Las informaciones están ahí para todos, pero el diferencial está en usarlas de forma adecuada.

viernes, 15 de abril de 2011

¿Hacia dónde se orienta la estrategia del pre-sal brasileño?



Los conflictos en el Norte de África y en Medio Oriente, donde se concentra la mayor parte de las reservas mundiales de petróleo, hará que las inversiones se vuelvan hacia las reservas brasileñas del pre-sal, en la evaluación de especialistas del sector. Dos son las razones para este movimiento. Por un lado, el alza de los precios del barril, que tiene a hacer los proyectos debajo de la capa de sal más rentables. Por otro lado, la estabilidad política del país es apuntada como un triunfo en un escenario internacional cada vez más complicado[1].
            Hoy, uno de los mayores desafíos del pre-sal es su costo de extracción, una vez que la tecnología para retirar el petróleo –localizado hasta siete kilómetros abajo del nivel del mar- es muy cara. Petrobras ya afirmó que el costo sería del orden de los 25 dólares el baril, mientras otras empresas apuntan a cerca de 45 dólares. De acuerdo con el consultor de petróleo y gas Marcos Felipe Macedo, ese costo aún es una incógnita. La única certeza es, mientras más elevada la cotización del petróleo, más rentables serán las inversiones. Sea cual sea el costo, el momento es excelente para que Brasil desarrolle el pre-sal.
            Las reservas del pre-sal descubiertas hasta ahora suman 36 billones de barriles de crudo equivalente (incluyendo petróleo y gas), según las estimaciones de Petrobras y de ANP. Añadidas a las existentes, Brasil pasará a tener 51 billones de barriles. Este volumen de reservas hace de Brasil, al lado del occidente africano y de las ex repúblicas soviéticas, la gran frontera exploratoria de petróleo de esta década. En ese contexto, la estabilidad política se hace un importante factor para la decisión de las inversiones.
            Brasil mostró en los últimos años que cumple los contratos. Aún los recientes cambios en el marco regulatorio del pre-sal pasaron por el trámite legal, no fue algo impuesto sin discusión en el Congreso. Para las inversiones de largo plazo, como los de la industria petrolera, eso es extremadamente relevante. Empresas de China y de India buscan garantías de reservas de petróleo y, para eso, buscan mercados con estabilidad jurídica y política.
            Los conflictos en Medio Oriente y en el Norte de África deben llevar a un declive en la producción de petróleo. En primer lugar, porque las empresas extranjeras están suspendiendo sus operaciones en muchos de esos países. En segundo lugar, porque algunos de esos países, como Arabia Saudita e Irán, son las petroleras estatales las que lideran la actividad exploratoria. Como los gobiernos locales están anunciados paquetes con beneficios sociales para contener las protestas, probablemente habrá cortes de inversiones en otros sectores.


Welcome mister Obama 


El gobierno brasileño quiere hacerse gran exportador de gas y petróleo a Estados Unidos, para evitar que los combustibles extraídos de la capa pre-sal en el litoral brasileño reduzcan la proporción de fuentes de energía “limpia”, renovable, como la hidroelectricidad, en la matriz energética brasileña. La intención de exportar la mayor parte del petróleo y gas del pre-sal para no “ensuciar la matriz” fue comunicada por la presidenta Dilma Rousseff a los enviados del gobierno estadounidense que estuvieron recientemente en Brasil.[2]
La estrategia brasileña fue bien recibida en Washington, donde la oferta es vista como una oportunidad para concentrar en el continente americano cada vez más a los proveedores del combustible fósil a Estados Unidos, reduciendo la dependencia en relación a Medio Oriente. Estados Unidos obtienen poco más de un tercio del petróleo que importan de Canadá y México; otro tercio viene de Arabia Saudita, Nigeria y Venezuela. Brasil es el décimo mayor proveedor de EE.UU. La perspectiva de obtener en el Hemisferio Occidental la mayor parte del petróleo consumido en Estados Unidos es recibida con entusiasmo en Washington. Aún con el aumento de la producción local, la Ofician de Energía Americana prevé que el país continuará importando cerca de la mitad del petróleo que consume y sólo en 2035 debe reducir esa parte a un 45%.
            El Eximbank de Estados Unidos concederá hasta 1 billón de dólares en financiación para proyectos conectados a la explotación de petróleo en la capa pre-sal. El año pasado, el banco firmó con Petrobras un protocolo que garantiza líneas de financiación estimadas en hasta 2 billones de dólares[3].
De la misma forma que algunos sectores políticos brasileños vieron con sospecha el interés del presidente estadounidense, Barack Obama, por el petróleo del pre-sal, los conservadores en Estados Unidos criticaron la búsqueda del combustible en otras partes del mundo, mientras fortalecen límites para nuevas explotaciones en el Golfo de México. “Obama incentiva más perforaciones de petróleo en alta mar… en Brasil!!”, sostuvo Doc Hastings, presidente del House Natural Resources Committee. “En vez de crear energía y empleos americanos, el presidente Obama fue a Brasil para profundizar la dependencia estadounidense por la energía extranjera”, declaró. “El presidente no aprendió nada de los recientes eventos mundiales (…) Estados Unidos sigue vulnerable, aún cambiando su fuente de energía de regiones geopolíticas más inestables para Brasil.”.[4]
Hastings, que forma parte de una mayoría del Partido Republicano en la Cámara electa a fines del año pasado, es un defensor de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México, suspendidas en algunas áreas después de una gran fuga de petróleo el año pasado en la plataforma de BP. Es común en la retórica de los defensores de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México decir que, mientras Estados Unidos bloquea su producción, otras economías, como Brasil, toman la delantera. La crítica incluye también las líneas de financiación ofrecidas por EE.UU., como el Eximbank, para apoyar la exportación de equipos americanos para perforación de pozos en Brasil.



            Mientras Brasil y Estados Unidos cierran acuerdos de cooperación en el área de petróleo, la americana ExxonMobil intenta esquivar lo que puede ser llamado un tremendo infortunio. La mayor petrolera de capital abierto del mundo posee un bloque en el pre-sal en la Cuenca de Santos que, cuando fue licitado, en el comienzo de la década pasada, llegó a ser considerado por los geólogos una de las áreas más prometedoras del país.[5] Con el pasar del tiempo, el mito del bloque de Exxon fue derrumbado. Las perforaciones de la empresa en el BM-S-22 contrariaron las perspectivas de los más renombrados especialistas. Dos descubrimientos fueron realizados, pero sin cantidad comercial de petróleo. Un tercer pozo tampoco habría apuntado grandes volúmenes de crudo. En verdad, la reserva que todos esperaban que exista, si, según una fuente que participa del proceso. Sólo que este gran yacimiento está fuera de concesión de la compañía americana, al sur de su bloque, bem pertinho”, como define la fuente.
            Con la autorización de la Agência Nacional do Petróleo (ANP), CGG, empresa que realiza análisis geológicos, recolectó datos sísmicos en la región y aún va a procesarlos para la interpretación geológica. De este análisis, que será entregado a la reguladora en los próximos meses, puede salir otro gran anuncio de reserva, en los molde de Tupi (rebautizado Lula) y Libra.
            ExxonMobil confirma que fueron encontradas “cantidades no-comerciales de hidrocarburos” en el pozo Sabia-1 y Azulão.  El pozo fue reconocido como gasto en el cuarto trimestre de 2010, así como el pozo llamado Azulão. Lo de Exxon fue un infortunio, Petrobras tiene un éxito exploratorio superior al 90% en el pre-sal, con petróleo en prácticamente todos los bloques que perforó. “Vamos a continuar analizando los datos recolectados en los tres pozos perforados en el BM-S-22 y trabajaremos junto a ANP y nuestros socios”, informa la empresa.
Exxon opera el bloque (40%) con Hess (40%) y Petrobras (20%). La empresa no deberá devolver el bloque, porque aún hay oportunidades de suceso en el área, pero “con perspectivas muy modestas de las que se imaginaba inicialmente”. ExxonMobil es la única operadora privada de los bloques del pre-sal de la Cuenca de Santos.
 

