hacen a la problemática ambiental, lo cual es tributario de la decisión política de transformar la generación de energía eléctrica en una actividad competitiva5. Además, se puede ingresar al sistema con el solo expediente de garantizar ciertos aspectos de tipo técnico en la operatoria de las centrales térmicas, sin necesidad de contar con autorización previa6.

Téngase en cuenta, además, que la mencionada legislación es-tablece que las actividades de transporte y distribución consti-tuyen servicios públicos, por lo cual, la necesidad de asegurar un flujo constante de inversiones es “la” piedra nodal del funcio-namiento del sistema. De hecho, en el Art. 1 de la Ley 24.065 se destaca taxativamente la calidad de servicio público en la que se enmarca la distribución de energía eléctrica, y más adelante se señala que se busca que “los distribuidores satisfagan toda la demanda del servicios de electricidad que les sea requerida” (Art. 21), “estando obligados a permitir el acceso indiscrimina-do a terceros a la capacidad de transporte” (Art. 22) y no pu-diendo “otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones” (Art. 23)7.

También es importante puntualizar otro aspecto en relación con la actividad de transporte. Según la normativa vigente, la em-presa transportista no está obligada a invertir para satisfacer la demanda en forma continua, debiendo asegurarse únicamente de mantener las condiciones de operación de los niveles de capa-cidad (transporte) que le han sido delegados por los contratos de concesión. Sí se establece que es el sector privado el responsable de las inversiones en la red de transporte, las que se realizarían a través de distintos mecanismos de ampliación que involucran contratos entre partes muy difíciles de llevarse a la práctica.

En tal sentido, y más allá de lo que la legislación dicta y/o promueve, es el Estado nacional el que ha encarado, en la úl-tima década, un conjunto de inversiones importantes que han permitido extender las redes de extra alta tensión (LEAT) del

4 Romero, Carlos Adrián: Op. Cit., pp. 17 y 18.

5 Romero, Carlos Adrián, Op. Cit.

6 Ver al respecto el Decreto 1398/92, uno de los instrumentos jurídicos que reglamentan la Ley 24.065.

7 Ver Ley 24.065. http://mepriv.mecon.gov.ar/Normas/24065.htm

8 Ver Fundelec: “El sistema eléctrico argentino. Informe especial 230 años. 1992-2011”, Fundación para el Desarrollo Eléctrico, Buenos Aires, mayo 2012. http://www.fundelec.org.ar/informes/info0034.pdf

9 Ver Romero, Carlos Adrián, Op. Cit.

10 Ídem Nota 8.

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Además, se establecen esquemas promocionales a los efectos de incentivar la paulatina diversificación hacia energías más lim-pias como la eólica, la solar, la geotermal, la mareomotriz, la fotovoltaica, entre las fundamentales.

Sin embargo, es importante tener en cuenta dos aspectos cen-trales a la hora de establecer parámetros claros en la planifica-ción integral del sistema. Por un lado, el aporte de estas fuen-tes energéticas será siempre complementario14 a las energías de base de origen térmico e hidráulico que son estratégicas para el funcionamiento del sistema. A su vez, en este esquema debe pensarse en el incremento de la participación de la nucleoelec-tricidad en el conjunto de la matriz de generación, de manera tal de capitalizar el know how de más de medio siglo que tiene nuestro país en el uso pacífico de la energía nuclear en diversos campos de la actividad económica.

Por el otro, todo ello significa que el objetivo final es llegar a una matriz de generación lo más diversificada posible, acotan-do, en tal sentido, la dominante participación del gas natural para uso térmico que es, en la presente coyuntura, uno de los aspectos que torna más vulnerable al sector eléctrico y más de-pendiente de los combustibles fósiles al conjunto del sistema energético, en un contexto de carencia estructural de gas que se cubre con importaciones crecientes desde hace más de 8 años.

En segundo lugar, desde el Estado debe enfocarse una clara política en pos de la conservación y el uso más eficiente de la energía eléctrica. Esta arista de la problemática energética ha sido uno de los elementos nodales en la planificación de mu-chos países centrales en el último medio siglo, con el objetivo de propender, por un lado, a un uso más eficiente de la energía y, por el otro, a incentivar una menor dependencia de las fuen-tes de origen fósil para la generación de energía.

En este sentido, la Argentina ha comenzado a dar pequeños aunque insuficientes pasos en búsqueda de una mayor eficien-cia en el uso de sus recursos energéticos en la última década15. Por cierto, la acumulación de vulnerabilidades importantes de carácter estructural en materia de planificación, regulación e implementación de políticas en todos los sectores concernidos por la problemática energética nacional –que se expresa hoy en la pérdida del horizonte de autoabastecimiento hidrocarburífe-ro y en una virtual inexistencia de patrones de regulación y de fijación de tarifas que respondan a criterios de justicia, razona-bilidad y eficiencia– es el terreno objetivo, a la vez contextual y condicionante, que permite que el planteo de la eficiencia energética como problema a resolver y como objetivo a perse-guir esté más presente en el debate público sobre las políticas del sector en nuestro país.

En concreto, la cuestión de la eficiencia en el uso de los recur-sos energéticos y, particularmente, en el subsector eléctrico en

técnicamente se denomina factor de indisponibilidad térmica– que no podría utilizarse, lo cual implica que, ante los picos de demanda tanto en temporada invernal como estival, el sistema responde al límite a causa de que los niveles de reservas técnicas utilizables son muy pobres o casi inexistentes. Esta problemá-tica es ya estructural al deficitario funcionamiento del sistema, lo cual se agrava aún más ante el escenario de dependencia de las fuentes de origen fósil11.

Asimismo, alrededor de un 55 % de la oferta eléctrica dispo-nible se origina en centrales termoeléctricas, que funcionan, como decíamos arriba, alimentadas por gas natural aunque, debido a la escasez creciente de este hidrocarburo se están utili-zando combustibles líquidos como el fueloil y el gasoil, lo cual impacta en el rendimiento total de las referidas centrales y en el encarecimiento de los costos de operación12.

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

Estos datos muestran una coyuntura actual que puede denomi-narse sin caer en alarmismos de crisis eléctrica, y que, como hemos visto, tiene un carácter estructural. Esta situación solo podrá revertirse con una recuperación integral del rol interven-tor del Estado, en un contexto de redefinición de las reglas de juego –es decir, del marco regulatorio–, a los efectos de recupe-rar los horizontes de planificación en el mediano y largo plazo en las áreas de generación, transporte y distribución.

IV. Hacia una nueva política eléctrica: diversifica-ción y eficiencia

Para reconstruir el sector eléctrico en términos de planificación y recuperación de capacidad de control, desde el Estado deben abordarse prioritariamente dos grandes políticas de mediano y largo plazo en línea con la reconfiguración de todo el sistema energético nacional.

En primer lugar, la decisión política en pos de diversificar la matriz de generación eléctrica en la Argentina, con el objetivo de lograr –en el mediano plazo– una participación creciente de las fuentes renovables en la oferta final de energía eléctrica que se vuelque finalmente al sistema. En tal sentido, existen ya normativas que permitirían encarar este camino; un ejemplo de ello es la Ley 26.190 –sancionada en 2009–, que dispone que, en un plazo de diez años, la generación de electricidad a partir de recursos naturales renovables debería alcanzar un porcentaje estimado del 8 % sobre la oferta total disponible13.

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

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

13 Ver Ley 26.190. http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-124999/123565/norma.htm

14 Téngase en cuenta que las fuentes renovables hoy explican alrededor del 2 a 3 % de la generación de energía eléctrica en la Argentina. En 2009, el Gobierno nacional lanzó el denominado programa GENREN, mediante el cual se licitaron unos 1.000 MW cuya oferta debía ser cubierta por fuentes renovables de generación. De ese total, unos 500 MW fueron destinados a proyectos eólicos, que comienzan a desarrollarse muy lentamente.

15 Básicamente, nos referimos a las medidas tomadas en el subsector eléctrico en materia de incentivos al ahorro de energía en los consumos domiciliarios, comerciales e industriales, mediante el Programa Nacional de Uso Racional de la Energía, implementado a través del Decreto 140 del 2007. Pero, más allá de ello, no parece haber una política decididamente orientada a la búsqueda integral de mayor eficiencia en el uso de los recursos, la cual seguirá dependiendo de un replanteo general del funcionamiento del sector eléctrico.

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las tres unidades de negocios –generación, transporte y distri-bución–, requiere de un abordaje integral en el que se planteen los grandes desafíos a afrontar a fin de lograr mejores niveles de conservación y uso de la energía.

En la búsqueda de ese objetivo, es importante trabajar desde el macrodiseño de la diversificación de las fuentes de generación eléctrica de cara a incorporar fuentes renovables en la obten-ción de energía; asimismo, en el subsector transporte, se deben minimizar los escenarios de pérdida de energía transportada

En el contexto de esta situación de crisis estructural, los su-cesos ocurridos el pasado 7 de noviembre con el megaapa-gón que dejó sin luz a más de tres millones de ciudadanos en toda la región metropolitana de la Argentina nos llevan a plantear las siguientes cuestiones e interrogantes:

• Los partes de CAMMESA sobre la situación del servicio eléctrico durante la tarde del 7 de noviembre planteaban claramente que, a las 18.03, se había desenganchado la Lí-nea 220 kV Costanera-Hudson 2 y a las 18.04, la Línea Nº 1; simultáneamente, se desenganchó la TG 02 de Ba-rragán y P. Nuevo 7 (ambas máquinas generadoras). A las 18.09 se pierden las cuatro líneas de 132 kV que unen las Centrales Costanera y Dock Sud y salen de servicio otras máquinas generadoras. Como consecuencia de ello se pro-dujeron 1400 MW de cortes, imposibles de reponer en tan pocos minutos, más aún teniendo en cuenta que la potencia instalada realmente utilizable apenas alcanza para cubrir los requerimientos de demanda en las horas pico.

• Por otra parte, la situación de las empresas distribuido-ras –esencialmente EDESUR y EDENOR– es desesperan-te desde el punto de vista financiero y operativo. Tan solo en el primer semestre del año 2012, EDESUR perdió casi 300 millones de pesos, una vez y media más que las pérdi-das acumuladas en 2011, mientras que EDENOR acumuló un rojo de 350 millones, casi cuatro veces más que en todo

Recuadro

El “gran apagón” del 7 de noviembre de 2012. Historia repetida

2011. Esta problemática, ¿cómo se compatibiliza a la hora del replanteo de la situación de todo el sector, pen-sando en la cuestión tarifas, por un lado, en la calidad de la prestación del servicio, por el otro, y en la con-tinuidad de un esquema de subsidios indiscriminados sobre el que hay que operar urgentemente para corre-gir las fuertes inequidades que todavía persisten entre sectores sociales con diferentes capacidades de ingresos?

• Esto último no nos habilita a decir que hay que cortar subsidios y subir tarifas sin más, pero ha llegado la hora de analizar exhaustivamente la situación de todos los sectores consumidores –industrial, en primer lugar, comercial lue-go y residencial, en tercer lugar– a la luz de un replanteo integral de los marcos regulatorios y de una mayor inter-vención del Estado que lo coloque no solo en un mero rol regulador del sistema, sino en un papel director, que per-mita canalizar estratégicamente los esfuerzos de inversión estructural en los tres subsectores del subsistema eléctrico.

