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Recuadros:

Encrucijada del sector eléctrico

El país dispone de variados recursos para producir energía eléctrica (eólica, hidráulica, nuclear, hidrocarburos) e incluso de los medios y conocimientos técnicos necesarios. Largos años y sucesivos gobiernos irresponsables han conducido a la situación actual. Los planes anunciados por el gobierno son varios, pero las proyecciones indican que el país está muy lejos de haber dispuesto los medios para evitar una crisis. 

El sistema eléctrico de Argentina está compuesto por usinas generadoras de electricidad, líneas eléctricas de alta tensión, redes eléctricas de distribución y por diversos consumidores de electricidad. Este sistema no almacena energía eléctrica, o sea que en todo momento la generación debe ser igual a la demanda o consumo del mercado, tornándose necesaria la exportación del excedente. Cuando la demanda es superior a la generación, emerge la necesidad de efectuar cortes de servicio para reducir el consumo y adecuarlo a la generación; en caso contrario se produce el colapso del sistema eléctrico.

Las usinas o centrales eléctricas son plantas que se encargan de producir energía eléctrica. Se ubican en las proximidades de fuentes de energía primaria (yacimientos de hidrocarburos y combustibles nucleares, ríos, lagos, etc.) y en cercanías de los centros de consumo (grandes aglomeraciones urbanas o zonas industriales). Los generadores de las usinas transforman la energía mecánica en electricidad. Estas máquinas deben ser movidas por otras, denominadas primarias, que pueden ser de combustión interna (motores diesel o turbinas de gas), centrales de vapor (de combustible fósil o nuclear), centrales hidráulicas y aerogeneradores (energía eólica). Existen diferentes tipos de centrales eléctricas, que dependen de las disímiles materias primas empleadas para la obtención de energía eléctrica y se diferencian por la fuente de energía primaria que origina la transformación. En Argentina se emplean tres tipos de usinas para generación en gran escala: termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleoeléctricas.

Los generadores eléctricos se conectan entre sí y con los centros de consumo por medio de las redes de transporte y distribución. Las redes de transporte o transmisión son sistemas de líneas de alta tensión que transportan la electricidad desde los generadores hasta las aglomeraciones urbanas y parques industriales. Las redes de distribución son las que se encargan de distribuir la electricidad desde los sistemas de líneas de media y baja tensión a los medidores de hogares (urbanos y rurales), comercios, fábricas, hospitales, escuelas, organismos públicos, ferrocarriles metropolitanos, alumbrado público, etc.

Plan nacional

Todos estos elementos e instalaciones de transmisión, compensación y maniobra integran lo que se conoce como Sistema Argentino de Interconexión (SADI), conformado por el Sistema de Transporte de Alta Tensión y por los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal de las diferentes regiones eléctricas del país.

Hasta febrero de 2006 las regiones eléctricas que conforman el SADI se encontraban interconectadas entre sí, a excepción de la región Patagonia, que operaba en forma aislada en el Sistema Interconectado Patagónico (SIP). Por lo tanto, en el SADI operaba el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y en el SIP el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP). Según la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), a partir del 1 de marzo de 2006 se estableció la interconexión del MEMSP al MEM, por medio de la Línea Eléctrica de Alta Tensión (LEAT) de 500 kV que une la Estación Transformadora (ET) Choele Choel con la nueva ET Puerto Madryn.

La sanción de la Ley Nº 23.681 (de 1989, a inicios de la administración Menem) permitió la creación del Fondo Provincia de Santa Cruz, mediante el cual los ciudadanos argentinos financiarían por medio de las facturas de electricidad (representando el 0,6% del importe de la boleta de luz) las obras de interconexión del MEMSP con el MEM. Durante las administraciones Menem (1989-1999), De la Rúa (1999-2001) y Duhalde (2002-2003) los secretarios de Energía no planificaron la ejecución de dichas obras, considerando los abultados ingresos fiscales obtenidos por la Ley Nº 23.681. Por ello mismo, con la presentación del Plan Energético Nacional 2004-2008 el 11 de mayo de 2004, la administración Kirchner puso en marcha la ejecución del vínculo SADI-SIP, cuya primera etapa concluyó el 1 de marzo de 2006, concretándose la interconexión del MEM con el MEMSP: Choele Choel - Puerto Madryn, mencionada antes, restando la segunda etapa: Puerto Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos, cuyas obras deberán estar finalizadas para el año 2010.