Estrategia: El gas del pre-sal reemplazará al crudo en Comperj


            Petrobras usará el gas natural de campos del pre-sal como combustible y materia prima en el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), que está siendo construido en Itaboraí, en la región metropolitana de Río. La confirmación del cambio de crudo por gas como materia prima hace “más asertivas”  las conversaciones con Petrobras.  Según el director de Abastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto Costa, el gas probablemente será llevado hasta Comperj por gasoductos submarinos, que tendrán de 250 a 300 kilómetros de extensión. El trayecto de los gasoductos aún está siendo estudiado. Otra posibilidad para llevar el gas hasta Comperj es la utilización de navíos de licuefacción del gas natural en el océano y transportarlo hasta una Terminal de regasificación en el continente[6].
            Según Costa, la expectativa es usar 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural del pre-sal como materia prima en la unidad petroquímica de Comperj, donde será transformado en productos como propeno, butadieno, bencenos, polietilenos y polipropileno. El gas restante deberá ser usado como combustible en el Complejo Petroquímico, que contará también con dos refinerías.
            La expectativa es que la primera refinería entre en operación a finales de 2013. La unidad petroquímica debe comenzar a funcionar entre finales de 2016 y el inicio de 2017 y contará con la participación de Braskem, que tiene como accionista a la propia Petrobras. El crecimiento del consumo previsto para los próximos años puede hacer, inclusive, que haya una anticipación de hasta dos años en la entrada en operación de la unidad.
La segunda refinería sólo debe entrar en operación en 2018. Cada refinería de Comperj tendrá capacidad para procesar 165 mil barriles de petróleo por día, cuando esté operando en capacidad plena, transformando el crudo en derivados como diesel y querosén de aviación.
            “El gran tamaño de área en que el complejo está instalado, los cambios del mercado de consumo y los descubrimientos del pre-sal ofrecieron un nuevo prisma. Desde el principio del proyecto de la petroquímica hasta la actualidad, el mundo cambió, el pre-sal se hizo realidad y necesitamos adaptar la unidad a esa realidad”, dijo Costa[7]. Además negó que la resistencia de eventuales socios a las tecnologías inéditas de procesamiento de crudo para la producción de petroquímicos haya tenido influencia en la decisión de cambiar el proyecto. Antes de la adaptación para gas natural, Petrobras ya venía estudiando la sustitución de la materia prima por una más tradicional –en el caso, la nafta. Costa afirmó la utilización del gas natural como matriz energética deberá reducir el costo del proyecto “significativamente”.
            Sin embargo, no quiso informar el actual presupuesto de la obra. Inicialmente, el proyecto preveía un costo de 8,5 mil millones de dólares. “Ese valor preveía una central petroquímica en dos fases. No hay como comparar los dos proyectos. Pero, en relación al procesamiento de crudo pesado a leve y en relación a la nafta, habrá ganancias financieras y ambientales”, dijo. Otra fuente sostiene que el costo de construcción de Comperj tendrá una reducción de 15% a 30% con el uso de gas natural como materia prima[8].
            Según Costa, la demanda por derivados en el país creció por encima del producto bruto interno (PBI) el año pasado. La tendencia debe ser la misma este año. “Si hubiera la demanda del mercado mayor, y hay una gran tendencia de que eso ocurra, es posible, principalmente en las refinerías del Nordeste, y quien sabe en la segunda refinería aquí del Comperj, que haya un esfuerzo mayor de la compañía, contemplando esa anticipación”. Además eso, la Copa del Mundo y la Olimpiada de Río de Janeiro deben ser dos eventos temporales de gran porte que van a estimular aún más el crecimiento de la demanda de resinas termoplásticos.
            Entre las refinerías cuyas operaciones pueden ser anticipadas están la del Maranhão, inicialmente prevista para 2014, la de Ceará, con conclusión programada para 2017, y la segunda refinería de Comperj, cuya operación está inicialmente marcada para 2018. El aumento de la demanda por derivado en el país exigió de Petrobras la importación de 1,5 millones de barriles de gasolina, este mes, para suplir las necesidades nacionales. Si la demanda continua en alza y el precio del etanol se mantiene elevada, Petrobras podrá recurrir a nuevas importaciones de gasolina en mayo y junio[9].