• Finalmente, hay que observar con atención la situación en el sector transporte y generación, sobre todo en este úl-timo, donde los descalces de precios relativos y el estado de mantenimiento general del parque generador, sumado a la alta dependencia del gas y de los combustibles líquidos como insumos para la generación, están haciendo mella en el funcionamiento y eficiencia integral del sistema.

a partir de una mayor eficiencia en la capacidad de transmisión del sistema, mientras que, en la distribución, es importante en-carar una revisión de los sistemas troncales de distribución de electricidad con el objeto de evitar sobrecargas de tensión y uso ineficiente de las líneas de distribución; finalmente, la cuestión del uso más eficiente de la iluminación pública y la regulación de los consumos en los sectores residencial, comercial e indus-trial son otros aspectos relevantes para tener en cuenta.

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por

Viv

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Cam

pos

Desde el sur lanzó el sol, compañero de la luna, su mano derecha al confín del cielo; no sabía el sol dónde estaban sus salas, no sabían las estrellas dónde tenían su lugar, no sabía la luna cuál era su poder.Se reunieron los dioses, todos, en asamblea, y tomaron consejo los sagra-dos dioses; luna llena, y la nueva, ellos designaron, nombraron la ma-ñana, también el mediodía, la tarde y la noche, para contar los años.Se encontraron los dioses en los campos de Idi, ellos construyeron gran-des templos, y altares, hicieron las fraguas, forjaron las joyas, fraguaron tenazas, hicieron herramientas.Edda Mayor, 5-7

PROYECTOS ESTRATÉGICOS

LA PASIÓNPOR CREAREL FUTURO

LA PASIÓNPOR CREAREL FUTURO

Domo de coque, Refinería La Plata.

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Cómo empezaron las cosas

Innovar es aquello que distingue a Skanska desde sus inicios. “Construimos cosas” dicen en su video institucional, pero construyen siempre innovando, para cada circunstancia, para cada lugar, para cada clima, buscando siempre la forma de que sea sustentable.

Gran parte del desarrollo de Suecia tiene a esta empresa en sus genes: las primeras calles asfaltadas, las primeras autopistas, los primeros subtes, también pionera en ferrocarriles hasta llegar 127 años después a las centrales de energía hidroeléctrica y nu-clear y las construcciones “verdes” (amigables con el ambiente).

En 1885 levantó el primer gran puente de Suecia, y así siguió creciendo paralelamente a las necesidades que la revolución in-dustrial iba presentando. Además de infraestructura vial cons-truyó puertos, plantas industriales, oficinas, sin dejar de lado importantes proyectos de viviendas: durante la década de los 70, edificó 10.000 hogares por año, en un proyecto subsidiado por el Estado sueco.

De la misma manera, con la misma pasión, estuvo lista para ofrecer proyectos a gran escala a otros países del mundo, Hong Kong, Iraq y Arabia Saudita la contrataron para construir silos de granos, depósitos subterráneos de petróleo, plantas de trata-miento de agua, hospitales, etc.

Esto favoreció rápidamente el crecimiento económico de la compañía, que comenzó a invertir en el desarrollo de proyec-tos propios. Pronto se convirtió en la empresa de bienes raíces más importante de Suecia y desde entonces viene desarrollando proyectos que construye y vende reinvirtiendo siempre. De la misma manera mantiene una presencia muy activa en colabo-ración con el sector público tanto en Suecia como en otros países. En este sentido es una empresa líder en el Reino Unido, donde tiene una larga trayectoria en la construcción de hospi-tales, escuelas y autopistas.

En Estados Unidos el primer contrato que consiguió fue con el Metro de Nueva York, obra que le brindó la posibilidad de hacer lo propio en Washington y Boston. Posteriormente, en-tre otras muchísimas obras, renovó el puente de Manhattan, así como también diseñó y reconstruyó los que reemplazaron a los puentes gemelos de Escambia (Escambia Bay Bridge), Florida y Santa Rosa, destruidos por el huracán Iván en 2004. Edificó: aeropuertos, hospitales, bibliotecas, edificios públicos, centros de datos (área en la que es líder mundial). También está a cargo de la reconstrucción del viejo edificio de las Naciones Unidas y del nuevo World Trade Center. Y en cada una de estas cons-trucciones siempre se puede advertir, hasta para el observador más ingenuo, la pasión por innovar.

Decisión “verde”

Cuando uno vive en una ciudad tan maltratada como Buenos Aires, tan poco amigable con el ambiente, conocer “los apa-sionados” proyectos de Skanska sorprende infinitamente. No estamos acostumbrados a que las empresas ni el gobierno de la Ciudad se ocupen mucho de ello. En Nueva York, la empresa

ocupa el piso 32 del Empire Estate, un edificio de la época de la Gran Depresión. Allí diseñó y construyó, con estándares de calidad altísimos, oficinas que ofrecen durante el día ilumi-nación natural y vista excepcional a TODOS sus empleados. Hace hincapié en la luz del día y la ventilación eficiente (plan de oficina abierta).

La Unidad de Negocios “Verdes” basa su plan 2011-2015 en que Skanska fue admitida para formar parte del grupo de em-presas miembros del “Green Building Council”, en las sedes de Argentina y Brasil. Esta es una institución vigente en 18 países y regula la certificación “LEED” (Leadership in Energy and Environment Design) que está directamente vinculada a la construcción de edificios y estructuras en general amigables con el reciclado de materiales y la eficiencia energética. Su mi-sión es facilitar y promover el diseño y la construcción de edifi-cios sustentables creando conciencia sobre el cambio climático y el medio ambiente y aportando asistencia y orientación para el desarrollo de prácticas sustentables en proyectos arquitectó-nicos tanto nuevos como ya existentes.

Sobre la base de estos principios, la empresa decidió no par-ticipar en el proyecto de la tercera planta hidroeléctrica más grande del mundo, “Belo Monte”, en Brasil, porque consideró que eran más importantes el daño social y medioambiental que dicha obra producirá que su rentabilidad.

El objetivo global 2011-2015 es ser referente en construcción “verde”, para lo cual cuenta con una política y una estrategia vi-gente en todas sus unidades de negocios. Se trata de desarrollar proyectos que cumplan con las normas legales, cero impacto ambiental y cero desperdicios. Las metas son:

• Cero derroche de energía

• Cero emisión de CO2

• Cero materiales peligrosos

• Cero desperdicio de agua

El Parque Eólico Totoral, en Chile, es el primer proyecto “ver-de” en la región y el más grande de ese país.

Argentina, primer paso en Latinoamérica

Las primeras obras conocidas comienzan a partir de los años 50, con instalaciones de los trolebuses en varias ciudades del país: Buenos Aires, La Plata, Mar del Plata, Bahía Blanca, Ro-sario, Tucumán y Mendoza.

Hoy tiene presencia estable en Argentina, Brasil, Chile, Co-lombia, Perú, Uruguay y Venezuela. Emplea a más de 11.000 personas, de las cuales en Argentina trabajan 5.000. Y las ac-tividades se concentran en ingeniería, construcción y servicios para los segmentos de petróleo y gas, energía, minería, infraes-tructura e industria en general.

De izq. a der. y de arriba abajo: Render del edificio de la estación central del World Trade Center que está construyendo Skanska / Túnel Hallandsas Suecia / Vista del Edificio Swiss Re, primer edificio Verde de Londres / Edificio Swiss Re / Sede de las Naciones Unidas, Nueva York. Skanska la está remodelando para convertirla en un edificio Verde / Domo de coque, Refinería La Plata.

• Shopping Paseo Alcorta

• Shopping Alto Palermo

• Shopping Alto Avellaneda

• Edificio Petrobras

• Edificio Banco Río

• Parque Temaikén

• Hotel Llao Llao (Remodelación y ampliación)

• Cuarta Línea-500 (Abasto - P. Águila)

• Proyecto minero Bajo La Lumbrera

• Proyecto minero Cerro Vanguardia

• Central Termoeléctrica Genelba

• Central Termoeléctrica El Bracho

• Central Termoeléctrica Costanera

• Central Hidroeléctrica Piedra del Águila

• Campus IAE

• Sede UADE

• Hospital Austral

• Instituto Fleni (Escobar y Montañeses)

• Refinería YPF La Plata (obras varias)

• Refinería YPF Luján de Cuyo (obras varias)

• Craker de Etileno y Planta Polietilenos (Bahía Blanca)

Recuadro

Obras relevantes en Argentina

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Servicio de Oil & Gas en Neuquén.

30Director del Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET) http://www.cienciayenergia.com*

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AVANCES DEL PLAN NUCLEAR ARGENTINOEN EL SEGMENTO NUCLEOELÉCTRICO

Atucha II - Edificio del reactorFotografía: Nucleoeléctrica Argentina S.A.

Introducción al Plan Nuclear Argentino

En el contexto del Plan Energético Nacional formulado e im-plementado a partir de mayo de 2004 por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios durante el gobierno de Néstor Kirchner, en agosto de 2006 la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) reactivó el Plan Nuclear Argentino1, el cual ha continuado profundizándose durante el primer gobierno de Cristina Fernández de Kirchner y también en lo que va de su segunda gestión. Para la reactivación del mis-mo, el Ministerio de Planificación Federal anunció el año pa-sado que durante los últimos años fue destinada una inversión pública de 37.300 millones de pesos2, correspondiente a los proyectos nucleoeléctricos Atucha II, Embalse y CAREM-25, a la reactivación de la planta industrial de agua pesada, a la reactivación de la prospección y explotación minera del ura-nio, al desarrollo de nuevas tecnologías aplicadas al enrique-cimiento de uranio y fabricación de combustibles nucleares, al desarrollo y expansión de la tecnología nuclear aplicada a la medicina y a la industria, al desarrollo de nuevos reactores de investigación y producción de radioisótopos, al desarrollo del conocimiento científico, así como también a la generación de puestos de trabajo y a la formación de recursos humanos alta-mente calificados, etc., capacidades científico-tecnológicas que no se reproducían en el país desde hacía más de 20 años y que corrían el riesgo de desaparecer.

El aporte de la energía nuclear en la matriz de sumi-nistro eléctrico

El parque de generación nucleoeléctrica de Argentina cuenta en la actualidad con dos centrales nucleares de potencia: Atu-cha I y Embalse, que en conjunto suman una potencia bruta instalada de 1.011 MWe, de los cuales 941 MWe netos son comercializados en el Mercado Eléctrico Mayorista que opera sobre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)3.

De los 31.197,3 MWe de potencia instalada nominal unificada al SADI al 31 de enero de 2013, un 3,2 % era aportado por es-tas dos centrales nucleoeléctricas. Con respecto a la generación de energía bruta, según la Compañía Administradora del Mer-cado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), en enero de 2013 fueron suministrados al SADI 12.000,6 GWh, de los cuales 632,6 GWh (5,3 %) procedieron de las dos centrales nucleares de potencia en operación. (Ver Tabla I)

Atucha I y Embalse

La Central Nuclear Atucha I se encuentra operativa desde 1974 y la Central Nuclear Embalse desde 1984. Ambas poseen reac-tores nucleares de potencia del tipo PHWR (Pressurized Heavy Water Reactor), que emplean uranio natural como combusti-ble y agua pesada a presión como moderador y refrigerante. Sin embargo, mediante una conversión practicada con tecnología nacional al reactor de Atucha I, desde el año 2001 esta Cen-

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1 Léase al respecto: http://www.cnea.gov.ar/noticia.php?id_noticia=359 y

http://www.cnea.gov.ar/pdfs/boletin_energetico/17/Bolet%C3%ADn17art01.pdf

2 Documento del Ministerio de Planificación: Plan Energético Nacional 2003-2019.

3 El SADI es el conjunto de sistemas y componentes que conforman el sistema eléctrico argentino, redes de alta y media tensión, protecciones, playas transformadoras de tensión, etc.

tral emplea como combustible uranio levemente enriquecido (ULE) con 0,85 % del isótopo U235.

