Según datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC) y del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, en el primer trimestre de 2014 la producción nacional de biodiesel se incrementó 1,2% en relación a igual período del año anterior, la comercialización en el mercado interno descendió 17,3% y las exportaciones disminuyeron 12,4%. La proyección para 2014 es una producción de 4,6 millones de ton. Las 31 plantas productoras operativas en el presente se encuentran distribuidas en las provincias de Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa, Santiago del Estero, San Luis y Neuquén. Se encuentra en ejecución la construcción de 15 plantas adicionales.
El año próximo se concluirá el cierre de ciclo combinado de la Central Térmica Brigadier López (140 MWe), ubicada en el parque industrial de la localidad de Sauce Viejo, provincia de Santa Fe. Con dicha operación la central alcanzará una potencia instalada de 420 MW. Brigadier López inició su primera etapa, de ciclo simple, a fines de agosto de 2012 con una potencia instalada de 280 MW.
El Programa de Generación Distribuida (ENARSA - Ministerio de Planificación) fue desarrollado en cuatro etapas, etapas que abarcaron conjuntamente la instalación y puesta en marcha de 68 centrales, ubicadas en 18 provincias del país, con una potencia total de 1.265,58 MW.
El siguiente mapa muestra la distribución geográfica de los equipos de generación instalados. En el mismo se observa una importante concentración de generación en las regiones pampeana, litoral y noreste del país.
Para evaluar la gestión de Alberto Devoto al frente de la Secretaría de Energía analizamos los indicadores más importantes para los meses de agosto de 2002 a mayo de 2003, inclusive, en comparación con el mismo período del año anterior.
Durante esos diez meses, el crudo registró una caída interanual del 3,1% en extracción y un 22% en exportación, con lo cual el porcentaje de las exportaciones sobre extracción disminuyó del 39% al 31%.
La extracción de gas aumentó un 3% en relación al mismo período del año anterior. Las exportaciones retrocedieron apenas un 1% y por esa razón el coeficiente entre exportación y extracción se mantuvo en el 13%. Para tener una dimensión de las implicancias de la venta irracional de un recurso no renovable como el gas, que además es el componente más importante de la matriz energética nacional, realizamos un cálculo comparativo. Durante los diez meses de gestión de Devoto se exportaron 4.953.396.000 m3 de gas natural por un monto de 226.787.190 dólares. El precio promedio del millón de BTU fue de 1,2 dólares. Ni siquiera existían retenciones a la exportación de gas en aquel entonces a partir de las cuales el Estado pudiera captar parte de esa renta. Teniendo en cuenta que el precio promedio al que se vio obligado a importar el país durante 2013 para satisfacer las necesidades internas fue de 12,2 dólares el millón de BTU (diez veces más), el gas malvendido durante la gestión Devoto tendría un valor actual de 2.230.768.827 dólares. Un mal negocio para la población, un buen negocio para las empresas privadas.
En materia de refinación, el procesamiento de crudo aumentó un 3%, pero la elaboración de gasoil cayó un 1% y la de nafta súper un apreciable 28%. La exportación de ambos combustibles se redujo levemente (1 y 2%, respectivamente) pero el coeficiente de exportación/producción siguió siendo alto. En el caso del gasoil se mantuvo en un 15% pero en el de la súper creció desmesuradamente: alcanzó un 61%. Es decir que de cada 10 m3 producidos en refinerías argentinas, más de 6 m3 fueron vendidos en el exterior.
La producción nacional de petróleo en Marzo de 2014 se mantuvo casi estable respecto a igual mes del año anterior, descendiendo apenas 0,2%. De las principales 7 compañías operadoras, solamente dos de ellas mostraron incrementos en la producción: 10,9% YPF y 3,2% Pan American Energy (PAE). De este grupo de principales empresas, las que mostraron las peores declinaciones fueron: Petrobras 37,6%, Chevron 15,7% y Sinopec 9,1%.
La producción nacional de gas natural en Marzo de 2014 ascendió 0,5% respecto a igual mes del año anterior. De las principales 7 compañías operadoras, solamente YPF incrementó la producción: 11,8%, mientras que su recientemente controlada YSUR mostró una leve disminución de 0,7%. Las restantes empresas mostraron las siguientes declinaciones: 24,7% Pluspetrol, 9,3% Tecpetrol, 3,5% Petrobras, 3% Pan American Energy (PAE), 1,6% Total Austral y 1,5% el conjunto de las restantes empresas.