BG y Galp Energía destinan más fondos al pre-sal


Las grandes extranjeras con planes de invertir en el pre-sal brasileño están siendo obligadas a volver a ver sus inversiones en el país. Empujadas por el pesado plan de inversiones de Petrobras en la Cuenca de Santos, las compañías están elevando las proyecciones y buscando formas de financiar sus proyectos. A mediados de marzo, BG Group y Galp Energía anunciaron aportes millonarios en el sector con la expectativa de elevar su ingreso con negocios en Brasil.
Sólo BG Group –empresa inglesa que es una de las líderes mundiales en explotación de gas natural- prepara un aporte de 30 billones de dólares a lo largo de diez años. El grupo, que ya opera en la Cuenca de Santos, ya invirtió 5 billones de dólares en Brasil. Inicialmente, BG pretende invertir por lo menos 1,5 billones en el Centro Tecnológico Global localizado en Río de Janeiro y participar de las próximas rondas de licitación para explorar la capa pre-sal. La idea es que un 30% de la producción de la compañía venga del país[10].
            Para Robert Wilson, presidente del consejo de administración de BG, Brasil es un socio estratégico. “Hasta 2020, un 30% de nuestra producción vendrá de Brasil”, calculó. Por eso, el ejecutivo cree es cada vez más importante que la sede de la empresa en Reino Unido entienda como funciona Brasil[11]. “Pretendemos participar de la próxima ronda de licitación que involucran oportunidades de explotación fuera de la capa pre-sal, que debe acontecer hasta finales de año”, afirmó. El ejecutivo cree que BG tendrá capacidad de aumentar el volumen de inversiones en Brasil sin necesidad de ampliar su capacidad de endeudamiento, sólo utilizando recursos propios de la compañía.
            El presidente del consejo de administración de BG minimizó aún las divergencias existentes entre la empresa y Petrobras en la evaluación hecha en los tres campos de explotación localizados en la Cuenca de Santos. Para Wilson, esta es sólo una cuestión de “timming”.La diferencia entre la evaluación hecha por nosotros y por Petrobras es meramente filosófica”, dijo. BG evaluó la existencia de 10.8 billones de barriles recuperables en los campos e incluye este valor en su balance. Petrobras, sin embargo, es la operadora del proceso de explotación y a quien cabe dar la respuesta final sobre el asunto, evaluó la existencia de 5 a 8 billones de barriles recuperables.
            En el caso de la portuguesa Galp, la inversión es de 3,5 billones de euros y debe ser hecho entre 2012 y 2015. Galp también afirmó que planea invertir hasta 1,5 billones de euros en 2011. Además de eso, la empresa va a realizar un aumento de capital en su subsidiaria brasileña con lo cual estima captar 2 billones de euros y mejorar su nivel de endeudamiento.
Por cuenta de la explotación de la mayor cuenca sedimentaria brasileña de petróleo y de gas en el mar, la Cuenca Santos, Petrobras ya invirtió en la región 15 mil millones de dólares –algo en torno a los 25 mil millones de reales- en cinco años. “Sólo en el pre-sal, nuestra previsión es invertir 33 mil millones de dólares (54,5 mil millones de reales) hasta 2014, afirma José Luis Marcusso, gerente general de la estatal en Santos, en el litoral paulista. Hay hoy 24 sistemas en funcionamiento en la región de Santos, con cerca de 100 personas trabajando en cada uno. Son 17 sondas de perforación y equipos perforando en el área y siete sistemas más produciendo petróleo y gas. “Tres de ellos están en el pre-sal. Es una gran revolución”, evalúa el ejecutivo. Cada uno de esos sistemas tiene un barco de apoyo. “Son entre 3.000 y 3.500 personas en el mar. Y 1.000 personas más en tierra para dar soporte a esas operaciones”, dijo[12]. Todo ese movimiento está irrigando la ciudad de Santos. Es el mejor escenario en los últimos 50 años.
            Petrobras, además de toda la operación, está construyendo en el área conocida como Valongo, bien próxima al Puerto de Santos, su sede para la región. Compró por 15,18 millones de reales un terreno donde irá a levantar tres torres. La primera está presupuestada en cerca de 400 millones de reales, deberá estar lista en 2013 y recibir 2.000 personas. En todo el complejo, que deberá estar construir para 2017, serán 6.100 operarios. Ante los valores, Marcusso avisa: “Para perforar cada pozo, gastamos entre 150 millones y 200 millones de dólares. Un proyecto total de petróleo y gas, dependiendo del porte, pasa de 4 mil millones de dólares”. Según el ejecutivo de Petrobras, el plan para el pre-sal es que en 2017 la Cuenca de Santos esté produciendo 1 millón de barriles de petróleo equivalente por día. “Brasil llevó de 1953, fecha de la creación de Petrobras, hasta 1998 para alcanzar una media de 1 millón de barriles/día”, recuerda.
            Uno de los planes ambiciosos es pasar a explorar el área continental de Santos. La población de la ciudad es hoy de 420 mil habitantes, con un crecimiento de sólo un 0,5% en el último Censo, distribuida en los 39 kilómetros cuadrados del área insular. La renta per capital anual es de poco menos de 60 mil reales, según datos de 2008. Para que sean explorados, hay 231 kilómetros cuadrados del área continental disponibles. Ya está en la Cámara Municipal un proyecto que amplía ese parte a ser explorada a un 8,7% del total continental, o 20,16 kilómetros cuadrados.


[1] O Globo, “Conflitos tornam pré-sal mais atraente”, (2/3)

[3] Valor, “Pré-sal terá US$ 1 bilhão do Eximbank americano”, (17/3)

[5] IG, “Por pouco, americanos ficam de fora de um novo Tupi do pré-sal”, (19/3)  

[6] Exame, “Petrobras vai usar gás do pré-sal em novo complexo”, (4/4)  

[7] Estado de San Pablo, “Petrobrás vai usar gás do pré-sal no Comperj”, (5/4)

[8] O Globo, “Custo de construção do Comperj pode ter redução de até 30%”, (4/4)

[9] Exame, “Petrobras pode antecipar novas refinarias por aumento da demanda”, (4/4)

[10] DCI; “Pré-sal atrai bilhões em investimento externo”, (15/3)

[12] IG, “Petróleo irriga a economia de Santos”, (30/3)


lunes, 28 de marzo de 2011

Abordajes de la crisis nuclear japonesa y las consecuencias para el resto de la industria

*Si el fiasco de Fukushima es un revés para la industria mundial de la energía nuclear, es un golpe aún mayor para el sistema energético de Japón, el talón de Aquiles de su modelo de crecimiento económico. Pese a sus notables ganancias en ahorro energético, Japón sigue siendo uno de los principales consumidores de energía, y sus 50 reactores nucleares, una de sus apuestas para contrarrestar la dependencia de las importaciones de petróleo, gas y carbón.
Le ha tomado más de tres décadas a la industria nuclear para deshacerse de su imagen tóxica  El daño en tres cores de los reactores de la central nuclear de Fukushima de Tokyo Electric Power por el terremoto y posterior tsunami en el Norte de Japón tuvo un efecto expansivo sobre la industria nuclear global. No hay duda de que, independientemente de los heroicos esfuerzos para recuperar el control de los reactores nucleares de Fukishima, este accidente ha sido un desastre para el conglomerado nuclear. Aunque aún nada está dicho, el lobby nuclear se ha convertido en uno de los complejos industriales más poderosos de la Tierra. Irónicamente, la energía nuclear es una de las pocas industrias en auge, la creación de nuevos empleos e inclusión de la física nuclear en la agenda de las universidades, muchas de las cuales redujeron la disciplina.
El terrible temblor de la costa japonesa, inclinando el mundo sobre sus ejes, envió shock-waves a los proyectos nucleares. Sólo tienen que ver como fueron golpeados los shares de constructores nucleares como la francesa Areva y EDF, las estadounidenses Westinghouse y GE y la japonesa Hitachi. Por ejemplo, General Electric, el mayor grupo industrial de Estados Unidos, tuvo una baja en sus acciones, perdiendo 4% en una semana, ya que los inversores se preocuparon ante la pérdida financiera que podría sufrir la empresa como consecuencia de la crisis. GE diseñó el Mark 1 boiling water reactors (BWR)  usado en la central japonesa, y suministra las unidades N° 1 y N° 2 que fuero puestas en servicio a principios de 1970. También tuvieron ingenieros trabajando en mantenimiento en el cierre del reactor N° 4 cuando se produjo el terremoto[1].
La crisis en Japón se traducirá en mayores costos, proyectos cancelados y un acentuado escrutinio de los reguladores por la industria nuclear global, lo que podría indicar, para algunos, el final de su racha de crecimiento en una década. El desastre en el complejo Fukushima todavía tiene días, y los reguladores de todo el mundo ya están haciendo cambios en las políticas para aumentar los costos y la financiación limite para los proyectos. Los sistemas de refrigeración de los seis reactores, situados en un enclave costero, no aguantaron el embate del tsunami, pese a que era un evento que se tuvo en cuenta en su diseño. Y las medidas de emergencia han evidenciado su escaso alcance ante la fuerza destructora de la naturaleza.
Al igual que muchos países del mundo estaban en la búsqueda de energía nuclear para desempeñar un papel cada vez mayor para satisfacer sus futuras necesidades de energía, el mundo de repente se encuentra con el mayor desastre nuclear desde Chernobyl[2].
Es como si todos los países que se lanzaron al negocio de las nucleares, lo hubieran hecho después de caer en una especie de amnesia selectiva y voluntaria para pasar por alto los inconvenientes y ganar rentabilidad. Vale aclarar que el renacimiento de la energía nuclear llegó, en parte, producto de los posteriores temores al cambio climático y a la necesidad de fuentes de energía bajas en carbono. Pero ahora se han encontrado de frente con otra realidad: el éxodo de ciudadanos japoneses que temen contaminarse y todo un batallón de trabajadores anónimos que luchan, aun a riesgo de perder la vida, por salvar a su país y al mundo de una catástrofe radioactiva.
No es coincidencia que algunos países dependan en gran medida de la energía nuclear. Por lo general son los que carecen de recursos de hidrocarburos propios, que en ausencia de la energía nuclear, tienen una fuerte dependencia estratégica de los suministros de petróleo, gas y carbón. Los expertos dicen que los hechos no están en el mismo nivel que los de Chernobyl, pero las ramificaciones para la industria nuclear y el panorama energético global serán de largo alcance.[3] Un 13% del consumo energético mundial es de origen nuclear y en algunos países la proporción es mucho más alta, un 40%. Se trata de un porcentaje que no puede ser sustituido salvo tal vez a largo plazo y es indudable que deberían invertirse esfuerzos (y dinero) muy superiores en fuentes seguras de energía. Un análisis del Deutsche Bank reveló que si tan solo se cerrara el 10% de las plantas de energía nuclear en todo el mundo debido a las inquietudes en materia de seguridad, el mundo necesitará otros 7.000 millones de pies cúbicos al día de gas natural, un aumento del 2,3% respecto a los niveles de consumo de 2010. Eso podría causar una presión alcista en los precios de venta al contado del gas, especialmente en la región Asia-Pacífico. En términos generales, la humanidad habrá de acostumbrarse a arreglárselas con menos energía más eficiente aunque ello comporte costos más elevados y quizá un descenso del nivel de vida.
Si el desastre de Three Mile Island en 1976 cerca de Harrisburg, sirve de guía, el impacto real de lo que está sucediendo en la central Fukushima se dejará sentir durante décadas. El accidente de Three Mile Island socavó la confianza pública sobre la seguridad de la energía nuclear. Y el desastre nuclear japonés pondrá en discusión las esperanzas de un renacimiento nuclear en Estados Unidos. En el caso de Estados Unidos, el gas natural y el carbón llenaron el gap en la generación de energía desde el incidente de Three Mile Island.
El impacto del accidente de Fukushima sobre la opinión pública occidental, sucedido en uno de los países mejor preparados para estas emergencias, ha modificado la agenda de los gobernantes alrededor del mundo, justo cuando parecía que los argumentos a favor de la energía nuclear eran cada vez más sólidos y compartidos, incluso por sectores que en otras décadas se habían alineado entre sus contrarios. Se altera así, de forma muy aguda, la percepción de la seguridad de las centrales nucleares, como ya ocurrió en su momento tras los accidentes de Harrisburg y de Chernobyl. Fruto de este fenómeno también se pone en cuestión una de sus mejores bazas frente a otras energías: los bajos costos. Cada accidente ha encarecido, con nuevas medidas de control, la producción en las plantas. Además, la tragedia de Japón también aviva la discusión sobre los residuos generados por las centrales, aspecto delicado que conecta con proyectos tan controvertidos como los almacenes o cementerios nucleares.
            La buena administración pública debe pesar los riesgos. Sin embargo, no será fácil convencer al público de aceptar los riesgos de la energía nuclear. Para hacerlo, la industria nuclear tendrá que resistir a la poderosa tentación de decir que el accidente en Japón es simplemente una confluencia extraordinariamente improbable de eventos y todo va bien. En vez de eso, debe reconocer y corregir las deficiencias del abordaje actual para las cuestiones de seguridad.