Durante marzo y abril de 2010 se colocaron en Atucha I nuevos elementos combustibles de 37 barras que progresiva-mente reemplazaron los elementos de 36 barras. Este trabajo fue realizado por personal de NA-SA y es el resultado final de un proceso orientado a optimizar el consumo de dichos elementos y la gestión de combustible que diariamente es efectuada en la planta. A mediados de 2012 se incrementó su potencia en 6 MWe durante la parada programada de inspección y mantenimiento, lo que elevó su potencia bruta de 357 MWe a 363 MWe.

Hacia el año 2015 la CNEA y la NA-SA deberían resolver si se efectuarán las tareas correspondientes a la extensión de vida útil por 10 años adicionales (upgrade a realizar en 2016 para que opere durante el período 2017-2027). En caso negativo se deberá poner fuera de servicio antes de finalizar la década en curso. Estamos hablando de un equipo de generación que actualmente suministra al Mercado Eléctrico Mayorista 341 MWe de potencia neta, casi la mitad de la potencia neta que aportará el reactor de Atucha II.

Con respecto a la Central Nuclear Embalse, actualmente se encuentra en pleno proceso de modernización y extensión de su vida útil, estimándose aprovechar la parada programada del mes de noviembre de 2013 para sacarla de servicio por un lapso no inferior a 20 meses con el propósito de llevar a cabo el re-tubado del reactor, cambios de los tubos de presión, reemplazo de los generadores de vapor, actualización de los sistemas infor-máticos de proceso e incremento de la potencia eléctrica. Entre los numerosos programas que en la actualidad se encuentran en ejecución para el Proyecto Embalse, podemos destacar el concerniente al desarrollo de la tecnología de fabricación de Tubos de Presión CANDU para reemplazar a los que en este momento están instalados en el núcleo de la Central. Por lo tanto, el reemplazo de dichos componentes estructurales, re-queridos para el proyecto de extensión de vida útil del reactor y la capacidad para responder a futuras demandas, se podrá rea-lizar con suministro nacional a un nivel de calidad comparable al internacional.

Cabe destacar que a principios de febrero de 2013 la filial ar-gentina de la compañía suiza ABB anunció que finalizó exito-samente el reemplazo (efectuado por técnicos argentinos) del interruptor de máquina de 25.000 amperios de Embalse en el marco del proceso de modernización y extensión de su vida útil, con el objetivo de que dicho cambio logre mejorar la fia-bilidad y optimizar en forma significativa los costos de mante-nimiento de la Central4.

Atucha II

En el contexto de reactivación del Plan Nuclear Argentino en 2006, se comenzó el proceso de finalización de obras civiles y montajes electromecánicos de la Central Nuclear Atucha II en enero de 2007, que finalizó en septiembre de 2011. Esto dio inicio al todavía vigente proceso de puesta en marcha, el cual se estima finalizará a mediados de 2013. Se espera que antes

4 http://www.abb.com.ar/cawp/seitp202/338815ce0d2038fec1257b08006ec6b1.aspx

Tabla I - Potencia instalada nominal unificada al SADI por equipos de generación al 31/01/2013 en MWe

Área TV TGCENTRO

COMAHUE

CUYO

GBA-BA-LIT

200,0

35,8

120,0

3.820,2

510,8

207,9

89,6

2.045,5

Nota: las tecnologías instaladas en las centrales térmico-fósil (TER) son: turbinas de gas (TG), turbinas de vapor (TV), ciclos combinados (CC) y motores diésel (DI). También participan centrales nucleares (NU), equipos eólicos (EO), solar fotovoltaicos (FT) y represas hidroeléctricas (HID). “G. Móvil” significa “Generación Móvil” de equipos DI.

Fuente: elaboración propia sobre la base de datos del CLICET, de CAMMESA y de NA-SA.

CC547,3

1.282,5

374,2

5.984,0

DI63,5

73,3

-

398,6

TER1.321,6

1.563,7

583,8

12.248,3

NU648,0

-

-

363,0

FT-

-

6,2

-

EO-

-

-

0,3

HID917,6

4.680,7

1.069,1

945,0

TOTAL2.887,2

6.244,4

1.659,1

13.556,6

NEA

NOA

PATAGONIA

G. MÓVIL

TOTAL MWe

TOTAL %

- 59,0 - 242,3 301,3 - - - 2.745,0 3.046,3

301,0 1.001,0 829,2 256,9 2.388,1 - - 25,2 217,2 2.630,5

- 160,0 188,1 - 348,1 - - 86,3 518,8 953,2

- - - 220,0 220,0 - - - - 220,0

4.441,2 4.073,8 9.205,3 1.254,6 18.974,9 1.011,0 6,2 111,8 11.093,4 31.197,3

14,2 13,1 29,5 4,0 60,8 3,2 0,0 0,4 35,6 100,0

de fin de año esta nueva unidad de generación aporte al SADI 692 MWe netos.

Entre las últimas actividades a destacar, podemos comentar que el 14 de diciembre de 2012 se inició del proceso de carga de los 451 elementos combustibles en el interior del reactor de Atucha II. El 5 de enero de 2013 finalizó con éxito la primera prueba en caliente y la prueba de presión del sistema primario y moderador.

Cabe señalar que los 451 elementos combustibles cargados en el reactor (los cuales contienen 85 toneladas de uranio) fueron fabricados íntegramente en el país por la empresa CONUAR (33 % de la CNEA y 67 % del Grupo Pérez Companc), cu-yas instalaciones están localizadas en el Centro Atómico Ezeiza (CAE) de la CNEA. El proceso de producción de los elementos combustibles fue desarrollado por la CNEA en la década de los 50 para reactores nucleares de investigación y sobre me-diados de los años 70 para reactores nucleares de potencia, lo-grándose a comienzos de los 80 la producción comercial de estos últimos con el propósito de satisfacer las necesidades de las centrales nucleoeléctricas del país. Con respecto al proceso de fabricación de los elementos combustibles, colaboran junto con CONUAR la Fábrica de Aleaciones especiales (FAE), ubi-cada también en el CAE (adyacente a la planta de CONUAR), que aporta tubos fabricados con una aleación de zirconio deno-minada Zircaloy, y la empresa Dioxitek SA (controlada por la CNEA), que produce el polvo de dióxido de uranio (UO2) en sus instalaciones localizadas en la provincia de Córdoba. Esta breve descripción es muy importante porque demuestra la sa-bia estrategia adoptada por la CNEA hace más de medio siglo en haber considerado la independencia y soberanía tecnológica (no todos los países que poseen reactores nucleares fabrican sus propios elementos combustibles), es decir, en haber ejecutado el diseño, desarrollo y fabricación de elementos combustibles (controlar la disponibilidad) para reactores nucleares propios y también de exportación.

Entre febrero y abril se deberían llevar a cabo pruebas convencio-nales, entre ellas la de agua en caliente de origen no nuclear y es-tablecer la sincronización a la red eléctrica nacional. Finalizadas esas tareas deberá retirarse el agua liviana del sistema, proceder a su secado, y cargar las 600 toneladas de agua pesada producidas en la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP, ubicada en Arroyi-to, provincia del Neuquén), que opera la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería Sociedad del Estado (ENSI).

Según NA-SA y el Ministerio de Planificación Federal, se esti-ma para junio de 2013 alcanzar la primera criticidad del reactor de Atucha II, el aumento progresivo de la potencia instalada hasta alcanzar la máxima bruta de 745 MWe podría demandar de 3 a 5 meses, y se espera llegar al suministro comercial de energía a máxima potencia antes de finalizar 2013.

Proyecto CAREM-25

En números anteriores de Estrategia Energética hemos aborda-do en profundidad el desarrollo de este proyecto de la CNEA correspondiente al diseño y construcción del primer reactor nuclear de potencia argentino. En esta oportunidad nos limi-taremos a informar que, de acuerdo con nuestras fuentes, las obras civiles han comenzado hace más de un año y se estima finalizarlas en 2014, los montajes electromecánicos hacia fines de 2015, y la puesta en marcha comercial en el transcurso de 2017 del reactor de 25 MWe de potencia neta. Una vez culmi-nado el Proyecto CAREM-25, se iniciará el Proyecto CAREM-Formosa, posiblemente se trate de un módulo de al menos 150 MWe de potencia.

Proyecto Atucha III

La planificación estratégica de nuevos reactores nucleares de potencia elaborada por la CNEA y el Ministerio de Planifica-ción Federal tiene como principales metas la puesta en marcha de Atucha-II (745 MWe de potencia bruta) en 2013 (a media-dos de año según NA-SA), el proceso de extensión de vida

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útil de Embalse programado para finalizar en 2015 (con in-cremento de potencia en 35 MWe), construir el prototipo del reactor CAREM-25 para lograr su puesta en marcha en 2017, construir y poner en marcha dos reactores que podrían ser de 740 a 1.371 MWe cada uno (según la tecnología a ser seleccionada) durante el período 2014/2020 (Atucha III), como parte de la planificación que se encuentra en ejecución y próxima a iniciar. Durante el período 2020-2030 se estima llevar a cabo la instalación de dos reactores de alta potencia (de alrededor de 1.600 MWe cada uno) del tipo PWR y mó-dulos CAREM (de 150 a 300 MWe, el primero de ellos será de 150 MWe y está programada su construcción en la provin-cia de Formosa para el año 2020).

El Proyecto Atucha III tiene como finalidad obtener la inge-niería, construcción, montaje, puesta en marcha y operación comercial de una cuarta central nuclear de alta potencia, que contribuya a la diversificación de los equipos de generación que comercializan energía en el Mercado Eléctrico Mayorista. La propuesta más firme se basa en una central con 2 unida-des similares, difiriendo en el tiempo la construcción de cada unidad entre 9 y 12 meses, para alcanzar economía de escala, entre otros aspectos en el project management, abastecimiento de equipos, construcción y puesta en marcha. Entre los benefi-cios de Atucha III, se destacan: la consolidación del desarrollo del sector nuclear argentino, la incorporación de los sectores industrial y de servicios locales al desarrollo y expansión de la actividad nuclear en el país, la posibilidad de participación en proyectos nucleares fuera del territorio nacional y la transferen-cia de tecnología con el fin de que NA-SA se constituya con ca-pacidad de diseño para futuras centrales nucleares de potencia.