A causa de la crisis energética de 2004, que en el caso del sector eléctrico fue resultante de las nulas inversiones de las empresas privadas beneficiadas con el programa de privatización correspondiente a la Ley Nº 24.065 (de 1992), por el cual gozaron durante el período 1993-2001 de un sistemático e ilícito aumento tarifario cuya captación de capital fue transferida al exterior, la administración Kirchner tomó una serie de medidas que se encuentran en curso de implementación y otras en proceso de desarrollo para corto y mediano plazo. Forman parte del denominado "Plan Energético Nacional 2004-2008", entre las cuales se destacan, para lo que concierne al sector eléctrico, las siguientes:

1. Importación de fuel-oil.  A partir de 2004 se inició la importación de fuel-oil de Venezuela para satisfacer las necesidades de consumo del parque de generación turbo vapor del SADI, como resultado de la falta de entrega de gas natural por parte de las compañías petroleras extractoras. Petróleos de Venezuela (PDVSA) se comprometió a proveer desde esa fecha los volúmenes del combustible solicitados por la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. (CAMMESA), en el contexto del Convenio Integral de Cooperación entre la República Argentina y la República Bolivariana de Venezuela.

2. Yacyretá. Elevación del nivel de embalse de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá, desde los 76 metros sobre el nivel del mar hasta la cota prevista de 83 metros para finales del año 2008. Ello permitirá incrementar la potencia instalada de la central, de 1.700 MWe a 3.100 MWe; es decir, de una generación anual de 11.450 GWh pasará a generar 18.500 GWh anuales. Para el primer semestre de 2005 la cota había alcanzado 78 metros, y se prevé que para 2007 alcance 80 metros. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2008. Inversión total aproximada: 575 millones de dólares.

3. Atucha II. Finalización de las obras, construcción, montaje y puesta en marcha de la Central Nucleoeléctrica Atucha II (CNA-II), de 750 MWe de potencia bruta, durante el período 2003-2009. Recientemente, autoridades de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) anunciaron que la central estará operativa para el segundo semestre de 2010. Esta demora tiene origen en el fracaso de las negociaciones iniciadas en 2003 con el Grupo Siemens (diseñador de la central). En 2005 el Poder Ejecutivo designó a la empresa INVAP Sociedad del Estado y a la CNEA a cargo de las actividades de construcción, montaje y puesta en marcha de CNA-II. La potencia neta será de 692 MWe y entregará al MEM alrededor de 5.800 GWh anuales, ahorrándole al país alrededor de 1.200 millones de m3 de gas natural. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2010. Inversión total aproximada: 473 millones de dólares.

4. Ampliaciones en el SADI.

a) Ampliación LEAT 500 kV Sistema de Transmisión Yacyretá. El objetivo es lograr que se incremente la transferencia de potencia y energía proveniente tanto de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá como del sistema brasileño. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2008. Inversión total aproximada: 100 millones de dólares.

b) LEAT 500 kV ET Choele Choel - ET Puerto Madryn. El objetivo de estas obras, de interconexión del MEM - MEMSP, se cumplió el 1-3-06, mediante la unión de la ET Choele Choel del sistema de 500 kV en la localidad de Pomona, Provincia de Río Negro, con una nueva ET en la localidad de Puerto Madryn, Provincia de Chubut, donde se conecta con el sistema de 300 kV de la Central Hidroeléctrica Futaleufú (cuya generación se destina totalmente a la planta industrial de aluminio ALUAR, ubicada en las afueras de Puerto Madryn). Inversión total aproximada: 77 millones de dólares.

c) LEAT 500 kV Puerto Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos. El objetivo es finalizar el proceso de integración de la Patagonia Austral al SADI. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2010. Inversión total aproximada: 251 millones de dólares.