[1] Financial Times, “GE works to limit impact as investors fear financial losses”, (17/3)

[2] The Sydney Morning Herald, “No nukes now, or ever”, (20/3)

[3] Financial Times,Industry thrown into turmoil”, (21/3)

De los vaivenes de los recursos energéticos

La energía nuclear no está sola, en el único lugar de villana. Parece que no hay una fuente de energía con la que podamos vivir. Es decir sin riesgos. No era el año pasado que los ingenieros de BP estaban trabajando desesperadamente contra reloj para encontrar una manera de tapar una fuga de tres meses tras la explosión de la plataforma en aguas profundas que derramó 205 millones de galones de petróleo crudo en el Golfo de México? Ahora, los ingenieros y los operadores de la central están haciendo frente a la radiación potencialmente letal para evitar una catástrofe en la central nuclear Fukushima. El derrame de petróleo en el Golfo de México provocó toda clase de protestas públicas. Esto derivó en moratorias y regulaciones costosas no sólo en Estados Unidos sino en el mundo entero. El accidente, además, ofreció nuevos motivos para oponerse a fuentes contaminantes como el carbón, bajo la sombra por su contribución al calentamiento global, y las arenas bituminosas canadienses.
Los costos no-monetarios de la producción de energía cobran ahora tanta importancia que los gobiernos están atrapados en una parálisis política, sin condiciones de aprobar cualquier nueva opción que pueda ayudar a satisfacer la creciente demanda, con resultados que van desde los altos precios de la gasolina hasta apagones como los que vive Japón. Nos estamos acercando a lo que a los anglosajones les gusta denominar "break point" donde no hay grandes fuentes de energía que sean simultáneamente baratas, seguras y limpias. Tras 12 meses de aumento de la demanda, los derrames catastróficos y la inestabilidad política en Medio Oriente, el petróleo no es nada de lo anterior.
Lo que estamos viendo hoy es clásico en términos de cómo la historia, hecha por los humanos, ha tratado a la energía o de cómo la sociedad ha evolucionado gracias a ella. Cada pocas generaciones, hay una serie de eventos que se unen para puntualizar que hay que cambiar nuestra forma de hacer las cosas. El sello distintivo del break point ocurre cuando los gobiernos se involucran y empiezan a promulgar una serie de políticas que cambian la forma de hacer las cosas. Es sólo una cuestión de tiempo antes que usted vea políticas aplicadas por los principales países consumidores para hacer frente a la situación del petróleo. Y ahora tenemos la situación nuclear. De alguna manera, es un doble break point.
Tanto Estados Unidos como el mundo en desarrollo tendrán que pensar seriamente cómo producirán energía para satisfacer la demanda creciente. Incluso economías maduras, como Japón y Alemania, deben decidir como rellenar sus necesidades de energía así como dejar fuera de línea los viejos reactores nucleares. Arriesgando un pronóstico, derivado de los acontecimientos recientes, los ganadores de esto pueden ser el carbón y el gas natural. El gas natural ha superado dos de sus mayores obstáculos -volatilidad de precios y suministro cuestionable-. En gran parte debido a los descubrimientos en Estados Unidos y otros países que han aumentado significativamente las reservas conocidas. También volveremos hablar de renovables, cuando habían sido opacados por la revolución del gas shale y sus bajos costos. Pero vale machacar, no sustituyen la producción de un pozo petrolero o de un reactor nuclear. 
Y la jerarquía testeada con el tiempo de las necesidades de energía, de su seguridad siempre es lo primero. La asequibilidad viene después y si son limpias viene en un orden final, a menos que se ponga en juego la vida de poblaciones enteras, como el caso de la emergencia nuclear japonesa. Lo que se contempla en un break point es justamente una tensión enorme entre esas tres dimensiones. Es hora de generar prioridades. Hay, desde luego, otras formas de tratar con un break point, como la reducción del uso de energía, aunque esto raras veces fue usado a lo largo de la historia.
La sociedad se ha acostumbrado a soluciones relacionadas con la oferta. Sin embargo, las sociedades modernas tienen a su disposición herramientas tecnológicas, y, posiblemente, la presión social, para consumir menos energía en términos absolutos, no sólo per cápita o por dólar del PBI. Irónicamente, el único país que hizo mayormente el uso de esa dimensión es Japón. Si hay un lado positiva en la nueva crisis energética, es la mayor comprensión que ofrece a los consumidores sobre los costos no-monetarios del consumo de energía, en lugar de limitarse a tomar los beneficios por sentado. Realmente, y hay que subrayarlo hasta el cansancio, no hay fuente de energía libre de culpa y cargos. O como escuché hace unos años en un congreso de energía: "Some will kill you slowly; some will kill you fast" (algunos te matan lentamente, algunos te matar rápido).
Para finalizar una reflexión sobre la demanda, un tema que no se trata demasiado. Hay muchos paralelismos inquietantes entre el derrame de petróleo y el desastre en Fukushima. Ambos implican industrias, la energía nuclear y el petróleo en aguas profundas, que son vistos como respuestas tecnológicas contra el agotamiento del petróleo convencional. Y tanto la participación de empresas que fueron gigantes en sus respectivas industrias de energía. Es la cercanía entre los desastres de Deepwater Horizon y Fukushima sólo una coincidencia o es la naturaleza tratando de decirnos algo?
Por supuesto, no es un mensaje que muchos de nosotros queramos oír. La central nuclear japonesa, como la plataforma Deepwater Horizon, son productos de nuestra insaciable demanda de energía, lo que nos obliga a aprovechar fuentes cada vez más costosas y problemas de suministro. Los costos ambientales parecen estar aumentando de forma exponencial, pero nuestra sed de energía nunca puede parecer que se va a apagar.