Como puede observarse en el mapa mundial que representa los valores del Índice de Riesgo Energético de origen Socioeconómico (IRES), el nivel de menor riesgo energético se encuentra en los países de la OCDE. Los países más seguros son los que presentan un nivel alto de desarrollo político, social y económico y que, a la vez, poseen recursos energéticos, como Noruega, EE.UU. y Dinamarca (IRES 5,4; 10,9; y 11,1, respectivamente).
En contraposición, el mayor nivel de riesgo se concentra en África, particularmente en África subsahariana, donde confluyen altos niveles de riesgos parciales de todos los órdenes: económico, político, social y, en muchos casos, también específicamente energético. El país con mayor nivel de riesgo es Afganistán (IRES 79,4), principalmente debido a la larga situación de inestabilidad y violencia y, en definitiva, su situación como estado fallido, que afecta a todas las facetas de la vida del país.
Petrobras y su gasoil. Por desgracia, se verifica una producción anual siempre por debajo de las ventas. La brecha es más que significativa: en promedio, vende anualmente un 17% más de lo que elabora. En consecuencia, su estrategia ha sido importar el faltante en lugar de elevar la utilización de la capacidad instalada o de expandir la misma.
La Argentina en el ranking del Indicador de Sustentabilidad Energética (ISE), elaborado por el Consejo Mundial de la Energía.
A pesar de su concepción mercadista (neoliberal), el ISE posiciona a nuestro país a la vanguardia de América Latina como el tercer país después de Costa Rica (1) y Colombia (2) con el mejor desempeño. Cabe destacar a propósito que, al comparar los puntajes totales de las categorías específicamente "energéticas", esto es, exceptuando las categorías más subjetivas "política", "economía" y "sociedad", la Argentina alcanza la primera posición a nivel latinoamericano y la segunda a nivel americano (después de Canadá). El CME tipifica también el ISE pero en función del PBI per cápita. Bajo esta segunda clasificación, la Argentina se posiciona como la sexta economía mundial para este grupo (sobre un total de 34) y primera latinoamericana con el mejor indicador ISE.
Para evaluar la gestión de Alieto Guadagni al frente de la Secretaría de Energía durante la presidencia de Duhalde, tomamos los meses completos, es decir, desde marzo a julio de 2002. Durante esos cinco meses, la extracción de crudo se redujo un 0,8% pero la exportación aumentó un 1,9% en relación al mismo período del año anterior, pese a la preocupación oficial por limitar las exportaciones. Por esa razón el coeficiente entre exportación y extracción de petróleo pasó del 34 al 35%.
Asimismo, la extracción de gas natural disminuyó más bruscamente, un 9,4%, así como su exportación, un 4%. Con todo, el porcentaje de exportaciones sobre extracción aumentó del 12 al 13%.
En materia de refinación se verifica una caída importante de la producción. El procesamiento de crudo retrocedió un 7,3%, la elaboración de gasoil un 11,4% y la de nafta súper un 15,2%. A su vez, la exportación de ambos combustibles cayó fuertemente, un 43,9% en el caso del gasoil y un 15,7% en el caso de la súper.
En promedio, el 99,5% de los fluidos utilizados en el fracturamiento hidráulico se componen de agua fresca y arena. El 5% restante son aditivos químicos de uso habitual en el día a día. A continuación una tabla con los detalles de los compuestos.
La capacidad instalada no aprovechada por Petrobras explica que no fuesen elaborados a lo largo del período en estudio 587.887 m3 de gasoil en Eliçabe y 782.225 m3 en San Lorenzo, es decir, un total de 1.370.112 m3. El impacto de tal política tuvo especial incidencia en 2009 y 2010 cuando se dejaron de producir 543.323 m3 y 418.707 m3, respectivamente. La cantidad total de gasoil que Petrobras no produjo pese a que contaba con la capacidad para hacerlo supera ampliamente la importación total del período y hubiera arrojado un excedente de 213.445 m3 entre 2007 y 2013.