Actualmente el Ministerio de Planificación Federal, NA-SA y la CNEA se encuentran evaluando las tecnologías y propues-tas técnico-comerciales de los siguientes reactores: E-CAN-DU-6 de 740 MWe tipo PHWR (Candu Energy - Canadá); VVER1000 de 1.000 MWe tipo PWR (Rosatom - Rusia); ACP1000 de 1.100 MWe tipo PWR (CNNC - China); ATMEA1 de 1.150 MWe tipo PWR (ATMEA - Francia y Ja-pón); OPR1000 de 1.050 MWe tipo PWR (KEPCO / KHNP - Corea del Sur); AP1000 de 1.117 MWe tipo PWR (Westing-house - EE. UU.) y ABWR de 1.371 MWe tipo BWR (GE / Hitachi - EE. UU. y Japón). Cabe destacar que, en nuestra opinión, la mejor elección debería ser el reactor E-CANDU-6, por tratarse de un equipo PHWR similar al que opera en Em-balse, lo cual se traduce en mayor participación de la industria nacional en el desarrollo completo del Proyecto Atucha III. Por otra parte, al tratarse de dos reactores de 740 MWe (cada uno), al presentarse las paradas programadas anuales que suelen du-rar casi un mes, la incidencia sobre el SADI es menor que en el caso de la baja de una central con dos reactores de potencia de 1.000 a 1.370 MWe cada uno. Sin embargo, casi todas las propuestas de los distintos oferentes que están siendo evaluadas resultan muy interesantes, y estimamos que en el transcurso de este año pueda llevarse a cabo la licitación internacional para que a principios de 2014 comiencen las obras de movimiento de suelos previas a las obras civiles en el Complejo Nuclear Atucha ubicado en Lima, a 110 km de la Capital Federal.

Atucha II - Carga de elementos combustiblesFotografía: Nucleoeléctrica Argentina S.A.

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MADE IN ARGENTINA,A LA INVERSA DE LA HISTORIA ARGENTINA

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Una alianza comercial argentina desarrolla un

producto con materia prima importada de Eu-

ropa. Se trata de caños de teflón para trans-

porte de biocombustibles de duración más

prolongada. Un desafío de mediano plazo para

un contexto cada vez más expansivo.

Los nuevos negocios de la pequeña y mediana empresa del mundo energético también saben de alianzas. En ese sentido, lo testifica el entendimiento que tuvieron dos emprendimientos: uno, Grupo Endoline Ambiental, a cargo del doctor Miguel Ángel Zangone; el otro, Polímeros Indeplast, bajo la dirección comercial del ingeniero Aníbal Graff. La misión es proyectar en el mediano y largo plazo caños de teflón para el transporte de los biocombustibles en el país y la región de América Latina.

Graff cuenta a Estrategia Energética que “la idea del teflón na-ció porque veíamos que en el mercado nacional este producto no se trabajaba o estaba mal diseñado, mal comercializado, tampoco había un apoyo y servicio técnico sustentable que se le pudiera brindar a empresas de grandes magnitudes. En los primeros dos años nos dedicamos fundamentalmente a incor-porar maquinaria, a realizar pruebas con DuPont Argentina, con empresas de Italia, de donde obtuvimos un fuerte respaldo, sobre todo a la hora de trabajar el polvo que termina en teflón, especialmente para estas cañerías, que es un acero al carbón brigado en los extremos, y el interior es un buje de teflón”.

Zangone argumenta su inserción en el proyecto desde una postura más medioambiental: “Nosotros integramos la cámara de empresas medioambientales, y tratamos de evitar el mayor impacto posible en cuanto al ambiente y en cuanto a los ma-nipuladores de elementos nocivos para el organismo. Una de nuestras líneas de trabajo es el acero teflón porque buscamos que no haya accidentes en plantas que derramen biocombus-tibles o petroquímicos, que son nocivos para la salud de los agentes que lo están manipulando. Nos entusiasmó la idea de trabajar en conjunto, importando la materia prima y confec-cionando los caños rectos, las ‘t’, las bridas, y todo lo que hace falta para el transporte de materiales corrosivos a altas o muy bajas temperaturas, con baja presión, con muy buena resisten-cia a elementos que son muy agresivos como lo son al PVC o al acero inoxidable”.

Los especialistas en la materia sostienen que la industria de los biocombustibles irá desarrollando nuevas tendencias y una serie de ensayos y errores con el fin de aumentar el ritmo productivo que ha tenido en esta última década, en la que ha dado un salto exponencial desde la cantidad de emprendimientos, volúmenes comercializados y proyecciones exportadoras más allá de las de-cisiones coyunturales de un lado y otro del océano Atlántico.

¿Con quién compite el teflón?

Graff: En realidad, no compite con otro producto si está bien utilizado. Se pueden tener otras variedades dentro de la cañería en sí de la empresa donde se produce el biodiésel, el etanol o algún otro combustible. En esas diferentes partes del proceso, hay diferentes cañerías: acero al carbono solo, inoxidable solo, PVC… El beneficio del acero teflón es que se puede hacer distribuir el ácido a lo largo de la cañería con una temperatura alta, porque lógicamente soporta 270 grados centígrados, tiene que tener baja presión. Además, el quími-co –al ser muy corrosivo– no tiene ningún ataque del teflón. Es decir, cuando entra a un tramo donde hay caño de PVC, ya no hay ácidos, hay menos temperatura, y por ende no se necesita del acero teflón.

¿Por dónde pasa la complejidad en estos momentos para su inserción en el mercado?

Zangone: Es que muchas empresas desconocen el beneficio de este producto. Cuando los responsables de emprendimientos están bien capacitados, a nosotros nos favorece porque ya co-nocen los beneficios de este sistema y es donde podemos deba-tir y analizar los alcances. Otras empresas que sí lo aplican con-tinúan trayendo el acero teflón de Alemania o de Italia, incluso de Brasil, con lo cual, al ser llave en mano, son muy pocas las personas que saben bien dónde va, cómo se utiliza. Y cuando surge un problema, se termina “apagando los incendios”. Hoy apuntamos a convertirnos en una empresa nacional con un va-lor agregado de producción y servicio técnico que mejore los biocombustibles en el país.

¿Por qué en otros países ya está instalado?

Graff: Porque en Argentina está muy verde, el biodiésel en Argentina no supera los 8 años. El acero teflón se utilizó en Argentina en algunas industrias petroquímicas, pero en países como Brasil o Alemania tienen otra experiencia y saben de los beneficios del teflón, es por ello que empresas que están inno-vando aún no probaron con la calidad de nuestra producción nacional porque van a lo “seguro”.

¿Puede que también sea parte de la “inmadurez” de un proceso? Que los emprendimientos, tras unos años, busquen más alternativas…

Graff: Claro, es una suerte de ensayo y error. Nos ha pasado que intentaron con otros productos como un PVC reforzado y no funcionó y al año lo tuvieron que cambiar. Al principio hay como una suerte de rechazo porque se evalúa erróneamente el costo-beneficio, y es después de un tiempo cuando aumentan las consultas sobre el teflonado. Son productos delicados, por-que estamos hablando de tratamiento de ácidos y altas tempe-raturas, no simplemente de agua.

¿El polvo primario tiene que ser indefectiblemente im-portado por el momento?

Graff: Hasta hace poco se importaba, hoy ya podemos ofrecer la misma mercadería y el mismo material confiable que el que proviene de Europa. Lo más importante es el grosor del interior del acero y respetar normas técnicas de durabilidad del producto en el tiempo, porque si uno pinta el acero por dentro y le pone una capa mínima de teflón, eso durará muchísimo menos que los 10 o 15 años que está previsto dure una cañería de teflón.

¿Cómo están en el país las normas de control para po-der certificar calidad?

Zangone: Obtuvimos ya las normas ISO 9000/2008, eso fue un punto clave que se decidió por una cuestión política y co-mercial. Cuando se decide abastecer una empresa de grandes magnitudes, se debe confiar en lograr todos los desafíos y tener mecanismos aceitados. Sobre todo en los tiempos, la forma y la calidad del producto. Siempre decimos que cuando vemos que algo se nos escapa de las manos, es preferible pisar el freno y avanzar con mayor consolidación. Otro factor importante es

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que la materia prima está certificada, lo que estás garantizando es que no estás usando un material que pueda sufrir alteraciones.

¿Cuán complejo es seducir y convencer a productores de distintas magnitudes?

Graff: Primero, es fundamental que el jefe de planta o ingenie-ro de proyecto sepa de qué estamos hablando. Segundo, estar convencido de que debe colocar un producto de durabilidad para evitar accidentes. Tercero, esa gente está sometida a con-troles de calidad por sus metas exportadoras y hace que tengan que trabajar con la mejor tecnología posible. Los compradores del exterior vienen al país para controlar las normas de calidad a la hora de la producción. La planta debe “calificar” para ser exportadora. Creo que el mercado se está dando cuenta de que los otros productos son mucho menos duraderos y que con el tiempo tener que cambiar demasiadas veces la cañería termina siendo más costoso.

Para Zangone, el desafío es mayor porque “no es vender el caño en sí, es una venta técnica, mucho asesoramiento, de cómo de-sarrollar el caño y distribuirlo. Bridar un caño pero en los ex-tremos cubrirlo con tapas de plástico para que no se deforme el teflón es una prueba de ello. Ahora hasta hay empresas de montaje especializadas únicamente en esto, lo que genera una sinergia interesante. El asesoramiento es continuo porque pue-de suceder que con el torque haya que ajustar el teflonado, por ejemplo. Pero estamos esperando el ciclo natural de instalar culturalmente el beneficio del teflonado. Es el gol del futuro para el traslado del biodiésel”.

Un negocio puede tener una sinergia natural, pero la fuerza colectiva genera nuevos aceleramientos. La relativa “novedad” de los biocombustibles aún no ha generado ciertos mecanismos de institucionalización. En ese sentido, el doctor Zangone, que además es médico especializado en urología, sostiene que “las cámaras son aún muy nuevas y todavía no desarrollan even-tos que permitan confluir para que debatan los actores. Eso hace que nosotros nos acerquemos a los eventuales clientes de la mejor manera posible. Hay que comprender que esto es muy nuevo, no tiene ni diez años”.

Cabe remarcar que las dos cámaras mencionadas son CARBIO (Cámara Argentina de Biocombustibles), que aglomera a los exportadores; y la otra, CEPEB (Cámara de Empresas PYME de Energía y Biocombustibles), que reúne a 27 pymes, que son

las que generan biodiésel para el consumo interno.

Graff, graduado en ingeniería industrial y especializado en in-geniería de plásticos, lo sintetiza también en una escena coti-diana: “Creo que sería muy importante –y crearía mucha si-nergia– que se pudiera obtener todo un mapa de proveedores, desde el que necesita un tornillo especial hasta un caño de gran magnitud. En la medida en que se fortalezcan esos lazos, habrá mucha más mano de obra nacional”.

¿Hay canales de apoyo oficiales?

Hacemos mucho hincapié en futuros compradores. Todavía no se ha dado el respaldo a la hora del asesoramiento por parte de secretarías de Estado. Creo que el apoyo se ha dado fundamen-talmente en imponer pocas retenciones fiscales y en generar

estímulos para que se instalaran muchas plantas en Argentina. No hay que olvidarse de que hay una tendencia fuerte a utilizar al biodiésel como mezcla del gasoil en un porcentaje cada vez más alto, con lo cual el mercado interno de este rubro debe ser creciente y el comprador número uno es YPF.

El diálogo con los protagonistas va coloreando su final, y tanto el ingeniero como el doctor comienzan a dibujar sus deseos y perspectivas.

Al titular de Endoline lo seduce la idea de “imponer un pro-ducto en un mercado con tanto futuro. Es maravilloso ver un tonel lleno de polvo y luego ver que se transforma en una pieza que sirve para años y que además evita una cantidad de riesgos al medio ambiente y a la gente. Yo me engancho más en la consecuencia y el ingeniero más en lo industrial del elemento”, resume entre risas a la vez que afirma que “el desafío es ideo-lógico, se trata de comprar una idea. En vez de comprar acero inoxidable, que compre acero teflonado”.