 
                                                                     Hernán Federico Pacheco 

                                                                     La Plata, Argentina, 28 de marzo de 2011


miércoles, 16 de marzo de 2011

Geopolítica: Genealogía de la(s) revuelta(s)


"A goal without a plan is just a wish" (Una meta sin un plan es sólo un deseo). Antoine de Saint-Exupéry.


El mito del futuro vaga entre la oscuridad de la caverna y los fogonazos de un acontecer imprevisto que a menudo disloca las construcciones de un nuevo orden mundial. “Efecto dominó”, “castillo de naipes”, “gigantes con pies de barro”… Son algunas de las recurrentes fórmulas utilizadas para describir lo que está pasando en Medio Oriente y el norte de África. El recurso es legítimo y tiene mucho de verdad. En principio, hay que analizar a cada país individualmente. Ni todos los países árabes son iguales, ni tampoco los de mayoría islámica. Muy poco o nada tiene que ver, por ejemplo, Yemen con Egipto y Argelia con Omán. Otro aspecto a evitar es que la aproximación sea únicamente religiosa. El Corán puede servir de pretexto, ni como contexto de la historia y la conformación de un país. Asimismo, hay que separar la política de la religión y descubrir aquello que bajo el pretexto de la religión ha sido solo interés político, una confusión al servicio tanto de Occidente como de Oriente.
Estamos en el principio. Pero afecta a tal volumen de personas y territorio, entraña tantos posibles cambios políticos y geoestratégicos, tanto impacto potencial en la economía mundial, tanto desconcierto en las diplomacias, que cuesta imaginar que el siglo XXI depare muchos acontecimientos de este calado. Llamar a lo que está ocurriendo “revolución árabe” resulta reduccionista, porque puede acabar afectando a países no árabes como Irán. También es reduccionista explicar la revolución sólo por factores económicos.
Es por eso, que con la agitación política extendiéndose por todo Medio Oriente y el Norte de África, 2011 podría llegar a ser lo más trascendental del  año de la geopolítica mundial del petróleo como ocurrió en 1971. Para Eduard Morse, director del Citigroup, muchos de los factores detrás de las protestas actuales, –alto nivel de desempleo, grandes disparidades de ingresos, aumento de los costos de vida (especialmente en el aspecto de la alimentación), y gerontocracias y cleptocracias gobernantes- tienen sus raíces en la aparición de los petro-estados, un proceso que se consolidó ese año.[1] En 1971, los países productores de petróleo de mundo árabe trataron de cambiar el equilibrio de poder entre ellos y las compañías petroleras occidentales y los consumidores. Libia -negociando en su nombre y de Argelia, Irak y Arabia Saudita- declaró que ellos, y no las empresas extranjeras, establecerían el precio del petróleo que fluía a Europa. Como resultado, los precios a Europa, el principal mercado del momento, aumentaron 35% durante una noche. Al mismo tiempo, los miembros de la OPEP subieron los impuestos 50% a las compañías petroleras, en algunos casos el 80%. También en 1971, Libia nacionalizó la concesión petrolera de BP en el país, y Argelia nacionalizó el 51% de la compañía francesa CFP. Escuchar
Las editoriales no dan abasto para poner en circulación una avalancha de ensayos sobre lo que está ocurriendo y sus consecuencias. El caso libio es paradigmático. Por ejemplo, Les Echos ha dibujado tres escenarios posibles: el caos libio se contagia a Argelia, con un aumento notable de la inseguridad energética porque el petróleo libio no tiene un peso determinante mientras que ya adquiere gravedad de sumarse un problema de suministro por parte de Argelia; la posibilidad de una guerra civil en Libia que afecta tajantemente a la producción petrolera porque la actuación supletoria de la OPEP algo tardaría en articularse; la sublevación libia se contagia a Arabia Saudita tras ya haber tenido eco en Bahrein. En el fondo, lo que define la situación libia es que no es un Estado, ni una sociedad: sólo una amalgama tribal en manos de un déspota grotesco y peligrosísimo.
Así las cosas, la agitación que se desarrolla en Libia ha ampliado la preocupación por la seguridad de suministro energético mundial en una era de incertidumbre política. Desde el punto de vista de la economía global, la lucha por la democracia puede convertirse en escenario de pesadilla[2]. Si Libia y Omán salen completamente del mercado, desaparecerán de la economía global 2,5 millones de barriles de petróleo por día, un 3% de lo que el mundo consume. No existen evidencias de que Arabia Saudita pueda compensar la falta, llevando las máquinas y la infraestructura al límite. Traducción: el barril de petróleo puede superar los 150 dólares en cuestión de días. Y, eso, sin suponer lo que ocurrirá por las protestas en Arabia Saudita. O ¿es inevitable el petróleo a 200 dólares por barril? Hay algo que se llama prima de ansiedad. Un componente semántico para explicar un rango de aumento de precios que irá de 10 a 30 dólares por los actuales sucesos en Libia y sus efectos secundarios.
Nansen Saleri, antiguo jefe de Management de la saudi Aramco, escribió en las páginas de The Wall Street Journal sobre los precios del petróleo. “La buena noticia es que esta prima no es sostenible en el largo plazo. Los precios bajarán eventualmente debido a un exceso de capacidad mundial que se estima entre 3 y 5 millones de barriles por día y más aún debido a la migración de la demanda de petróleo a gas natural de las centrales eléctricas y los mercados industriales. El gas natural tiene más ventaja de precio (la relación de precios es 3 a 1 con el petróleo en equivalente de unidad energética). Entonces, los 200 dólares de crudo es poco probable dados los fundamentos del mercado”.
En el contexto de la producción global de líquidos, una guerra civil en Libia representa una interrupción de menor importancia (menos del 2% del total de los aproximadamente 85 millones de barriles de petróleo por día). Tampoco hay pruebas que sugieran que incluso un escenario prolongado de inestabilidad se traduzca en una reducción sostenida del suministro de crudo. La producción petrolera iraquí se redujo 30% al inicio de la intervención iraquí en 2003, y luego rápidamente recuperó el nivel de pre-guerra a 2 millones de barriles de petróleo por día. Actualmente, la producción petrolera iraquí se sitúa en 2.6 millones de barriles por día, con niveles mucho más altos a los proyectados durante esta década.