d) LEAT 500 kV NOA - NEA. El objetivo es interconectar las regiones Noroeste (NOA) y Noreste (NEA), para resolver el problema estructural que afecta la creciente demanda doméstica del subsistema NOA, mejorando la utilización de la potencia instalada de generación. Dichas obras darán una mejor confiabilidad al SADI, creando un anillo eléctrico que servirá a la integración regional entre Argentina, Brasil y Chile. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2008. Inversión total aproximada: 228 millones de dólares.

e) LEAT 500 kV Comahue - Cuyo. El objetivo es interconectar las regiones Comahue y Cuyo, con el fin de disminuir los riesgos de generación forzada y de colapso por aislamiento de la región Cuyo (Gran Mendoza y San Juan), reduciendo así los precios del suministro eléctrico en el MEM con la colocación de la oferta de generación hidroeléctrica de la región Comahue en los grandes centros de consumo de Cuyo. Plazo máximo de finalización de las obras: año 2008. Inversión total aproximada: 169 millones de dólares.

Construir nuevas centrales

Todas estas medidas son financiadas por el Estado Nacional y están destinadas a satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica del mercado interno. Ahora bien, ¿por qué el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) no obliga a las compañías prestatarias del servicio público de transporte y distribución troncal de energía eléctrica a financiar todas esas inversiones con las rentas extraordinarias obtenidas de los ilícitos aumentos tarifarios correspondientes al período 1993-2001, en lugar de hacerlo el Estado? O, en cumplimiento del marco regulatorio, es decir, en defensa de la seguridad jurídica de los ciudadanos argentinos: ¿por qué el PEN no procede a expropiar a dichas prestatarias por incumplimientos contractuales e incompetencia?

Para finalizar con la lista de medidas estipuladas en el Plan Energético Nacional 2004-2008, también se contempla el estudio de los proyectos de aprovechamientos hidroeléctricos existentes, más precisamente aquellos que superen los 400 MWe, entre los cuales se destacan los binacionales Corpus Christi (con Paraguay) y Garabí (con Brasil); pero todavía no se ha fijado fecha de ejecución.

En relación al incremento de potencia instalada del parque de generación nucleoeléctrica, el ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación, Julio De Vido, anunció la construcción de una cuarta central nucleoeléctrica a partir del año 2010 y, además, la decisión del gobierno de financiar un prototipo de la Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM), diseñada por la CNEA e INVAP Sociedad del Estado.

Por otra parte, la Secretaría de Energía de la Nación tiene pensado incrementar la oferta termoeléctrica mediante la incorporación de 1.600 MWe (de inversión mixta: entre agentes privados y el Estado nacional). Para tales efectos, el secretario de Energía de la Nación, Daniel Cameron, anunció que está previsto el ingreso al MEM, en 2007, de unos 1.070 MW como ciclos abiertos y 530 MW adicionales con el cierre de los ciclos combinados en 2008.

Pero el parque de generación de energía eléctrica de Argentina se encuentra conformado por diferentes tipos de usinas y distribuido a lo largo y ancho del territorio nacional. Según CAMMESA, la potencia efectiva bruta total instalada hasta el 31-12-05 en los dos sistemas existentes era de 24.080 MW (23.302 MW del SADI y 778 MW del SIP). Según la CNEA, del total de potencia instalada en el país, un 55% corresponde a centrales termoeléctricas (mayormente alimentadas con gas natural), 41% a hidroeléctricas y 4% a nucleoeléctricas.

Desde la privatización del sector eléctrico en 1992 prácticamente no se han construido nuevas centrales eléctricas. Entre 1994 y 2001 se observa un incremento significativo de la potencia instalada del parque termoeléctrico, pero debido principalmente a la conversión de centrales con turbinas de gas en ciclos combinados (queman gas natural), obteniéndose así un mayor rendimiento; desde 2002 a la fecha no hubo incrementos relevantes en la potencia instalada. Con respecto al parque hidroeléctrico, entre 1993 y 1997 también se observa un importante aumento de su potencia instalada, puesto que se adicionaron turbinas en algunas de las usinas; sólo a partir de 2005 se vuelve a observar un incremento de la potencia instalada, relacionado a los trabajos de incremento de cota en Yacyretá.