A partir del desprendimiento de la refinería San Lorenzo, la participación de Petrobras en el mercado se redujo notablemente: 6,5% en 2012 y 2013. En 2013 incrementó su producción un 3,5% respecto al año anterior (369.119 m3) pero no le permitió cubrir sus ventas pese a que retrocedieron un 0,6% (376.128 m3). De modo que la empresa optó por importar este combustible, al igual que en 2007 y en 2008. Compró 27.929 m3 de súper proveniente de EE.UU., al mismo tiempo que exportó 14.000 m3 a Paraguay y Uruguay. En 2007 también realizó una operación similar: importó 16.165 m3 y exportó 19.518 m3. De mantenerse la tendencia de elaboración y ventas, todo hace suponer que Petrobras se convertirá en una petrolera importadora de nafta súper en los próximos años.
Los números del ex secretario de Energía, Daniel Montamat.
1) En cuanto a petróleo, la extracción cayó un 3,9% mientras que la exportación aumentó un 3,1%. Fue exportado nada menos que el 36% del crudo extraído, una relación exportación/extracción que se incrementó un 7,4% respecto al año anterior. Las reservas retrocedieron un 3,2% pero el horizonte de reservas mostró una leve mejoría (0,8%), dada la caída de la extracción.
2) En cuanto a gas natural, la extracción aumentó un 5,8% pero en función de un incremento notable de las exportaciones: 37,3%, impulsadas por la apertura de las ventas al mercado brasileño. Repsol YPF inició la exportación de gas a Brasil desde la provincia de Neuquén a través de un gasoducto de 1.700 kilómetros de extensión para alimentar, en principio, una usina eléctrica (Clarín, 19 de agosto de 2000). El ducto Paraná-Uruguayana fue construido por las empresas Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM), ambas con los mismos accionistas: la ítalo-argentina Techint, Compañía General de Combustibles (CGC, del grupo Soldati), TransCanada (que vendió su parte a la francesa Total, aunque aún no concretó la transferencia), la malaya Petronas y la norteamericana CMS. La previsión era que Argentina envíe 2,8 millones de m3 diarios a la central de Uruguayana (La Nación, 19 de agosto de 2000).
De esta manera, el 10,4% de la extracción de gas del año 2000 fue exportada a los mercados de la región, aumentando la relación exportación/extracción casi un 30%. Las reservas se incrementaron un 3,9% pero el horizonte de reservas disminuyó un 1,7%. Cabe destacar que mientras se seguían abriendo proyectos de exportación de gas, se contaba con un horizonte de reservas de 17,3 años, suficiente para garantizar el abastecimiento interno por un largo tiempo pero no así para convertir al país en un exportador neto de este recurso estratégico y no renovable.
3) En cuanto a la perforación, los pozos de desarrollo aumentaron un 85,6% y los pozos de exploración un 66,7% pero en relación a 1999 que fue el peor año de la década (sólo 492 y 30 pozos, respectivamente), como resultado del descenso de la cotización internacional del barril de petróleo.
4) En cuanto a refinación, el procesamiento de crudo se redujo un 12,7% y la súper apenas un 0,3%. En cambio, la producción de gasoil aumentó un 3,2%.
5) En cuanto a potencia instalada, únicamente se registra un aumento del 22,6% de ciclo combinado, redundando en un incremento total del 4,6%.
5) Por último, la generación eléctrica bruta aumentó un 10,8% y la importación un 12,7%. La oferta total de generación para el mercado interno se incrementó un 5%. El dato más relevante es el aumento sideral de la exportación de energía eléctrica: 457,6%. Al menos el 20% de la electricidad exportada había sido generada por centrales térmicas que se alimentan de gas natural.
En síntesis, se verifica un fuerte perfil exportador de petróleo, gas y electricidad en el marco de la "comoditización" de estos recursos estratégicos para el desarrollo económico de cualquier país. Precisamente, la condición de posibilidad del proceso de "comoditización" era la desvinculación del sector energético del resto de la economía, su transformación en un área de negocios para las operadoras privadas autonomizado del aparato productivo. Bajo el influjo desindustrializador del modelo neoliberal, la actividad económica demandaba cada vez menos energía. A su vez, la economía argentina ya se encontraba en recesión: el PBI retrocedió 0,8% en 2000 respecto a 1999. La crisis terminaría por estallar en diciembre de 2001.