Omán, como enclave petrolero del Estrecho de Hormuz


            Hasta el centinela de Hormuz se tambalea, y con él peligra la seguridad del estrecho por el que cruza el 40% de todo el crudo transportado en el mundo por los grandes barcos petroleros. Omán, hasta hace muy poco considerado un tranquilo rincón del mundo árabe inmune a la oleada de protestas, está siendo sacudido por convulsiones socio-económicas a pesar de su elevada renta per cápita, unas siete veces más alta que la de Egipto. En Omán se practica el Islam ibadi –ni sunita, ni chiíta-, también se encuentra en selectas latitudes en el norte y este de África. Nada podría ser más diferente del wahhabismo, o del fanatismo jihadista a la manera de Al-Qaeda. En términos de Omán, el Islam ibadi implicar buscar el equilibrio justo, en una mezcla de costumbres tribales. Pero si siguieres el coloso saudita es ya inmune a la epidemia revolucionaria, que le ha llegado desde su diminuto ahijado Bahrein, donde la sublevación de la mayoría Chií contagió a sus correligionarios en la región de Qatif, que posee los grandes yacimientos petroleros de Arabia Saudita y en la que también es mayoritario el chiísmo, reprimido por la monarquía saudi que impone con puño de hierro un régimen integrista. Hace una semanas, lo que parecía imposible ocurrió: cientos de personas se manifestaron en los puertos saudíes de Sihat y Awamiya, y en la capital interior de Hofuf, en demanda de la liberación del clérigo chií Tawfiq al Amir, arrestado por haber reclamado una monarquía constitucional y medidas contra la corrupción que corroe al reino de los mil príncipes Al Saud.
            Los chiíes saudíes van a mantener sus demanda de una mayor igualdad social, económica y religiosa”, sostiene Ayham Kamel, analista de Eurasia Group, “y eso presentará un desafío a largo plazo para la familiar real Al Saud justo cuando tienen que afrontar un relevo generacional” (el rey Abdullah, de 87 años, regresó urgentemente de su convalecencia en Marruecos –tras ser operado en Estados Unidos). Pocas esperanzas reformistas despiertan los posibles sucesores de Abdullah: el fundamentalista príncipe Sultán, de 86 años, y el príncipe Nayef, de 77, que lleva ejerciendo de ministro del Interior desde 1965.
Madawi al-Rasheed, profesor de antropología de la religión en el King’s College de la University of London, ha sostenido sobre Arabia Saudita, el productor de crudo más importante del OPEP. “Esa economía de 430.000 millones de dólares anuales beneficia a una elite, principalmente conectada con la familia real, pero falla en producir empleos para miles de graduados cada año”. Dos tercios de los sauditas son menores de 30 años, recuerda Al-Rasheed en un trabajo para la revista Foreign Policy. Son una generación educada, con computadoras portátiles, TV por cable, e informados de escándalos de corrupción en las familiar gobernantes, mientras el desempleo, que afecta a 40% de quienes tienen entre 20 y 24 años, los empuja a conductas antisociales, etc. Para Nawaf Obaid, del King Faisal Center for Research and Islamic Studies, en The Washington Post, Occidente no entiende un elemento fundamental: un nacionalismo que ha sido fomentado por y está fuertemente ligado a la Monarquía. "Estas cualidades hacen muy poco probable que los disturbios de otros países se extiendan al Reino".[3]
Económicamente, Arabia Saudita es capaz de financiar proyectos que satisfagan las necesidades de su creciente población. Los records de ingresos por exportación de energía se han invertido en infraestructura y servicios sociales. Se ha gastado decenas de miles de millones de dólares en los últimos años en Universidades y escuelas, hospitales, líneas ferroviarias y urbanizaciones, sostiene el Obaid. Aunque Arabia Saudita acumuló más de 500 mil millones de dólares en reservas extranjeras durante el reinado de Abdullah, el Reino todavía se enfrenta con desafíos económicos. Según los standards mundiales, Arabia Saudita es rica; la línea de pobreza global es de 1.25 dólares por día. Todos los saudíes reciben asistencia de vivienda y atención médica y educación gratuita, el ingreso per cápita es de aproximadamente 18.500 dólares. Sin embargo, muchos saudíes consideran que este nivel de vida no se corresponde con un país tan rico en recursos.[4]
La sociedad saudí culturalmente conservadora es también resistente a la revolución. Esta reticencia hacia el cambio ayuda a explicar porqué el movimiento "liberal" en el reino es reducido a grupos dispersos que tienen poca atención entre la población general. Los movimientos reformadores islamistas son también pequeños y fragmentados. Cinco recientes peticiones de estos grupos reunieron menos de 4.500 firmas.
Algunos analistas de Wall Street han comenzado a decir que Arabia Saudita puede ser a la economía mundial lo que Lehman Brothers fue para al sistema financiero internacional: el evento disparador de una crisis sin antecedentes. Los analistas discuten hoy cuáles son las probabilidades de volver a tener niveles reales de precio del crudo como los que, en los años 70, desataron una crisis económica global.  La estabilidad de Arabia Saudita es crucial para mantener el suministro mundial de petróleo –aunque fue superado por Rusia en 2009 como mayor exportador de crudo-, ya que es el único que dispone de gran capacidad excedente: entre 3 y 3.5 millones de barriles diarios, con los que puede compensar ampliamente la interrupción del suministro libio. Sin embargo, eso acercará el día en que la creciente demanda mundial supere las reservas disponibles. Según The Economist, Si Argelia dejase también de exportar, su compensación se tragaría toda la disponibilidad saudita y “propulsaría el precio del petróleo hasta unos terroríficos 220 dólares por barril[5].
            Omán sólo exporta 860.000 barriles de petróleo al día (una décima parte que el gigante saudita), pero siempre fue el guardián imprescindible para garantizar el paso del petróleo por el estrecho de Ormuz, que comparte con Irán. El régimen chií de los ayatolahs amenaza desde 2008 con cortar esa vía vital para el suministro energético de Occidente, en caso de conflicto con Estados Unidos o Israel, toda una quimera fabricada por los neoconservadores. La realidad muestra ahora otro escenario: la democracia real está llegando a las puertas de Omán, ese “faro de la estabilidad”. Además, Omán ha logrado mantener buenas relaciones con Teherán, y hasta ha hecho de mediados en anteriores crisis. Pero ahora sufre del mismo contagio que los demás países árabes: las manifestaciones en el estratégico puerto de Sohar (segunda ciudad del país) reclamando empleo, mejores salarios y medidas contra la corrupción se han cobrado varias víctimas mortales. Las protestas se extendieron a la capital, Mascate. El desempleo es altísimo –sobre todo entre los poseedores de diplomas inútiles. De un total de más de 40 mil egresos de cursos secundarios, por año, sólo algunos pocos entran empleo.
            En realidad, el sultán Qabús bin Said, en el poder desde 1970, aún goza del apoyo de la mayoría de sus súbditos, y hasta los sublevados en Sohar afirman no tener nada contra él, pues ha modernizado el país y ha instaurado un régimen tolerante y benevolente.[6] Pero Omán también tiene una gran población inmigrante, 900.000 obreros extranjeros (en una población de tres millones) que a menudo “trabajan en condiciones infrahumanas, insalubres y peligrosas, por un salario de miseria, sin que el Gobierno los proteja”, sostienen algunos periodistas de la zona.
            Sohar a 80 kilómetros de la frontera con los Emiratos Árabes Unidos, y a 200 kilómetros de la capital Muscat, merece examen detallado. Es la usina de energía industrial de Omán. Allá está uno de los mayores proyectos de desarrollo de puertos del mundo, además de una refinería, un complejo petroquímico, una industria de aluminio y una de acero. Para garantizar el suministro de crudo desde el Pérsico, en Sohar se está construyendo un mega-puerto industrial (en colaboración con el de Rótterdam) que será uno de los diez más grandes del mundo, con capacidad para super-petroleros de 360 metros de eslora y 23 de calado. La idea es que gasoductos y oleoductos sorteen Ormuz, para cargar el combustible en el superpuerto de Sohar, en el que ya se han invertido 14.000 millones de dólares y que debería estar operativo en mayo. Eso evitaría las elevadas primas de los seguros por cruzar Ormuz. Pero el abastecimiento de crudo a Occidente corre muchos otros peligros.