Al representante de Indeplast le preocupa que “la academia todavía no generó capacitación en este rubro, y el avance tec-nológico permite una diversidad de tratamientos al teflón y para ello es vital el tema de nuevas líneas de investigación”. Pero se vigoriza cuando entiende que este proyecto genera una gran rueda laboral: “Acá se demandan técnicos, soldado-res, pintores, fleteros, control de calidad, vigilancia perma-nente, hemos tenido que ampliar la planta de Loma Hermosa en pos del acopio de las piezas”.

Ingeniero Aníbal Graff (Polímeros Indeplast)

Doctor Miguel Ángel Zangone (Grupo Endoline Ambiental)

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PDVSA e YPFALIANZA ESTRATÉGICA

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La alianza estratégica entre PDVSA e YPF es un hecho. Los representantes del modelo energético neoliberal lloriquean a viva voz. No es para menos. Tener como aliado energético a la principal reserva de petróleo del mundo y a la primera de gas natural del continente americano es una mala noticia para quienes utilizan la cuestión energética y eléctrica como factor de desestabilización del Gobierno nacional. El caso de Daniel Montamat, ex Secretario de Energía de la Nación, ex Director de YPF SE y Gas del Estado, resulta emblemático. Su intachable currículum de eximio privatizador, su desempeño como testigo para una compañía estadounidense que denunció al Estado nacional ante el CIADI y la opinión que le reser-va al Estado (“fue mal empresario petrolero”, frase escrita por el autor en 1993, tres años después de haber abandonado la máxima dirección de YPF) lo convierten en máximo referente técnico del retorno a la desregulación hidrocarburífera y eléc-trica. Como era de esperar, para Montamat “PDVSA no es lo más conveniente para YPF” puesto que no “tiene capacidad financiera”. También señaló que la venezolana carece de expe-riencia en petróleo no convencional y que, por tal motivo, la Argentina debería “negociar con petroleras estadounidenses”. Todo esto, entre un mar de críticas a la renacionalización de YPF, a la Ley de Soberanía Hidrocarburífera y al extraordinario decreto 1277, que pone fin a las normativas desreguladoras y provincializadoras de los noventa. Pero más que responderle a este personaje, vamos a explicar, muy brevemente, por qué le conviene PDVSA a la Argentina.

Venezuela es miembro fundador de la OPEP y ha sido el país que revitalizó, a partir de 2001, su función primigenia de defensora de la industria petrolera de los países miembros, priorizando el interés doméstico por el de las multinaciona-les privadas. El país caribeño exportó petróleo en 2011 por 88.100 millones de dólares, siendo la quinta potencia expor-tadora de la OPEP. Además, su ganancia de aportes y contri-buciones para el desarrollo social e impuesto sobre la renta fue, ese mismo año, de 35.229 millones de dólares. Cuenta con reservas probadas por 297.571 millones de barriles (la Ar-gentina tiene 2.500 millones y Arabia Saudita, 265.405). En este sentido, importa destacar el sustancial e inédito proceso de certificación de reservas ocurrido en Venezuela. En efecto, fruto de la eficiente e intensa labor de la petrolera estatal, el horizonte de reservas de crudo pasó de 99.377 millones de ba-rriles (mb) en 2007 a 211.173 en 2009 y a 297.571 el año pasado. Es decir, un incremento del 200 % o la mayor in-corporación de reservas comprobadas de crudo del mundo. Venezuela es, por esto mismo, la principal reserva de petróleo del planeta. Parándonos desde el escaso horizonte de reservas comprobadas que tiene la Argentina, nada le conviene más a nuestro país que aliarse estratégicamente con una potencia pe-trolera del calibre de Venezuela, a la vanguardia mundial de la exploración e incorporación de nuevas reservas. Semejante capacidad se comprueba claramente al advertir que la cantidad de pozos perforados y en producción es la mayor dentro de la OPEP (cerca de un 30 % y 45 %, respectivamente) y casi el doble y cuádruple que Arabia Saudita, año 2011. Al analizar

sus exportaciones y mercados compradores, se advierte que es-tamos en presencia de la novena potencia exportadora de crudo del mundo. Mucho más relevante aún, su interés por tener de cliente a los países de la región (Caribe y América del Sur) ha crecido en forma exponencial en el último lustro. Que se prio-rice como clientes a las economías de la Patria Grande obedece a la línea política y geopolítica de la Revolución Bolivariana, que utiliza sus hidrocarburos como herramienta y motor de la integración regional y la consolidación de los bloques de po-der como el ALBA y el ALBA-Caribe. Ahora que Venezuela es miembro pleno del Mercosur, lo mismo sucederá con la quinta economía del mundo.

En materia de gas natural, Venezuela se destaca por ser la oc-tava potencia gasífera del mundo y la segunda del continen-te americano. Cuenta con 15 veces más gas que la Argentina, como se sabe, importador de este energético en un 15 % (en re-lación con la demanda total). Si bien no al nivel de lo verificado con el petróleo, la reposición de reservas gasíferas fue positiva entre 2007/11, incrementándose en un 14 %. En cuanto a la producción de derivados de petróleo, por cierto, una cuestión capital desde la creciente importación de combustibles a la que la ineficiencia y la desidia privada sumergieron a la Argentina, Venezuela es sinónimo de seguridad y confiabilidad. Los nive-les de refinación venezolanos se han mantenido prácticamente estables durante el último quinquenio. Es la tercera potencia refinadora de la OPEP y la tercera latinoamericana, luego de Brasil y México. En relación con nuestro país, casi que lo du-plica en capacidad de refino. ¿A quién le vende combustibles? Venezuela es el principal proveedor OPEP para América del Norte (Estados Unidos) y para América Latina, con el 74 % y el 63 % respectivamente de las ventas totales que la referida organización mantiene con dichas regiones. En relación con las exportaciones de crudo sucede algo parecido. El principal destino de los 1,5 mb totales de exportación es América Latina, en tanto Estados Unidos es el segundo (en lo que va del año, los envíos venezolanos aumentaron un 65 % con respecto a 2011). Finalmente y por si todo esto fuera poco, Venezuela abre a YPF las puertas a los campos maduros (pozos en producción) de la Faja del Orinoco (se suma a Enarsa). ¡¿Qué nación no querría esto?! Si se confirma que el área destinada a la empresa argen-tina es Petroanzoátegui, no solo estamos hablando de una pro-ducción equivalente al 25 % de la producción total nacional, sino también de la única zona de la Faja que actualmente tiene la capacidad de producir GLP entre sus procesos de mejora-miento de crudo.

En conclusión, el Gobierno nacional ha elegido a Venezue-la como pilar regional para la profundización de la notable transformación hidrocarburífera que registra nuestro país desde la renacionalización de YPF. Venezuela es garantía de confianza, calidad y eficiencia en todos los segmentos y ca-denas de la industria petrolera y gasífera. Pero esencialmente, es garantía de más soberanía energética, tanto para nuestro país como para el Mercosur, piedra angular del modelo de desarrollo vigente desde 2003.

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EL TÚNEL DEL TIEMPO

AVATARES DEL MAR CASPIO. “EL GRAN JUEGO”

Uno de los grandes templos, Atashgah, fue construido en lo que es actualmente la ciudad de Bakú, a orillas del mar Caspio. Allí se encontraba una llama perpetua que atrajo la atención del mismísimo Zoroastro. La llama eterna pasó a ser la repre-sentación de la luz eterna de Ahura Mazda, por ello se levantó el templo en ese lugar. Hoy sabemos que dicha luz no se consu-mía porque estaba sobre un yacimiento de gas.

Otros pueblos habitantes de las orillas del Caspio adoraban otras llamas eternas, en este caso se trataba de los incendios que provocaba el petróleo al subir a la superficie.

De esta manera el mar Caspio fue reconocido por sus fuegos inextinguibles. Su orilla occidental se encontraba en Europa, en el Cáucaso, y su ribera oriental en los desiertos de Asia Cen-tral. Posición privilegiada en la Edad Antigua para ser testigo de varios imperios desde el primero en la historia que puede considerarse como tal, el persa. Luego el macedonio de Alejan-dro, el mongol, el califato Abdásida, hasta el ruso y mucho más cercano, el de la URSS. Por lo tanto, también fue un privilegia-do testigo de sus guerras.

En el siglo VI a. C. el mencionado templo de Atashgah se con-virtió en un sitio sagrado, un lugar de peregrinación caro a los persas que de paso dominaron toda la región, quitando del medio a los medas. En el norte y en el este había varios asenta-mientos de tribus escitas. El Caspio se convirtió en la frontera entre macedonios, persas y seleúcidas hasta que Alejandro llegó a ser “el señor del mundo”.

Era entonces una zona agitada tanto como lo es hoy. Aquellos pueblos habían descubierto que se podía usar el aceite de la lla-ma eterna para sus construcciones, para curar heridas e incluso con fines bélicos, como las armas incendiarias griegas.

Como ha ocurrido durante toda la historia de la humanidad, a todo lugar de peregrinación se le suma un enclave comercial, y después de Bakú se fueron instalando en las riberas del Caspio centros comerciales importantes cerca de la desembocadura del Volga. Y desde allí se activó un profuso comercio con los brio-sos habitantes de las estepas rusas.

La vida entre las poblaciones sedentarias y las tribus nómadas no fue nunca pacífica. Cuando estas tribus conseguían unirse bajo el mando de un líder y un objetivo militar, eran capaces de sacudir la historia. Atila partió de allí.

De la misma manera, alrededor de los años 1218-1223 Gengis Khan conquistó Asia Central, Persia y Afganistán. El mar Cas-pio, una vez más, pasó a ser el centro geográfico de un imperio, y la ciudad de Astracán surgió como gran centro comercial en la desembocadura del Volga.

Con la expansión del islam los pueblos turco-mongoles co-menzaron a convertirse, el califa Abdasi logró “calmar” a los seleúcidas, ya en el siglo XI. El islam luego llegó al sur del mar Caspio y desde Estambul comenzó la conquista de Asia Menor.

El imperio ruso

Durante el siglo XV la historia dio un vuelco. Empezaba a sur-gir otro poder que cambiaría otra vez la historia del mar Cas-

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pio. El Gran Ducado de Moscovia logró liberarse de la opre-sión mongol de la mano de Iván El Grande. Comenzaron des-de allí una expansión que duraría hasta el siglo XIX, impulsada esta vez por Iván El Terrible.

El ejército cosaco acabó con todo, ya en 1550 Rusia había lle-gado a las orillas del Caspio. Astracán aumentó su riqueza y prosperidad. Los zares rusos, dueños de la estepa, comenzaron a elaborar proyectos de expansión. Durante el siglo XVIII, Pe-dro El Grande convirtió al mar Caspio en el puerto principal de su flota de guerra. Desde allí en 1806 conquistaron Bakú, la de la llama eterna.

Si bien el petróleo se había comenzado a destilar gracias al in-vento del sabio persa Al Razi durante el siglo IX, el alambique, con el cual obtenía kerosén, en el siglo XVIII, se lograron me-jores métodos de refinado, y se comenzó a utilizar para el alum-brado. Así fue como los dueños del mar Caspio comenzaron a ser los dueños del petróleo.