Un problema a resolver

Es importante señalar que los tiempos de planificación energética no son nada bondadosos. Una central hidroeléctrica como Garabí supone entre 10 y 12 años para su concreción. Este plazo se calcula al prever los estudios de factibilidad técnica, socioeconómica y ambiental, y, en particular, al considerar el reasentamiento involuntario de las poblaciones afectadas por el embalse, así como el desplazamiento-reconstrucción de los circuitos productivos a ser dañados.

Las centrales nucleoeléctricas, por su parte, demandan alrededor de cinco años, son más baratas que las hidroeléctricas y no producen gases de efecto invernadero, a diferencia de las centrales térmicas, que se abastecen con carbón mineral, gas natural y productos derivados del petróleo crudo (fuel-oil y diesel-oil). Tampoco producen lluvia ácida, deterioro de la capa de ozono, ni otro tipo de contaminación. Luego de 32 años de operación de Atucha I y 22 años de Embalse todos los elementos combustibles usados están almacenados en forma segura en ambas centrales nucleares, lo que hace cuanto menos discutible el famoso "problema insoluble" de los residuos nucleares.

En base a datos de la CNEA y de IDICSO-USAL, para el año 2024 Argentina necesitará alrededor de 42.000 MW adicionales a los 24.080 MW de potencia instalada registrada a fines de 2005. Los anuncios efectuados por la administración Kirchner señalan la finalización de las obras en la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá hacia el año 2008 (1.400 MW netos adicionales a los 1.700 MW existentes); la terminación de la Central Nucleoeléctrica Atucha II para el segundo semestre de 2010 (de 692 MW netos) y la construcción de dos centrales térmicas de ciclo combinado hacia 2007-2008 (de 800 MW netos cada una: 1.070 MW ingresarán en 2007 y 530 MW en 2008), es decir, 3.692 MW de potencia prevista a instalar.

Por consiguiente, las preguntas son cómo, cuándo, durante qué período de tiempo y con qué tecnología se resolverá el problema de los 38.308 MW restantes. En ese sentido, se observa un especial interés por parte del gobierno en planificar para la década entrante los proyectos concernientes a los aprovechamientos hidroeléctricos binacionales Garabí y Corpus Christi, la construcción de una cuarta central nuclear de alta potencia y la financiación de un prototipo del CAREM para su posterior fabricación en serie.

Es pertinente preguntarse si el gobierno está pensando en acelerar la construcción simultánea de varias centrales nucleares (así como el recurso a otras fuentes de energía, como la eólica), para disminuir la dependencia termoeléctrica en base al gas natural, pues de no ser así, a partir de 2011 el aparato productivo será impactado por la escasez de gas natural y habrá un colapso eléctrico.

Artículos publicados

“Las futuras crisis petroleras”,
por Nicolas Sarkis, marzo de 2000.
“Azaroso destino de YPF”, por A.E.
Calcagno y E. Calcagno, julio de 2001.
“Combinación explosiva en Medio Oriente”, por Nicolas Sarkis, junio de 2002.
“Hacia una nueva crisis petrolera”, por Nicolas Sarkis, julio de 2004.
“En busca de la energía solar”, por Roland Lehoucq, enero de 2005.
“Anticipar el fin del petróleo”, por D. Babusiaux y P. R. Bauquis, enero de 2005.
“Todo es cuestión de energía”, por Carlos Gabetta, abril de 2005.
“Al borde del abismo energético”, por A.E. Calcagno y E. Calcagno, abril de 2005.
“Imprescindible sustitución”, por A.E.
Calcagno y E. Calcagno, noviembre de 2005.
“El petróleo saudita también se acabará”, por M.T. Klare, marzo 2006.
Dossier “El sector hidrocarburífero argentino”, abril de 2006.
“Sed de petróleo y gas en el futuro inmediato”, por Félix Herrero.
“La acción de oro de Repsol”, por Félix Herrero.
“Se agotan las reservas”, por Diego Mansilla.
“Gasoducto versus buques metaneros”, por F. Herrero.
“Un proyecto de ley continuista”, por Salvador María Lozada.
“El desafío energético”, por Nicolas Sarkis, mayo de 2006.