[1] Foreign Affairs, “Oil and Unrest”, (8/3)

[2] The Economist, “More of a threat to the world economy than investors seem to think”, (3/7)

[3] The Washington Post, “Why Saudi Arabia is stable amid the Mideast unrest”, (11/3)

[4] Financial Times, “Saudi Arabia faces its Day of Rage”, (10/3)

[5] The Economist, “Can the richest of all the Arab royal families stem the tide of reform?”, (3/3)

[6] Financial Times, “Middle East: Gas leak in the house”, (10/3)


Análisis de los procesos de interconexión energética regional

Mientras las fronteras son construcciones sociales que cambian históricamente y que se despliegan en territorios amplios en los que existen asimetrías complementarias entre dos o más Estados, los límites son definiciones político-administrativas fijadas de común acuerdo entre las partes. Los países de la región concibieron tradicionalmente la idea de integración como la conexión entre distintos países mediante una infraestructura energética. Pero, los países deben preocuparse no sólo por cómo conectarse, sino también por cómo aprovechar de la mejor manera posible los recursos energéticos a su disposición.
Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia están avanzando hacia una integración de sus redes eléctricas dentro de un programa de amparo del Banco Mundial. Cuatro de estos países trabajarán para identificar la infraestructura necesaria a fin de establecer un corredor de energía eléctrica al interior de los países y en zonas de frontera. El objetivo principal es lograr una interconexión regional para enfrentar eventos de hidrología crítica en los países, que reducen la oferta de electricidad.
La integración depende de muchos factores, incluyendo algún tipo de complementariedad, es decir, que en un momento un país pueda proveer al otro de energía cuando le falta, y el otro retribuirlo de la misma forma, como si es posible hacerlo con Ecuador, por los regímenes de lluvia que facilitan la generación hidroeléctrica. Al mismo tiempo, los proyectos de integración energética regional requieren largos procesos de negociación, y varias veces también algunas concesiones. Algunos ejemplos de integración como el de Canadá y Estados Unidos o la Unión Europea demuestran la complejidad de los procesos, ellos llevan muchas décadas trabajando en esa relación.
Un megaproyecto, que supone inversiones por 950,6 millones de dólares y unir físicamente desde San Marcos, al poniente de Colombia, hasta la estación Crucero, en Chuquicamata –pasando por Ecuador, Perú e incluso llegando a Tarija, en Bolivia-, implica recorrer 2.536 kilómetros de líneas (de los cuales hay 213 ya hechos y 2.323 kilómetros deben construirse de cero) y varios escollos. Los más importantes: la dificultad de los países de ponerse de acuerdo en las condiciones para comprar y vender la electricidad y la tentación de cortar la energía cuando surjan conflictos políticos. Otra prioridad es avanzar en la fase de armonización regulatoria, que ha resultado bastante compleja teniendo en cuenta la magnitud del proyecto de integración.
En la actualidad, existen algunos casos de interconexión entre algunos países de la región. Por ejemplo, Ecuador y Colombia disfrutan desde 2003 de una infraestructura que permite la compra y venta de electricidad en ambos sentidos, mientras que Perú y Ecuador tienen un sistema que debe ser mejorado para permitir este intercambio.
            En un informe del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), de 2010, detalla que si se interconecta la red eléctrica de Colombia con Chile (sólo al Sistema Interconectado del Norte Grande, SING) hacia 2014, los costos marginales descenderían a valores cercanos a los 60 dólares/MW, baja que se agudizaría si también se unen las líneas con Bolivia. Hoy, el costo margina en el Norte Grande bordea los 120 dólares. Se prevé que costos marginales en el SING de 80 dólares para los próximos 10 años, por lo que la reducción de precios sería del orden de 25%.
            ¿Por qué baja la electricidad? Porque Chile tiene la energía más cara de la región. En Colombia, el estudio considera un precio de 20 dólares por MW para 2014, siendo del orden de los 30 dólares en Ecuador y de cerca de 50 dólares en Bolivia. Además, el reporte señala que Perú, Colombia y, en menor medida Ecuador, ampliarán sustancialmente su parque generador, principalmente recurriendo a la hidroelectricidad. La capacidad instalada hoy en Colombia es de 13.500 MW y, hacia 2018, será de 18.800 MW. Y si hoy el 66% de la energía colombiana proviene de fuentes hidroeléctricas, hacia finales de la década será del 72%.
            Un hecho que facilita la interconexión regional es que varias empresas tienen presencia en distintos países de la zona. Enersis, controlada por Endesa España, desarrolla su mayor inversión hidroeléctrica en Colombia: la central El Quimbo, de 400 MW y de un costos de 837 millones de dólares. El grupo Suez, dueña de E-CL, entre otras centrales en Chile, también tiene presencia en Perú y AES Gener está en Colombia.
            ¿Cuál es el beneficio de la integración energética regional? Según el estudio, unos 3.400 millones de dólares entre 2014 y 2022. Un tercio de ellos son por beneficios ambientales y otros 2.919 millones de dólares por beneficios comerciales. El Ministerio de Minas y Energía de Colombia propuso inversión en activos de interconexión internacional y ajustes que el sistema local requiera para viabilizar la exportación de energía, sean remuneradas por el mercado regional. Que se den las condiciones para que el precio del a energía en cada país en ningún momento afecte la competitividad de las empresas locales. De igual manera, el gobierno colombiano considera que deben existir incentivos que promuevan la instalación de nueva capacidad de generación de energía destinada a la exportación. Es por eso que una de sus propuestas fundamentales es que exista un modelo de remuneración de infraestructura de transmisión similar al de la interconexión que se tiene prevista con Panamá. También deberá existir una empresa multinacional que ejerza la función de administrador del sistema de intercambios comerciales de energía para el mercado. Esto podría darse a través de la firma de contratos con los agentes del mercado regional (generadores y compradores) respaldados por garantías bancarias.



Estas inversiones son distribuidas de la siguiente manera:

Línea Colombia-Ecuador: San Marcos (Col) - Jamondino- Pifo (Ec), de 551 kilómetros y 1.500 MW. Tendrá un costo de 211 millones de dólares.

Línea Ecuador-Perú: Yaguachi (Ec) – Trujillo (Per), de 638 kilómetros y 1.000 MW, costaría 174 millones de dólares.

Línea de transmisión que irá desde La Guajira hasta el Sur de Chile, alcanzaría los 7.500 kilómetros. Es de notar que el estudio de factibilidad final definirá la distribución de inversiones que tendrá que hacer cada país por las líneas compartidas.