Los avances de la industria durante el siglo XIX hicieron que la sustancia se volviera imprescindible. La demanda iba en aumento pero los métodos de extracción eran sumamente ar-caicos ya que todo era trabajo humano y animal. Además, el gobierno ruso mantenía un control estricto en lo que se refiere a la inversión extranjera. Durante gran parte del siglo XIX que-da claro que el negocio de la extracción del petróleo no era un negocio que dejara grandes dividendos.

No queda claro cómo, pero en 1874, Robert y Ludvig Nobel, hermanos de Alfred, pusieron sus ojos en el potencial del cru-do de Bakú y de alguna manera lograron la concepción para comenzar a operar allí. Trajeron las inversiones necesarias para desarrollar una industria del petróleo de alcance internacional. Azerbaiyán se llenó de torres y Bakú de trabajadores que venían de todo el imperio ruso en busca del “oro negro”.

El siglo XX encontró a la vieja ciudad que albergaba a la llama eterna de Ahura Mazda convertida en el primer productor mun-dial de petróleo con una producción anual de 11,5 millones de toneladas de crudo. Paralelamente los ejércitos rusos comenza-ban su expansión para el control de Asia central, con presencia militar en fortificaciones y la construcción de ferrocarriles para fomentar la ocupación del territorio por poblaciones civiles.

Toda esta expansión y avance llamó la atención –más que eso, la voracidad– del Reino Unido, que no dejó de intentar inmis-cuirse con maniobras diplomáticas, económicas y de espiona-je… El gran juego había comenzado; Rusia controlaba el mar Caspio con excepción de la orilla sur, allí seguía estando Persia, pero con una serie de tratados los zares habían logrado asegu-rarse la supremacía económica y militar de sus aguas.

A medida que avanzaba el siglo XX, el Caspio iba dejando de ser una zona de encuentro entre civilizaciones, la primacía zarista se hacía sentir, y ninguna otra potencia influía demasiado hasta que Estados Unidos comenzó a actuar sobre Persia, que ade-más como centro petrolífero también había empezado a decaer por la activación de otras zonas de producción como Oriente Medio. Por allí apareció el joven Josef Stalin, organizando las huelgas generales de 1907 entre los trabajadores petroleros de

Bakú, motivo por el cual fue a parar a Siberia, experiencia que a posteriori parece haberle sido bastante útil. En 1917, al estallar la revolución, Bakú quedó en manos de los rusos blancos. Pero por poco tiempo. En 1920 los bolcheviques lograron el control de Caspio, en 1924, ya habían reorganizado la administración y en 1924 en sus orillas se asientan las Repúblicas Socialistas Soviéticas de Azerbaiyán, Kazajistán y Turkmenistán.

Durante la Segunda Guerra Mundial estas tierras no pasaron inadvertidas para Hitler. Los nazis durante 1942 comenzaron una avanzada a través del sur de la URSS, la famosa “Opera-ción Azul”, o Batalla por el Cáucaso, con el objetivo de quitar-les a los soviéticos los recursos petrolíferos, es decir, los pozos de Bakú. Llegaron hasta la ciudad de Astracán y lograron do-minar gran parte del Cáucaso, aunque las ciudades de la costa seguían resistiendo. Pero además de las idas y venidas de Hitler, las tropas alemanas se encontraron con un problema: “la astu-cia de la razón” se hizo presente, y el ejército nazi comenzó a sufrir la falta de combustible para sus tanques. Por otra parte los soviéticos practicaban la táctica de “tierra arrasada”, solo les dejaban tierras arrasadas y fábricas quemadas.

Después de la guerra, el poder de los soviéticos en las aguas del mar Caspio era absoluto. Pero en 1991 la zona vuelve a ser par-te de la historia del mundo. La caída de la Unión Soviética da lugar a la aparición de repúblicas independientes: Kazajistán, Turkmenistán, Uzbekistán, Kirguizistán y Tayikistán. Nuevos Estados que, necesitados de reactivar sus economías, reactiva-ron también la industria del petróleo, para lo cual recibieron muchas inversiones de los triunfadores de Occidente.

Los grandes yacimientos se encuentran en Kazajistán. Kasha-gán es uno de los más grandes del mundo, y la 3º reserva mun-dial de gas natural, lo cual lo sitúa en la mira de las grandes potencias: EE. UU, China, Rusia y la Unión Europea. Otra partida del “Gran Juego” se desarrolla en torno de la llanura de Ahura Mazda.

Bibliografía:Escobar Pepe, “Welcome to the new Great Game”, en www.alja-zeera.com, 27 de julio de 2012.Giménez Iván Chueca, El nuevo gran juego en Asia Central, Geopolítica del Mar Caspio. Editorial Popular Madrid, 2009.

El mar Caspio surgió geológicamente hace alre-dedor de 5,5 millones de años. Su superficie es de 440.000 km2. Tiene una curiosa particularidad: desde fines del siglo XVIII comenzó a descender su nivel, a punto tal que en 1978 se llegó a pensar que iba a desaparecer. Pero no, luego comenzó a crecer de tal manera que la creciente anegó las poblaciones costeras y las plataformas petroleras. Por lo demás, es un mar absolutamente contaminado.

Recuadro I

Rusia: con el advenimiento al poder de Vladimir Pu-tin, está recuperando los bríos momentáneamente per-didos, sabe que controlando el transporte de combus-tible cuenta con una ascendencia fundamental sobre el territorio de Asia Central que no tiene salidas al mar. Rusia ofrece a los gobiernos de la zona apoyo militar.EE. UU.: se dieron cuenta de la importancia de la zona desde siempre, pero en 1991 buscaron contratos para ex-plotar los yacimientos, o bien invadir a los países que se los negaban, por lo tanto, no son gratos a los pueblos de los nuevos Estados, ni a los de los Estados más antiguos.China: opta por la política del buen vecino, ya que para mantener su enorme crecimiento necesita contar con hi-drocarburos sin riesgos. Para ello ha logrado acuerdos de explotación y exportación de hidrocarburos. Además con-sidera que esta región es clave para su seguridad. De esta forma ha conseguido que ningún Estado de la zona acom-pañe a los musulmanes independentistas de Xinjiang.Unión Europea: tiene todo en juego ya que es el primer consumidor de gas y petróleo a través de los gasoductos y oleoductos rusos, con todo lo que ello implica. De hecho su objetivo es construir gasoductos y oleoductos que no dependan del estado de ánimo ruso.Irán: cuenta con su propio combustible y ha venido de-sarrollando en la zona una política altamente responsable, para desesperación de la OTAN, que no logra encontrar motivos ciertos para invadirlo y adueñarse de sus reservas.Azerbaiyán: conserva lazos culturales y étnicos con las otras repúblicas. Pero, a su vez, es la que más se inclina ante los intereses occidentales, se ha convertido en la puerta de salida para los nuevos oleoductos fuera de la órbita rusa.Kazajistán: debería ser la más beneficiada ya que tiene la mayor cantidad de reservas, y por ello es la más co-diciada por Occidente. Pero también es poseedora de unos de los grandes desiertos de Asia Central.Turkmenistán: tiene importantes reservas de gas y pe-tróleo, pero depende exclusivamente de Rusia para el transporte de sus hidrocarburos.En síntesis se trata de Estados Unidos - UE - OTAN contra Rusia y China, con muchos participantes me-nores que también pueden ser considerados “víctimas”. Las revoluciones árabes lograron que el imperialismo no solo quiera los hidrocarburos, sino que –como a todo el capitalismo protestante– los uniera el terror a la islami-zación general de la Ruta de la Seda.

Recuadro II

Participantes mayores de la nueva partida

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Campos de petróleo y gas en Asia Central.

MÁS CHICOS,52

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La tendencia de desarrollo automotor apunta a

producir vehículos con motores cada vez más

pequeños pero con prestaciones superiores y

consumo reducido. ¿Qué aspectos permiten

obtener autos que aprovechan al máximo has-

ta la última gota de combustible?

MÁS EFICIENTES

Entre las décadas de los 60 y los 80, los Ford Falcon y los Che-vrolet 400, entre otros vehículos familiares de tamaño conside-rable, poblaron los caminos nacionales. Sin embargo, el paso del tiempo se encargó de quitarlos de circulación. Las insignias “V8” –referidas a los grandes motores de 8 cilindros–, adheridas en los laterales de muchos autos de la época, quedaron en el recuerdo.

La tendencia de desarrollo automotor actual apunta a produ-cir motores cada vez más chicos con prestaciones elevadas. Ese rumbo, que se profundizó gracias a la aparición de tecnolo-gías electrónicas y su incorporación en los vehículos, permitió aumentar la eficiencia de los autos a niveles impensados hace menos de 15 años.

El proceso se inició de manera incipiente en la década de los 90, cuando las terminales automotrices redujeron el volumen y el peso de la mayoría de los propulsores de sus autos familia-res. Una de las causas principales del cambio fue la aparición de normativas internacionales sobre emisión de gases contami-nantes. Estas cobraron fuerza luego de que el Grupo Intergu-bernamental sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés, que es un ente establecido por la Organización Me-teorológica Mundial y el Programa Ambiental de la Organiza-ción de las Naciones Unidas) presentó su primer informe de evaluación ambiental, en 1990, con investigaciones de más de 400 científicos. En el trabajo se afirmó que el calentamiento at-mosférico del planeta era comprobable y, por lo tanto, se pidió a la comunidad internacional que evitara la profundización del denominado efecto invernadero. Las normas Euro I, sobre emi-siones de gases contaminantes, comenzaron a regir dos años después en Europa.

Las leyes sobre polución en gran parte del planeta –sobre todo en Europa, Japón y Estados Unidos; países donde, en ese mo-mento, se fabricaban la mayor cantidad de los vehículos del mundo– obligaron a reducir las emisiones de óxidos de nitró-geno (NOx), hidrocarburos (HC), monóxido de carbono (CO) y partículas producidas durante la combustión de los motores. Una de las formas de disminuir esas emisiones fue minimizar el consumo de combustible. El concepto reinante fue que si se lograba quemar menos carburante, una consecuencia directa inmediata sería la baja de emisiones de gases de escape.

Tecnologías nuevas

Los turbocompresores, que permiten la entrada de aire a más presión que en el caso de los motores que aspiran el aire en forma natural (a los que, por ese motivo, en el ambiente auto-motor se los conoce como naturalmente aspirados), habían sido introducidos en autos familiares ya en la década de los 60 y su uso se expandió en los 80. Pero la aplicación de la electrónica en la industria automotriz permitió alcanzar prestaciones muy superiores durante los últimos años.

En los propulsores turboalimentados, el aire ingresa precompri-mido a la cámara de combustión (en motores convencionales, el aire se comprime dentro del cilindro por el movimiento as-cendente del pistón). Eso permite que, a pesar de que el motor aspira el mismo volumen de aire, su masa sea mayor. Así, se logra una mejor explosión a idénticas revoluciones del motor –hay que recordar que el oxígeno es fundamental para lograr cualquier combustión buena– y, en consecuencia, se obtiene más potencia.

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La combinación de tecnologías de sobrealimentación con la elec-trónica surgida al comienzo del milenio actual, además de permitir reducir los tamaños de los propulsores, disminuyó el consumo de combustible con igual o, incluso, más potencia y torque. Esa ten-dencia se conoce como downsizing (en español, “achicamiento”).