ENARSA y el gas boliviano

Bernal, Federico

A partir del acuerdo de integración energética firmado este año entre las repúblicas de Argentina y Bolivia, la administración Kirchner intenta convertir a Energía Argentina S.A. (ENARSA) en una empresa testigo del Estado nacional en el mercado hidrocarburífero, controlado por un puñado de conglomerados energéticos extranjeros.

El acuerdo argentino-boliviano es beneficioso por los siguientes motivos:
a) Negociación interestatal regida por intereses nacionales y no empresariales. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) le venderá a ENARSA la extracción gasífera exportada a Argentina. Será esta última la responsable de operar la comercialización, con lo cual pasará a gravitar con fortaleza, y progresivamente, en el mercado gasífero argentino.
b) El nuevo precio acordado de 5 dólares el millón de BTU hasta diciembre de 2006 y 5,50 dólares para 2007 es lógico si se lo compara con el precio internacional que oscila –según el país o la región– entre 12 y 15 dólares el millón de BTU (o entre 19 y 23 dólares el millón de BTU de gas natural licuado).
c) La modificación del precio no repercutirá en las tarifas locales.
d) Argentina se asegura la provisión de gas natural hasta un 30,7% del consumo local estimado para 2010.
e) El acuerdo implica la construcción del Gasoducto del Noreste (NEA), con capacidad de diseño original de 20 millones de m3/día (ampliables hasta 30 millones de m3/día), cuyas obras estarán finalizadas para 2010 y que será operado conjuntamente por YPFB-ENARSA. Llevará gas natural a Misiones, Corrientes, Chaco y Formosa, provincias que actualmente carecen de provisión de gas natural por redes.
f) Fortalecimiento de un proceso de integración energética incluyente y equitativo entre los socios de la Comunidad Sudamericana de Naciones.

Una tendencia mundial. Desde la privatización de YPF y Gas del Estado en 1992, un puñado de empresas controla la oferta primaria de gas natural y participa en el transporte troncal, distribución, comercialización y consumo industrial de este hidrocarburo. Según la Secretaría de Energía de la Nación, en 2005 el 90% de la extracción gasífera estuvo a cargo de seis empresas: Repsol YPF, Total Austral, Pan American Energy, Pluspetrol, Petrobras y Tecpetrol.
Como resultado del acuerdo con Bolivia, en 2007 ENARSA aportará el 7,5% de los 37.473 millones de m3 que deberá consumir el país. Por consiguiente, el sector privado representará el 92,5% de la oferta primaria de gas natural. Cuando ingrese en operación el Gasoducto del NEA en 2010, ENARSA aportará el 30,7% de los 42.152 millones de m3 que consumirá el país según proyecciones del IDICSO. En la medida en que Argentina no anule sus actuales exportaciones gasíferas (prohibidas por las leyes nacionales 17.319 y 24.076; ver pág. 4), para el año 2014 a más tardar las reservas de gas natural estarán agotadas.
Las nuevas reglas de juego en la comercialización del gas natural importado por Argentina son consecuencia del proceso de nacionalización en Bolivia, decretado el 1-5-06. A partir de entonces, YPFB pasó a gestionar toda la cadena hidrocarburífera comprendida por la extracción, la comercialización interna y externa, y la industrialización. La estatal boliviana propuso que sea su homóloga argentina la que adquiera el fluido.
Bolivia y Argentina no hacen sino reflejar una tendencia mundial, caracterizada por dos aspectos esenciales de creciente trascendencia: intervención estatal e importancia relativa del gas natural (el proyectado Gasoducto del Sur, que transportaría gas venezolano, es un ejemplo).
En suma, de cumplirse los acuerdos firmados con Bolivia, queda por ver si el gobierno argentino reproduce la intervención estatal en los sectores de transporte, distribución, industrialización y fraccionamiento del fluido, hoy en manos del oligopolio privado.


Autor/es Ricardo De Dicco
Publicado en Edición Cono Sur
Número de ediciónNúmero 88 - Octubre 2006
Páginas:6,7
Temas Desarrollo, Política
Países Argentina