Interconexión Perú-Chile


            Durante esta década Perú podría iniciar una exportación no tradicional hacia Chile: vender electricidad. El gobierno de Alan García está trabajando en dar forma a un proyecto que permitiría abastecer de energía eléctrica al Norte Grande chileno, y que cuenta con el apoyo de Santiago. Ello, posibilitaría cumplir dos antiguos anhelos, uno en cada lado de la frontera binacional. Por una parte, las mineras instaladas en la zona norte podrían tener acceso a energía más barata y, a su vez, Perú avanzaría en su objetivo de convertirse en un exportador energético regional.
El proyecto aún se encuentra en una etapa preliminar. Lo concreto es que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú está impulsando llamar a una licitación para que se construya una central termoeléctrica cerca de la frontera con Chile, que implicaría la unión de los sistemas eléctricos de ambos países. La planta térmica que promueve el gobierno peruano –vía modelo de concesión- usaría gas natural proveniente de una zona cercana a los yacimientos de Camisea y tendría una capacidad para producir 1.500 MW. Parte de esa energía sería vendida a compañías que opera en el norte chileno, principalmente las mineras.
Para transportar el gas natural el proyecto requiere la construcción de un gasoducto de una longitud de 1.085 kilómetros y que involucra unos US$ 1.500 millones de inversión. El ducto partiría de la zona de Camisea, cruzaría las regiones de Cusco, Arequipa, Puno y Moquegua, hasta conectar con el puerto de Ilo. La obra ya tiene un interesado. Se trata del consorcio Kuntur Transportadora de Gas, que integran la constructora brasileña Odebrecht y Latin Power, uno de los fondos administrados por la gestora estadounidense Conduit Capital Partners, con sede en Nueva York. Kuntur está avanzando en los estudios y recientemente entregó al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) el Estudio de Riesgos del Gasoducto Andino del Sur. La central y el gasoducto tardarían unos tres años y medio en construirse. En Perú estiman que hacia 2016 podrían estar operando ambas instalaciones.[1]
En forma paralela y en una fase más avanzada hay otra opción que permitiría exportar electricidad a Chile. Se trata de la central hidroeléctrica Inambari, que será la más grande de Perú y cuyo objetivo es suministrar energía a Brasil. Tendrá una potencia instalada de 2.000 MW y supone una inversión de 4.000 millones de dólares, incluyendo la línea de transmisión de 357 kilómetros que deberá construirse para transportar electricidad a la frontera con Brasil. Se ubicará en la confluencia de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco. Su construcción podría comenzar a fines de este año o inicios de 2012 y demoraría de cuatro a cinco años. El proyecto está siendo impulsado por el consorcio Egasur, integrado por las empresas brasileñas OAS, Electrobras y Furnas. Actualmente está en etapa de factibilidad técnico-económica, para evaluar el impacto ambiental y social.
            En el Norte Grande las mineras ven con buenos ojos estos proyectos, porque son las mayores consumidoras de electricidad de Chile: compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y demandan cerca de un 32% de la electricidad total del país. Según Cochilco, entre 2001 y 2009 el consumo de electricidad de parte de las mineras creció un 44,5%. Si bien en el Sing no hay déficit de energía (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), el problema es que es la más cara de América Latina (ver informe anterior), lo que impacta la competitividad de la industria minera frente a sus pares de la región. En enero, el costo marginal promedio en el Sing, valor al cual están indexados a gran parte de los contratos de los grandes clientes, superó los 100 dólares por MWh. En Perú, los precios promedio de los contratos a clientes libres bordean los 50 dólares por MWh
Según César Butrón, presidente del COES-Sinac (Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional),  una interconexión eléctrica en estos momentos no sería factible para nada, porque en el sur de Perú todavía no hay capacidad de líneas de transmisión para llevar más energía a esa parte de a Chile, ni hay generación propia instalada en esta zona[2]
            Chile ha estado hace ya tiempo analizando posibilidades de integración eléctrica con países vecinos, concretamente con Argentina, con la cual se puede considerar que tiene integración gasifera, al existir gasoductos binacionales. La opción lógica que se levanta es el denominado “swap” entre Argentina y Chile. No obstante, en la industria indican que la única interconexión eléctrica de importancia que hay entre Chile y Argentina está en el norte, específicamente en el SING, pero ahí no hay problema y no tiene como llevarlo al SIC.
Hace unas semanas, en medio de las preocupaciones por el abastecimiento eléctrico chileno, Paraguay aseguró que venderá energía eléctrica a Chile. La energía será trasladada desde Paraguay hasta la represa binacional Salto Grande, entre Argentina y Uruguay[3]. Con todo, en Paraguay incluso ya se habla de los valores que tendrá tal venta para Chile: 120 dólares por MWh. Se venderá directo a las operadoras de energía, aunque el problema de Chile es que necesitan de energía continua y, por el problema de la infraestructura, a veces no se puede realizar.
Para poner en contexto. A partir del 15 de agosto de 2008, primero Chile, y luego Uruguay, se interesaron en la posibilidad de importar electricidad paraguaya. Estos países del Cono Sur de América no pueden acceder a electricidad barata en la región y ven en Paraguay como la mejor fuente de abastecimiento. De hecho, el 85% de la electricidad que se exporta en la región tiene su origen en Paraguay[4].
Al mismo tiempo, la integración entre los sistemas eléctricos de Chile es una tarea pendiente y, conforme el país avanza, los requerimientos se van haciendo mayores. Precisamente el amplio crecimiento de la industria minera ha despertado el interés de los privados para ofrecer una alternativa a estos clientes. La idea de construir una línea de transmisión que una a ambos sistemas buscar abastecer los nuevos proyectos mineros de la zona los que demandarán entre 100 MW y 250 MW cada uno.
Pero en el sistema eléctrico, hay otros puntos críticos o de alto consumo como lo es Santiago, tiene cerca del 50% del SIC. De hecho, algunos analistas explican que cuando mejoran las condiciones económicas crece a tasas más altas la demanda eléctrica en la zona, lo que va a hacer que Santiago necesite reforzar su sistema. Otro punto que puede originar crisis dentro del SIC es la dependencia que existe sobre la hidroelectricidad. Un escenario ajustado es el que podría originarse este año en el SIC producto de la falta de agua en embalses, ya que un 40% de la generación es hidroeléctrica. Normalmente hay 12.000 MW de capacidad instalada, en circunstancias que ante un escenario de baja disponibilidad de agua esto puede bajar a 7.000 MW para una demanda de 6.400 MW, lo que provoca un escenario ajustado, por ello el gobierno dictó el decreto de racionamiento. El punto donde más se inyecta energía al SIC es en el nudo Charrúa, en la región del Biobío. Se encuentran importantes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que en su conjunto aportan en torno a los 2.500 MW, un poco más de la demanda del SING.  Entre Ovalle y Copiapó no hay mucho desarrollo energético, por lo que existe la mayor cantidad de proyectos termoeléctricos pues se trata de generación más barata y que es propicia para desarrollar en la zona, debido a que es posible la construcción de puertos para los embarques de carbón.

 

[1] La Tercera, “Perú impulsa complejo eléctrico en la frontera con Chile para llevar energía al norte”, (27/2)

[2] La Segunda, “Integración eléctrica entre Chile y Perú sería inviable en el corto y mediano plazo”, (16/2)

[3] Diario Financiero, “Paraguay aseguró que venderá electricidad a Chile”, (17/2)

[4] ABC Color, “Argentina impide que exportemos electricidad a Uruguay y Chile”, (7/2)


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