Con esa fórmula, Ford presentó en noviembre un propulsor de solo tres cilindros y 999 centímetros cúbicos (cc) de cilindrada que eroga 123 CV de potencia. Ese motor se comercializará este año en Estados Unidos como opción para el Ford Fiesta. En 1982, el motor denominado 221, del Falcon, tenía una ci-lindrada de 3620 cc (volumen que supera en más de 3,5 veces al del futuro Fiesta) y entregaba un máximo de 132 caballos de potencia con un consumo de más de 11 litros de nafta cada 100 kilómetros circulando a 90 km/h (el doble de lo que con-sume un auto moderno de, incluso, más potencia). Otro caso llamativo es el nuevo impulsor de 2 cilindros y 900 cc de Fiat, denominado TwinAir, que entrega hasta 105 CV de potencia.

El downsizing “arrancó cuando se modificó la forma de pulve-rizar el combustible dentro del ciclo (de combustión) y siguió con cómo cambiamos las presiones (al interior del motor)”, manifiesta el responsable de Formación Técnica del grupo PSA (del cual forma parte Peugeot Argentina), Daniel Fajardo. En pocas palabras, para mejorar la pulverización se utilizan in-yectores que introducen el combustible dentro del cilindro en forma de spray o partículas lo más pequeñas que se pueda, y bien cerca de la bujía. Eso permite una combustión óptima y ayuda a que se aproveche al máximo cada gota de combustible. “Cuanto más chica es la gota de combustible, tengo más po-sibilidad de que se combine con alguna molécula de oxígeno. Eso me lleva a la certeza de que voy a tener menos cantidad de residuos sin utilizar para empujar el pistón”, agrega Fajardo.

“Placer de conducción”

“Downsizing es un término que engloba tecnologías focalizadas en la disminución de las cilindradas de los motores, optimizan-do el consumo de combustibles y disminuyendo las emisiones contaminantes sin perder el placer de conducción”, considera el director de Relaciones Externas y Comunicación de Fiat Ar-gentina, Javier Vernengo.

En el caso de los motores diésel modernos, la marca de ori-gen italiano fue pionera con el lanzamiento de los denomi-nados “Unijet”, cuyo debut fue en 1997 con el Alfa Romeo 156 (marca perteneciente al grupo Fiat). Ese vehículo contaba con un sistema de inyección que más tarde se conoció como common rail (en español, “por conducto común”). Se trata de un dispositivo electrónico de inyección directa de combusti-ble mediante el cual el gasoil es aspirado desde el depósito de combustible hasta una bomba de alta presión. Esta lo envía a un conducto para todos los inyectores que, a su vez, inyectan el carburante en el cilindro a alta presión.

Mediante ese tipo de soluciones, es posible variar la presión en los inyectores de acuerdo con la carga del motor. Así, cuando se requiere menos potencia (por ejemplo, circulando a veloci-dad constante en una recta), el consumo se reduce de manera drástica. “Si requiero una potencia extra del motor, le inyecto ese aire adicional que me hace obtener más potencia –explica Fajardo, de Peugeot–. Al mismo tiempo, al aumentar la tempe-

ratura –debido a la mayor presión– logro que el combustible se mezcle mejor con el oxígeno”.

Diferencias

En cuanto a los cambios entre los motores viejos y los últimos modelos, las disparidades más evidentes están en la relación entre el torque generado a bajas revoluciones por minuto. Por ejemplo, a fines de la década de los 90, Honda presentó la cuar-ta generación del Civic, que incluyó propulsores de 1595 cc con 150 CV de potencia. Sin embargo, el máximo torque era de 114 newton metro (Nm) y se entregaba recién a partir de 7100 rpm (para explicarlo de forma simplificada, el torque o “par motor” es la fuerza de torsión que tiene el motor; se aplica, por ejemplo, al acelerar o subir una cuesta). Eso implicaba un consumo de combustible más que importante.

Hoy, el motor del Peugeot 308 Sport (auto que se monta en el país), de 1598 cc, eroga 163 CV de potencia con un par motor máximo de 240 Nm a partir de solo 1400 vueltas. Por supuesto, si el propulsor gira a menos vueltas, requiere menos combustible para mover sus piezas y, a la vez, sufre menos des-gaste por fricción. La coupé deportiva Peugeot RCZ posee un motor similar pero, gracias a un sistema de apertura de válvulas variable (es decir que cada válvula modifica, por separado, su apertura de acuerdo con la circunstancia para permitir la entra-da de más o menos aire), entrega 200 CV de potencia y un par motor de 255 Nm desde 1700 vueltas.

Previamente, era muy complicado “lograr un sistema que fuese capaz de modificar la apertura de válvulas y, al mismo tiempo, girar a 7000 revoluciones por minuto”, sostiene Fajardo. Eso se logró con un dispositivo hidráulico y un control electrónico que calcula la inyección necesaria para, en definitiva, abrir más o menos cada válvula.

Para Javier Vernengo, “los motores modernos tienen más po-tencia específica, menor rozamiento interno, menor consumo, y performance y emisiones optimizadas, además de materiales más livianos”. La compañía donde se desempeña utiliza un sis-tema de control electro hidráulico de válvulas registrado como “MultiAir”. El mismo también regula la entrada de aire en cada válvula para obtener más potencia y torque, con menos emisio-nes de gases de escape contaminantes y menos consumo.

Contras y futuro

En la actualidad, si se efectúa un mantenimiento programado sencillo (cambio de aceite y filtros según los períodos indicados en el manual, entre otros aspectos) y se utiliza el combustible acorde (los carburantes conocidos como “Premium”), los pro-pulsores turbocomprimidos alcanzan una vida útil equivalente a los de antaño (es que, más allá de la incorporación de la elec-trónica, el principio de funcionamiento de los motores térmi-cos se mantiene en el tiempo). Un aspecto de la conducción al que debe prestarse atención es que, antes de apagar el motor, hay que mantener el auto en ralentí durante alrededor de 30 se-gundos. Eso se debe a que el turbocompresor gira muy rápido y al detener el encendido también se corta la circulación de aceite lubricante. Al dejar regulando el motor durante medio minuto, se asegura que el turbo se detenga antes que la distribución de lubricante y, así, se evitan daños en esa pieza.

“La única contra es que fabricar un motor de estas caracterís-ticas (por los impulsores turboalimentados actuales) es mucho más costoso”, considera el responsable de Formación Técnica de Peugeot. Por otro lado, las ventajas principales están en el consumo menor, emisiones de gases contaminantes más bajas y respuesta inmediata a bajas revoluciones.

En el futuro cercano, Fajardo cree que cada vez más motores incorporarán el sistema de apertura de válvulas variable. Y, más adelante, “lo único que le faltaría al motor térmico sería poder abrir las válvulas sin necesidad de un elemento mecánico como el árbol de levas y, entonces, que no tenga ningún tipo de li-mitación, que la válvula haga lo que quiere el diseñador”. Para eso, uno de los principales desarrollos apunta a la inclusión de electroimanes, aunque aún está en estado incipiente.

Por su parte, Vernengo sostiene que “la tendencia global es la utilización de motores pequeños en dimensiones y cilindrada, además de los ya conocidos híbridos”. Pero esa es otra historia.

Alimentación: nafta

Potencia máxima: 170 CV

Cilindros: 4Cilindrada: 1368 cc

Torque máximo: 250 Nm (a 2500 rpm)

Aceleración 0-100 km/h: 7,8 segundos*

Consumo en ruta: 4,6 l/100 km*

*Datos de fábrica

Recuadro II

Alfa Romeo Giulietta 1.4 TB MultiAir

Existen diversos mecanismos que permiten mejorar la eficiencia de los vehículos. Entre ellos se cuentan cu-biertas sin cámara y con menos resistencia al rodaje. Desde la electrónica, uno de los sistemas que cada vez está más difundido es el “Start-Stop”. Ese dispositivo apaga el motor de forma automática cuando el vehículo se detiene, por ejemplo, en un semáforo, y lo enciende de manera autónoma cuando se suelta el freno, sin que los ocupantes noten algún tipo de cambio.

Recuadro I

Otros dispositivos

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Giulietta, Alfa Romeo.




Torque máximo: 250 Nm (entre 1250 y 4000 rpm)

Aceleración 0-100 km/h: 8,7 segundos

Consumo en ruta: 5,8 l/100 km

Recuadro III

Mercedes-Benz Clase B Peugeot 308 Sport Fiat Bravo Sport MultiAir





Aceleración 0-100 km/h: 9,1 segundos

Consumo en ruta: 6,4 l/100 km





Aceleración 0-100 km/h: 8,5 segundos*

Consumo en ruta: 4,5 l/100 km*

*Datos de fábrica

De arriba a abajo: Motor Ford 1.0 EcoBoost / Ford Fiesta 4DR 09 HR.

De arriba a abajo: Mercedes Benz Clase B / Peugeot 308 Sport / Fiat Bravo Sport MultiAir.

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INVERSIONESESTRATÉGICAS

Importantes ofertas por dos represas

Edesur extiende el tendido

Parque eólico en la Patagonia

España vuelve a aceptar el biodiésel argentino

Villa María se prepara con el biodiésel

Argentina en feria minera

Barrick avanza con Pascua Lama

Teck apuesta por Argentina

La planta de la ex Carbometal en San Rafael, casi lista para su reapertura

¿Oil hablará portugués?

Eurnekian compró Compañía General de Combustibles

Neuquén y la “ruta del petróleo”

YPF empezó a producir gas en Vaca Muerta

Plan exploratorio de YPF en Chubut

Galuccio busca socios en Arabia

Acuerdo entre Pampa Energía y Petrobras

La EPE, con nuevas inversiones en Santa Fe

Edenor invierte en planta eléctrica

Nuevos grupos electrógenos para paliar los cortes de luz

¿Oil hablará portugués?Desde hace un tiempo Petrobras tiene la intención de vender parte de sus acciones en la filial argentina. En ese sentido, la empresa Oil podría llegar a adquirir el 51 % de los activos. Cabe recordar que Oil ya ha hecho negocios con Petrobras en la Argentina. En 2011 le compró la refinería San Lorenzo y 365 estaciones de servicio, por 110 millones de dólares. Petrobras tiene negocios en varios rubros en el país: producción de pe-tróleo, gas y combustibles y hasta generación de electricidad.

Eurnekian compró Compañía General de CombustiblesEl empresario aeroportuario Eduardo Eurnekian cerró la com-pra de Compañía General de Combustibles (CGC), una pe-trolera que fue del grupo Soldati y ahora está en manos del fondo Southern Cross. Eurnekian se comprometió a pagar 200 millones de dólares por el 81 % de CGC, que tiene 16 áreas en Argentina (Santa Cruz, Neuquén, Río Negro, Salta, Formosa) y en Venezuela.

Galuccio busca socios en ArabiaEl presidente de YPF, Miguel Galuccio, puso en marcha nego-ciaciones para sumar nuevos socios a la empresa nacionalizada durante la gira que desarrolló en febrero en Emiratos Árabes. Aunque el ejecutivo mantuvo contactos con varias empresas y fondos de inversión, tiene especial interés en avanzar en un acuerdo con la empresa Dragon Oil, un gigante petrolero de esa región. En las charlas que mantuvo con sus directivos, estos se mostraron interesados en participar de desarrollos conven-cionales de petróleo en el ámbito local.

Acuerdo entre Pampa Energía y PetrobrasPampa Energía, a través de Petrolera Pampa, y Petrobras Ar-gentina acordaron ampliar el acuerdo para realizar inversiones en el área denominada El Mangrullo, ubicada en Neuquén. El objetivo es alcanzar una producción de 800.000 m3/día de gas.Según un comunicado, ambas empresas venían trabajando jun-tas en el área, y en la actualidad producen 400.000 m3/día de gas. El nuevo compromiso, por un plazo de cuatro años, es, según el documento, duplicar esa cifra, por lo cual Petrolera Pampa se compromete a invertir a su propio costo hasta 22 mi-llones de dólares en la perforación de cuatro pozos para alcanzar el objetivo. Como contraprestación, tendrá el derecho de dispo-ner libremente en boca de pozo y de comercializar el 43 % de los hidrocarburos que surjan de las inversiones comprometidas.

La EPE, con nuevas inversiones en Santa FeLa Empresa Provincial de Energía abrió en febrero una nueva licitación con el objeto de adquirir 7.000 columnas de hor-migón armado para renovar y ampliar la red eléctrica, en el marco de las gestiones que se realizan para mejorar la calidad del servicio en su jurisdicción. El acto estuvo presidido por el vicepresidente de la EPE, Cristian Berrino, y los integrantes del Directorio, Hugo Storero y Ricardo Airasca.Con una inversión de 18.590.000 pesos, los nuevos materiales permitirán atender situaciones relacionadas con la ampliación y renovación del tendido de redes aéreas, como así también las consecuencias de las contingencias climáticas originadas en fuertes tormentas que dañan este tipo de prestación.Por otro lado, la EPE destinará unos 40 millones para la puesta en marcha de un transformador en la capital de la provincia. En la compañía explicaron que con esta inversión buscan hacer frente al crecimiento de la demanda, que en algunas zonas de la ciudad se multiplicó por cinco en una década.

Edenor invierte en planta eléctricaLa distribuidora eléctrica Edenor puso en marcha obras que mejorarán la calidad del servicio en el partido bonaerense de Pilar y permitirán la radicación de nuevas industrias en su par-que industrial, con una inversión de 230 millones de pesos. Las obras se financiarán a través del Fondo para Obras de Consoli-dación y Expansión de Distribución Eléctrica (Focede) e inclu-yen una central eléctrica de 14 MW que ya fue inaugurada y la construcción de una nueva subestación y un electroducto de alta tensión de dos circuitos de 21 kilómetros cada uno, que se inician ahora y se terminarán a mediados de 2014.

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Neuquén y la “ruta del petróleo”El gobernador de la provincia de Neuquén, Jorge Sapag, anun-ció la elaboración de un proyecto que contemple la continua-ción de la ruta de doble vía desde Centenario hasta Añelo para acompañar el crecimiento que, se espera, tendrá la zona una vez que se pongan en marcha las inversiones de los yacimientos no convencionales. En ese sentido, indicó que una doble vía en las rutas evitaría accidentes y facilitaría la comunicación en una zona donde YPF hizo una inversión de 1.200 millones de dóla-res. También señaló: “Y creo que en 2013 la va a duplicar para llegar al objetivo de 20.000 millones de dólares en cinco años”.

YPF empezó a producir gas en Vaca MuertaHace pocas semanas entró en producción el denominado pozo exploratorio El Orejano X 1, en la formación Vaca Muerta, que recorre la provincia de Neuquén. Desde allí, la empresa nacio-nalizada espera obtener unos 120.000 metros cúbicos diarios de gas, de acuerdo con el resultado que arrojaron los ensayos que realizó YPF.El nuevo marco tiene su impronta novedosa ya que la empre-sa estatal busca el desarrollo de recursos no convencionales de hidrocarburos en el país. En 2012, la empresa participó como socia de un proyecto similar en Aguada Pichana, que ya está en producción, pero esa operación está a cargo de Total Austral.Casi al mismo tiempo, la empresa estatal de energía del Uru-guay, Ancap, afirmó que tiene la “vocación de asociarse con YPF para el desarrollo de petróleo no convencional en Vaca Muerta y de proyectos conjuntos en campos maduros”. Asi-mismo, comenzó a delinear alternativas para producir negocios gasíferos junto con la petrolera argentina.

Plan exploratorio de YPF en ChubutLa presidenta Cristina Kirchner inauguró en Comodoro Riva-davia en el mes de febrero el primer pozo de exploración petro-lera no convencional de Chubut. Con este pozo, que demanda-rá una inversión superior a los 60 millones de pesos, YPF busca ampliar las fronteras de los recursos no convencionales, más allá de Vaca Muerta en Neuquén.

Nuevos grupos electrógenos para paliar los cortes de luzEl gobierno de Daniel Scioli presentó, a inicios de 2013, 36 grupos electrógenos nuevos para la provincia de Buenos Aires, a fin de minimizar el impacto de las reiteradas interrupciones del suministro eléctrico en servicios electrodependientes como son los sistemas de agua potable y desagües cloacales.Los generadores, adquiridos por ABSA a través de un leasing otorgado por el Grupo Provincia Leasing, se distribuirán entre las 11 regiones operativas que conforman el área de concesión, pero se privilegiará su concentración en La Plata, Berisso, Ense-nada, Florencio Varela, San Vicente, Alejandro Korn, Guerni-ca, Merlo, Moreno, San Miguel, Malvinas Argentinas, José C. Paz y Campana, donde se concentra la mayor infraestructura para la producción del servicio.La incorporación de estos equipos llega para reforzar la res-puesta ante eventualidades generadas por falta de suministro eléctrico, un problema que aquejó a diferentes zonas desde la llegada del verano.

Importantes ofertas por dos represasCinco grupos empresarios presentaron en enero ofertas técni-cas y económicas en el marco de la licitación para la construc-ción de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, en el río Santa Cruz, que aportarán un total de 1.740 megavatios. Se trata del proyecto energético más gran-de de los últimos 30 años.Los consorcios que presentaron ofertas fueron: Electroingeniería, China Gezhouba Group e Hidrocuyo; Odebrecht, Pescarmona y Alstom Brasil Energía y Transporte; OAS (Brasil), Hyundai Engineering, José Cartellone, Comercial del Plata Constructora y Rovella Carranza; Panedile, Isolux, Eleprint, Helport, Powert Machine, Inter Rao e Hidroeléctrica Ameghino, y Sinohydro, Iecsa, Austral Construcciones, Chediak y Esuco.La Unidad Mixta de Evaluación a cargo de la licitación deter-minará a la brevedad quiénes resultan precalificados. El minis-tro Julio De Vido destacó que el proyecto equivale a un 10 % de la oferta energética nacional.

Edesur extiende el tendidoCon una inversión de 16,5 millones de pesos, la distribuidora Edesur completó una serie de obras en el tendido eléctrico del municipio bonaerense de Presidente Perón. Las obras incluye-ron el tendido de 7.100 metros de línea aérea de media tensión y 74 kilómetros de conductores de baja tensión en los barrios de Lomas de Guernica, Parque Americano y San Martín.

España vuelve a aceptar el biodiésel argentinoEspaña retiró las restricciones a la importación de biodiésel argentino que había aplicado meses atrás por una disputa bi-lateral, según informó la Cancillería en un comunicado. La Argentina es el mayor exportador mundial de biodiésel y se había quejado en agosto contra la Unión Europea, ante la Or-ganización Mundial del Comercio, por los límites impuestos al ingreso de sus productos en España.“La Argentina monitoreará la aplicación de la nueva normativa española a efectos de constatar que se mantenga la participa-ción del biodiésel argentino en condiciones no discriminatorias en el mercado español, así como en el mercado europeo, y si fuese necesario recurrirá nuevamente al Órgano de Solución de Diferencias de la OMC”, expresó el comunicado.

Villa María se prepara con el biodiéselLa compañía ACA BIO Cooperativa informó que durante el año próximo entrará en producción la planta de biodiésel que está construyendo en Villa María, Córdoba, con una inversión de 130 millones de dólares. La puesta en marcha de la fábrica significará la creación de 300 puestos de trabajo y utilizará como materia prima 400.000 toneladas anuales de maíz o sorgo bajo tanino producido en la región y el resto de la provincia de Córdoba.

Argentina en feria mineraUna delegación de 50 integrantes, encabezada por el secretario de Minería del Ministerio de Planificación Federal, Jorge Ma-yoral, y compuesta también por productores, proveedores y tra-bajadores de la minería, representó a la Argentina en la PDAC 2013, la principal feria de negocios mineros del mundo. En la feria, que se llevó a cabo en Toronto (Canadá), se instaló un pa-bellón minero argentino, donde se realizaron rondas de negocios con empresas y potenciales inversores.

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Parque eólico en la PatagoniaLa empresa Impsa firmó un contrato con Nación Fideicomisos para financiar la construcción y puesta en marcha del parque eó-lico Malaspina I, de 50 MW de potencia, ubicado en la provincia de Chubut. El proyecto será financiado con fondos provenientes del Banco de la Nación Argentina (BNA) y del Banco de Inver-sión y Comercio Exterior (BICE) a través de Nación Fideicomi-sos, informó la empresa tras la firma del convenio. El complejo al-canzará una producción anual estimada superior a los 200 GWh, lo suficiente para abastecer a 70.000 familias y evitar la emisión de 135.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

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La planta de la ex Carbometal en San Rafael, casi lista para su reaperturaLa reapertura de la planta de la ex Carbometal en San Rafael, provincia de Mendoza, está muy cerca de concretarse. Según las previsiones de la empresa, en alrededor de un mes estará operativa con el objetivo de producir más de 1.000 toneladas por mes de ferrosilicio, materia prima de mecanizado y estruc-turas metálicas de distinto tipo. La actual Planta de Ferroaleaciones El Nihuil está en manos de la empresa siderúrgica bonaerense Manferro SA desde abril de 2010. El reimpulso significará la creación de 150 empleos.

Barrick avanza con Pascua LamaEl presidente de Barrick para América del Sur, Guillermo Caló, y el vicepresidente regional de Asuntos Corporativos, Rodrigo Jiménez, confirmaron inversiones por 9.300 millones de pesos para la construcción de Pascua Lama, en el marco de un encuen-tro en la Secretaría de Minería de la Nación. También dijeron que destinarán 600 millones de pesos para reforzar la producción de la mina Veladero. Como resumen, informaron que en los últi-mos seis meses se incrementó el número de empleos directos en un 25 %, pasando de 12.000 puestos de trabajo a 15.800.

Teck apuesta por ArgentinaEl mayor grupo minero diversificado canadiense, Teck Resources, vuelve a apostar por nuestro país, y lo hace a través del acceso a un 60 % de participación en el proyecto Las Opeñas (oro, plata, zinc), localizado en la provincia de San Juan. El proyecto ha estado gerenciado por la australiana Genesis Minerals. Dentro del acuer-do, Teck puede alcanzar el 60 % de participación en el proyecto sanjuanino por medio de la erogación de 1,2 millones de dólares. En noviembre pasado, y en el marco de una campaña de perfo-ración, Genesis Minerals descubrió amplias zonas de mineraliza-ción aurífera asociada con plata, plomo y zinc. La compañía aus-traliana interpreta que Las Opeñas posee el potencial de albergar un depósito aurífero de relevancia, en un sistema epitermal.

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